20080111_3 - EPE

Ministério das Minas e Energia – MME 

Empresa de Pesquisa Energética – EPE 

Ministro 

Silas Rondeau Cavalcante Silva 

Nelson Jose Hubner Moreira (interino) 

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético 

Márcio Pereira Zimmermann 

Diretor do Departamento de Planejamento Energético 

Iran de Oliveira Pinto 

Ministério das Minas e Energia – MME 

Esplanada dos Ministérios 

Bloco U – 5º andar 

70065-900 – Brasília – DF 

Tel.: (55 61) 3319 5299 

Fax : (55 61) 3319 5067 

www.mme.gov. br 

Presidente 

Maurício Tiomno Tolmasquim 

Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos 

Amílcar Gonçalves Guerreiro 

Diretor de Estudos de Energia Elétrica 

José Carlos de Miranda Farias 

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Bioenergia 

Gelson Baptista Serva (Interino) 

Diretor de Gestão Corporativa 

Ibanês César Cássel 

Empresa de Pesquisa Energética – EPE 

Sede 

SAN – Quadra 1 – Bloco B – Sala 100-A 

70041-903 - Brasília – DF 

Escritório Central 

Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar 

20090-003 – Rio de Janeiro – RJ 

Tel.: (55 21) 3512 3100 

Fax : (55 21) 3512 3199 

www.epe.gov. br 

Catalogação na Fonte 

Divisão de Gestão de Documentos e Informação Bibliográfica 

BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Secretaria de Planejamento e 

Desenvolvimento Energético. 

Plano decenal de expansão de energia: 2007/2016 / Ministério 

de Minas e Energia ; Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento 

Energético. _ Brasília : MME, 2007. 

2 v. : il. 

1. Política energética _ Brasil. 2. Energia _ Brasil. II. 

Título. 

CDU 621.3(81)”2007/2016”

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 

2007/2016 

2 

volume

Participantes do Ministério de Minas e Energia – MME 

Coordenação Geral 

Márcio Pereira Zimmermann 

Coordenação Executiva 

Iran de Oliveira Pinto 

Paulo Altaur Pereira Costa 

Centro de Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL 

Albert Cordeiro Geber de Melo 

Maria Elvira Piñeiro Maceira 

Secretaria de Planejamento e 

Desenvolvimento Energético – SPE 

Consultores do Projeto ESTAL 

Altino Ventura Filho 

Antonio Carlos Tatit Holtz 

Equipe Técnica SPE 

Adriano Jeronimo da Silva 

Alexandre Ramos Peixoto 

Andréa Figueiredo 

Artur Costa Steiner 

Carlos Aparecido Gama 

Carolino Augusto Cepeda 

Ceres Zenaide Barbosa Cavalcanti 

Cristiany Salgado Faria 

Eduardo de Freitas Madeira 

Fernando Colli Munhoz 

Fernando José Ramos Mello 

Franscisco Romário Wojcicki 

Gilberto Hollauer 

Henryette Cruz 

Jarbas R. de Aldano Matos 

Jefferson Boechat 

João Antônio Moreira Patusco 

Joao Luiz Tedeschi 

John Denys Cadman 

José Antônio Sales de Melo 

José Luiz Scavassa 

Laura Cristina da Fonseca Porto 

Luiz Antonio Duarte 

Osmar Ferreira do Nascimento 

Paulo Augusto Leonelli 

Paulo de Tarso de Alexandria Cruz 

Paulo Roberto Rabelo da Assunção 

Roberto Wagner Pereira 

Samira Sana Fernandes de Souza 

Sidney do Lago Junior 

Sophia Andonios Spyridakis Pereira 

Thiago Guilherme Ferreira Prado 

Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis – SPG 

Coordenação 

João José de Nora Souto 

Equipe Técnica SPG 

Antônio Henrique Godoy Ramos 

José Botelho Neto 

Clayton de Souza Pontes 

Cláudio Akio Ishihara 

Luciano Costa de Carvalho 

Luiz Carlos Lisboa Theodoro 

Manoel Rodrigues Parada Neto 

Marco Antônio Martins Almeida 

Marlon Arraes Jardim Leal 

Symone Christine de Santana Araújo 

Ricardo de Gusmão Dornelles 

Ricardo Borges Gomide 

Ricardo Takemitsu Simabuku 

Secretaria de Geologia, Mineração e Transformação Mineral - SGM 

Coordenação 

Claudio Scliar 

Equipe Técnica SGM 

Irineu Capeletti 

Coordenação Editorial 

Gabriela Pires Gomes de Souza Costa 

Equipe Editorial 

Ana Kléa Sobreira de Moraes 

Carlos Eduardo Reis Gregório

Participantes da Empresa de Pesquisa Energética– EPE 

Coordenação Geral 

Mauricio Tiomno Tolmasquim 

José Carlos de Miranda Farias 

Amilcar Gonçalves Guerreiro 

Coordenação Executiva 

Geral 

Estudos econômicos e energéticos 

Estudos de petróleo e derivados 

Estudos de gás natural e biocombustíveis 

Estudos de geração de energia elétrica 

Estudos de transmissão de energia elétrica 

Estudos socioambientais 

Estudos econômicos e energéticos 

Agenor Gomes Pinto Garcia 

Amaro Olimpio Pereira Junior 

Arnaldo dos Santos Junior 

Carla Achão 

Cláudio Gomes Velloso 

Emílio Hiroshi Matsumura 

Inah de Holanda 

Jeferson Borghetti Soares 

José Manuel David 

Juarez Castrillon Lopes. 

Letícia Fernandes Rodrigues da Silva 

Luiz Cláudio Orleans 

Marina Elisabete Espinhoso Tavares 

Raymundo Moniz Aragão Neto 

Renato Pinto de Queiroz 

Ricardo Gorini de Oliveira 

Vicente Correa Neto. 

Estudos de petróleo e derivados 

Aldeir Dias Bernardo 

Alexandre Szklo (consultor) 

Amanda Pereira Aragão 

Claudio Bettini 

Ernesto Ferreira Martins 

Janaína Francisco Sala 

João Augusto Bastos de Mattos 

Luana Barki (estagiária) 

Marcos Frederico F. de Souza 

Marisa Maia de Barros 

Norival Brisola 

Paula Caroline Freschi Merigue 

Reneu Rodrigues da Silva 

José Marcos Bressane 

James Bolívar Luna Azevedo 

Ricardo Nascimento e Silva do Valle 

Gelson Baptista Serva 

Talita de Oliveira Porto 

Paulo César Vaz Esmeraldo 

Ricardo Cavalcanti Furtado 

Estudos de geração de energia elétrica 

Angela Regina Livino de Carvalho 

Danielle Bueno de Andrade 

Leonardo Augusto da Fonseca P. Sant’Anna 

Leonardo Braga Soares 

Leonardo Souza Ribeiro 

Marcelle Caroline Thimotheo de Brito 

Pedro Américo Moretz-Sohn David 

Estudos de transmissão de energia elétrica 

Alzira Noli Silveira 

Daniela Florêncio de Souza 

Edna Maria de Almeida Araújo 

Fernando Hevelton Oliveira 

João Maurício Caruso 

Jurema Baptistella Ludwig 

Maria de Fátima Gama 

Roberto M. Rocha 

Thiago de Faria R. Dourado Martins 

Vinicius Ferreira Martins 

Estudos socioambientais 

Ana Lacorte 

Ana Paula Athanazio Coelho 

Carlos Frederico Menezes 

Flavia Pompeu Serran 

Hermani Moraes Vieira 

Mírian Regini Nuti 

Paulo Nascimento Teixeira 

Ronaldo Câmara Cavalcanti 

Estudos de biocombustíveis 

Angela Oliveira da Costa 

Frederico Ventorim 

Luciano Basto Oliveira 

Roberto Gustavo Pohl Ferrão 

Estudos de gás natural 

Aloysio Vasconcelos 

André Carlos Cascão 

Erick Portela Pettendorfer 

Geraldo Furtado Rodrigues 

Marco Stiel Radu Halpern 

Sara Macêdo dos Santos

Sumário 

1 

volume 

Capítulo I - INTRODUÇÃO --------------------------------------------------------------------- 15 

Capítulo II - DEMANDA DE ENERGIA ---------------------------------------------------------- 27 

Capítulo III - OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA ------------------------------------------------- 113 

2 

volume 

Capítulo IV - RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL ----------------------- 469 

Capítulo V - OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO ------------------------------------------ 509 

Capítulo VI - OFERTA DE GÁS NATURAL ------------------------------------------------------ 581 

Capítulo VII - OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS ------------------------------------- 643 

Capítulo VIII - OFERTA DE CARVÃO MINERAL ------------------------------------------------ 683 

Capítulo IX – EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ----------------------------------------------------- 739 

Capítulo X – INDICADORES DA EXPANSÃO -------------------------------------------------- 755

4 

Reservas e Produção 

de Petróleo e Gás Natural 

Previsões para o Petróleo 473 

Previsões para o Gás Natural 481 

Previsão Decenal da Produção de Petróleo e Gás Natural 487 

Investimentos em E&P 492 

Síntese de Aspectos Relevantes das Projeções 494 

Aspectos Socioambientais 496

4 

Reservas e Produção 

de Petróleo e Gás Natural 

1. Previsões para o Petróleo ............................................................................................................... 473 

1.1. Dados de Petróleo em Campos Descobertos ............................................................................................... 473 

1.2. Previsão da Qualidade do Petróleo Recuperável em Campos não Descobertos ............................................ 473 

1.3. Reservas de Petróleo em Campos Descobertos ........................................................................................... 475 

1.4. Potencial de Petróleo Recuperável em Campos não Descobertos ................................................................ 475 

1.5. Previsão da Produção de Petróleo de Recursos Descobertos ........................................................................ 476 

1.6. Previsão da Produção de Petróleo de Recursos não Descobertos ................................................................. 479 

1.7. Evolução Prevista das Reservas de Petróleo de Recursos Descobertos e não Descobertos ............................ 480 

2. Previsões para o Gás Natural .......................................................................................................... 481 

2.1. Evolução das Reservas de Gás Natural dos Campos Descobertos ................................................................. 481 

2.2. Potencial de Gás Natural em Campos não Descobertos ............................................................................... 482 

2.3. Previsão de Produção de Gás Natural dos Campos Descobertos .................................................................. 484 

2.4. Previsão da Produção de Gás Natural de Campos não Descobertos ............................................................. 484 

2.5. Evolução Prevista das Reservas de Gás Natural a Partir de Recursos Descobertos e não Descobertos ........... 486 

3. Previsão Decenal da Produção de Petróleo e Gás Natural .................................................................. 487 

3.1. Petróleo...................................................................................................................................................... 487 

3.2. Gás Natural ................................................................................................................................................. 488 

3.3. Previsão Decenal da Produção de LGN – Líquido de Gás Natural ................................................................. 481 

4. Investimentos em E&P ................................................................................................................... 492 

5. Síntese de Aspectos Relevantes das Projeções ................................................................................. 494 

6. Aspectos Socioambientais .............................................................................................................. 496 

6.1. Contextualização ........................................................................................................................................ 496 

6.2. Licenciamento Ambiental .......................................................................................................................... 498 

6.3. Desenvolvimento Tecnológico .................................................................................................................... 498 

6.3.1. Redução de Emissões ................................................................................................................... 498 

6.3.2. Tratamento de Efluentes .............................................................................................................. 499 

6.3.3. Resíduos Sólidos .......................................................................................................................... 499 

6.3.4. Monitoramento ........................................................................................................................... 499 

6.4. Responsabilidade Socioambiental .............................................................................................................. 500 

6.4.1. Geração de Empregos .................................................................................................................. 500 

6.4.2. Geração de Royalties e Participação Especial ................................................................................ 502 

Referências Bibliográficas ................................................................................................................. 504 

LISTA DE TABELAS ........................................................................................................................................................... 505 

LISTA DE GRÁFICOS ......................................................................................................................................................... 506 

LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................................................................... 507

RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL 473 

Introdução 

Este capítulo contempla a previsão decenal das reservas nacionais de petróleo, abrangendo os diversos tipos 

de hidrocarboneto (óleo leve, óleo mediano, óleo pesado) e gás natural. 

Para os campos a descobrir, utilizaram-se os dados obtidos nas licitações dos blocos exploratórios, promovidas 

pela ANP (até a sétima rodada de licitações). A terminologia associada a recursos petrolíferos utilizada no estudo 

fundamenta-se nas normas publicadas pela ANP. 

Além das previsões de reservas e volumes potenciais recuperáveis, elaboraram-se também as seguintes estimativas 

de produção: petróleo em campos já descobertos; petróleo em campos não descobertos; gás natural em 

campos já descobertos e gás natural em campos não descobertos. 

O estudo incorpora, ainda, uma previsão dos investimentos em E&P, consistentes com as previsões de reservas 

e produção de petróleo e de gás natural. 

Finalmente, é apresentada uma análise dos principais aspectos socioambientais referentes às atividades de 

exploração e produção de petróleo e gás natural. 

1. Previsões para o Petróleo 

As previsões de reservas e produção de petróleo no decênio 2007/2016 compõem-se de duas partes, tendo em 

vista a distinção entre recursos descobertos e a descobrir (Portaria ANP nº 9, de janeiro/2000). 

1.1. Dados de Petróleo em Campos Descobertos 

Os dados sobre as reservas nacionais de petróleo, referidas a 31.12.2005, foram fornecidos à EPE pela ANP, 

juntamente com os dados sobre o tipo de petróleo, aqui caracterizado pelo grau API e pela densidade do óleo a 

20ºC, relativa à da água a 20ºC. A classificação do tipo de petróleo utilizada nos gráficos e tabelas a seguir baseia-se 

na Portaria nº 9 da ANP (Tabela 1). 

Observa-se que nos estudos a categoria de óleo extrapesado foi agregada à categoria de óleo pesado, tendo 

em vista que as previsões de produção de petróleo tiveram o objetivo principal de servir de insumo para o estudo 

referente ao parque de refino e à expansão da infra-estrutura nacional de abastecimento de derivados de petróleo, 

apresentado em outro volume deste relatório. O simulador utilizado no referido estudo admite apenas quatro categorias 

de petróleo, sendo uma dedicada ao petróleo leve importado. 

Tabela 1 – Classificação do Petróleo Segundo Portaria ANP nº 9. 

Grau API 

Densidade 

rel. 20 o C / 20 o C 

Tipo de Óleo 

o 

API ≥ 31 d ≤ 0,87 leve 

22 ≤ o API < 31 0,87 < d ≤ 0,92 mediano 

10 ≤ o API < 22 0,92 < d ≤ 1,00 pesado 

o 

API < 10 d > 1,00 extrapesado 

Fonte: ANP (2006) 

1.2. Previsão da Qualidade do Petróleo Recuperável em Campos não Descobertos 

Os Gráficos 1 a 3 apresentam os volumes recuperáveis não descobertos de petróleo nacional, segundo as categorias 

da Tabela 1. Esta desagregação por qualidade baseou-se nos seguintes critérios: 

• Tendências geográficas amplas, baseadas no conhecimento do tipo de óleo dominante em cada bacia; 

• Tendências locais, baseadas na proximidade de campos conhecidos e no conhecimento geológico de cada 

bacia. 

Para operacionalizar a atribuição do tipo de petróleo esperado em cada bloco não produtor, utilizou-se o sistema 

ArcGIS para mapear os blocos licitados e os graus API dos campos conhecidos, conforme ilustrado na Figura 1.

474 

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA – PDE 2007 / 2016 

Nesta figura é apresentada a atribuição dos tipos de petróleo aos possíveis campos a serem descobertos no decênio 

2007/2016, em blocos licitados até a Sétima Rodada, promovida pela ANP, na Bacia do Recôncavo. 

Figura 1 – Atribuição dos Tipos de Petróleo aos Possíveis Campos a serem Descobertos 

no Decênio 2007/2016, em Blocos Licitados até a Sétima Rodada.


1.3. Reservas de Petróleo em Campos Descobertos 

Para o objetivo do presente trabalho, utilizaram-se as reservas totais (provadas, prováveis e possíveis) referentes 

ao dia 31 de dezembro de cada ano, no período 2007/2016. As reservas em 2007 foram estimadas a partir dos montantes 

de 31.12.2005, fornecidas pela ANP. 

A evolução prevista das reservas de petróleo em 2006 e ao longo do decênio em pauta baseou-se em modelo 

expedito de produção, no qual se utilizam como parâmetros os anos de descoberta do campo, início da produção, 

início e final do patamar de produção, quando for o caso, e abandono do campo. Para cada campo, simula-se a produção 

no período 2007/2016. 

A Tabela 2 e o Gráfico 1 apresentam as previsões de reservas dos campos conhecidos até 31.12.2005, remanescentes 

ao longo do decênio 2007/2016. Estes valores resultam da aplicação do modelo empírico de produção às 

reservas relativas a dezembro de 2005. Convém ressaltar que, em todas as tabelas pertinentes no presente trabalho, 

as reservas de petróleo ou gás natural referem-se a 31 de dezembro do respectivo ano. 

Tabela 2 - Evolução das Reservas Totais de Petróleo* (milhões de m3) no Período 2007/2016 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

RD 2.402,4 2.290,4 2.168,3 2.037,3 1.896,0 1.746,5 1.589,6 1.430,2 1.276,2 1.129,3 

* recursos recuperáveis finais menos produção acumulada, estimados a partir dos recursos descobertos até 31.12.2005 

Gráfico 1 – Evolução das Reservas Totais de Petróleo (milhões de m3) no Período 2007/2016 

3.000 

2.500 

milhões m 3 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

1.4. Potencial de Petróleo Recuperável em Campos não Descobertos 

A previsão de novos volumes recuperáveis destinados a repor os volumes a serem produzidos a partir das atuais 

reservas foi feita através do método denominado IEM (Inversão de Expectativas de Mercado). Tal previsão baseia-se 

unicamente nos blocos já licitados pela ANP (até a Sétima Rodada), nos quais não houve descobertas declaradas ou 

reservas quantificadas até 31.12.2005. O método utilizado é uma adaptação do procedimento descrito por Furtado 

(2004) em sua tese de doutorado, segundo o qual o valor dos bônus oferecidos pelos concorrentes é proporcional 

à percepção dos valores de mercado das reservas. Estas, por sua vez, baseiam-se no potencial de cada bloco, previamente 

avaliado pelas empresas concorrentes. Segundo Furtado (2004), é possível estimar as reservas a partir dos 

bônus, “... supondo-se que os valores dos lances oferecidos em um leilão são uma fração da estimativa do valor de 

mercado da reserva esperada”.

476 


O volume (V) do recurso não descoberto para cada bloco exploratório é estimado através da seguinte equação: 

V = (V MB 

+ C EXP 

) / (F C 

x P R 

x F A 

) 

onde: 

V MB 

= percepção do valor monetário do bloco pelo mercado; 

C EXP 

= custo do projeto exploratório; 

F C 

= probabilidade de sucesso econômico do projeto exploratório; 

P R 

num EVTE); 

= preço médio do óleo-equivalente no ano da licitação (estimativa para o preço que estaria sendo usado 

F A 

є (0,1) = fator de aproveitamento econômico da “reserva”. 

Uma vez estimado o potencial petrolífero de cada bloco, procede-se de modo semelhante à previsão das reservas 

a partir de campos descobertos, utilizando o modelo empírico já descrito. A Tabela 3 e o Gráfico 2 apresentam 

as estimativas das reservas totais previstas a partir do potencial petrolífero avaliado pelo referido método, o qual 

incorpora riscos exploratórios. 

Tabela 3 – Evolução Prevista das Reservas Totais (milhões de m 3 ) de Petróleo Nacional a partir de Recursos 

não Descobertos em Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

RND 2,1 5,4 18,2 77,2 194,7 206,8 204,1 197,2 190,2 185,4 

Gráfico 2 – Evolução Prevista das Reservas Totais (milhões de m 3 ) de Petróleo Nacional a partir de Recursos 

não Descobertos em Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada 

250 

200 

milhões m 3 

150 

100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

1.5. Previsão da Produção de Petróleo de Recursos Descobertos 

A previsão de produção, no período 2007/2016, dos campos conhecidos até 31.12.2005 faz-se através do modelo 

empírico de produção já mencionado. As Tabelas 4 a 7 e os Gráficos 3 a 6 apresentam os resultados desta previsão, 

classificados segundo o tipo de petróleo (leve, mediano e pesado+extrapesado), conforme Tabela 1.


Tabela 4 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Leve (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016 a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Leve 10,4 12,0 12,9 13,3 12,9 12,5 11,9 11,1 10,0 9,0 

Gráfico 3 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Leve (milhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 

15 

milhões m 3 

10 

5 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Tabela 5 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Mediano (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Mediano 58,0 59,5 63,0 66,6 68,6 70,3 71,7 73,0 71,0 69,0 

Gráfico 4 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Mediano (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 

80 

60 

milhões m 3 

40 

20 

0 

2007 2009 2011 2013 2015

478 


Tabela 6 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Pesado + Extrapesado (milhões de m3) ao 

longo Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Pesado 36,2 40,5 46,2 51,1 59,8 66,6 73,4 75,3 72,9 68,9 

Gráfico 5 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Pesado + Extrapesado (milhões de m3) ao 

longo do Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005. 

80 

60 

milhões m 3 

40 

20 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Tabela 7 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo (milhões de m3) 

ao longo do Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos. 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Leve 10,4 12,0 12,9 13,3 12,9 12,5 11,9 11,1 10,0 8,9 

Mediano 58,0 59,5 63,0 66,6 68,6 70,3 71,7 73,0 71,0 69,0 

Pesado 36,2 40,5 46,2 51,1 59,8 66,6 73,3 75,3 72,9 69,0 

Total 104,6 112,0 122,1 131,0 141,3 149,4 156,9 159,4 153,9 146,9 

Gráfico 6 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos. Inclui Todos os Tipos de Petróleo. 

200 

150 

milhões m³/ano 

100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Leve 

Mediano 

Pesado


1.6. Previsão da Produção de Petróleo de Recursos não Descobertos 

A partir da estimativa de potencial dos blocos licitados (até a Sétima Rodada), referida no item 1.4, a previsão 

de produção de petróleo envolve duas etapas: 

• Estabelecimento de uma matriz de descobertas, com previsões de localização, chances exploratórias, número, 

tamanho (volume recuperável), tempos para descobertas e início de produção de novos campos; 

• Previsão da produção de petróleo, a partir de modelo empírico de produção. 

A Tabela 8 contém as previsões de produção, classificadas segundo o tipo de petróleo (cf. Tabela 1). O Gráfico 7 

apresenta a previsão de produção agregada de todos os tipos de petróleo, a partir de recursos a descobrir no decênio 

2007/2016. 

Tabela 8 – Previsão da Produção Anual de Petróleo Nacional (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos (Potencial Estimado) 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Leve 0,0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,6 2,4 8,0 13,8 18,1 

Mediano 0,0 0,0 0,1 0,2 0,2 0,2 0,9 1,8 2,7 3,0 

Pesado 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,3 0,5 0,9 1,1 1,4 

Total 0,0 0,1 0,3 0,5 0,6 1,1 3,7 10,7 17,7 22,4 

Gráfico 7 – Previsão da Produção Anual de Petróleo Nacional (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a Partir de Recursos não Descobertos (Potencial Estimado) 

25 

20 


15 

10 

5 

- 

2007 2009 2011 2013 2015 

Leve 

Mediano 

Pesado 

Na Tabela 9 e no Gráfico 8 quantifica-se a incerteza da previsão de produção anual agregada dos três tipos de 

petróleo (leve+mediano+pesado), utilizando-se uma estimativa alta e outra baixa, em relação à previsão total da 

Tabela 8 e do Gráfico 7, vista como estimativa moderada.

480 


Tabela 9 – Previsão de Produção Anual de Petróleo a partir de Recursos não 

Descobertos, Considerando a Incerteza 

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

Alta 0,0 0,1 0,4 0,6 0,8 1,4 4,9 13,9 23,0 29,2 

Moderada 0,0 0,1 0,3 0,5 0,6 1,1 3,7 10,7 17,7 22,4 

Baixa 0,0 0,1 0,2 0,4 0,5 0,8 2,8 8,1 13,4 17,1 

Gráfico 8 – Previsão da Produção Anual de Petróleo a partir de Recursos não Descobertos, Considerando a 

Incerteza. As Duas Faixas Superiores Representam Acréscimos à Previsão mais Conservadora (Faixa Verde) 

30 

20 

milhões m 3 /ano 

10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Alta 

Moderada 

Baixa 

1.7. Evolução Prevista das Reservas de Petróleo de Recursos Descobertos e não Descobertos 

A Tabela 10 e o Gráfico 9 apresentam a previsão agregada de volumes recuperáveis de petróleo nacional a 

partir das reservas totais dos recursos descobertos e não descobertos (potencial estimado nos blocos licitados até a 

Sétima Rodada promovida pela ANP). 

Tabela 10 – Evolução das Reservas Totais de Petróleo Nacional (milhões de m3), a partir dos Recursos 

Descobertos e a Descobrir no Decênio 2007/2016, nos Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

RD 2.402,4 2.290,4 2.168,3 2.037,3 1.896,0 1.746,5 1.589,6 1.430,2 1.276,2 1.129,3 

RND 2,1 5,4 18,2 77,2 194,7 206,8 204,1 197,2 190,2 185,4 

Total 2.404,4 2.295,8 2.186,5 2.114,5 2.090,7 1.953,3 1.793,7 1.627,4 1.466,5 1.314,8


Gráfico 9 – Evolução dos Volumes Recuperáveis Agregados de Petróleo Nacional (milhões de m3), 

a partir dos Recursos Descobertos (Reservas) e a Descobrir no Decênio 2007/2016, nos Blocos Licitados 

pela ANP até a Sétima Rodada 

3.000 

2.500 

milhões m 3 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

RND 

RD 

2. Previsões para o Gás Natural 

De modo análogo às previsões de reservas e produção de petróleo, as previsões referentes ao gás natural no 

decênio 2007/2016 compõem-se de duas partes, tendo em vista a distinção entre recursos descobertos e a descobrir 

(Portaria ANP nº 9). 

2.1. Evolução das Reservas de Gás Natural dos Campos Descobertos 

Os dados sobre as reservas nacionais de gás natural, referidas a 31.12.2005, bem como as previsões de produção 

de gás natural dos campos já descobertos no período 2006 a 2015, foram obtidos com base no trabalho indicado na 

Referência [1]. Neste documento, para cada campo de petróleo ou gás natural, a produção de gás associado ou nãoassociado 

foi simulada utilizando-se um modelo empírico de produção, com a mesma forma funcional e os mesmos 

parâmetros utilizados para os campos de petróleo. 

Os tempos de início de produção, início e fim do patamar de produção e o ano de abandono do campo foram 

revistos caso a caso para os campos de maior volume recuperável, levando em conta as informações complementares 

extraídas de relatórios técnicos publicados pela ANP, pelas empresas de petróleo e pela mídia especializada. Dentre 

estas informações, destacam-se dados de reservas e produção, bem como projetos anunciados de instalações de 

produção, tratamento, transporte e armazenamento de gás natural. Para tais campos, adotou-se um declínio exponencial. 

Utilizando-se este procedimento, expandiu-se a previsão até 2016. A evolução prevista das reservas de gás 

associado (GA) e não associado (GNA), apresentada na Tabela 11 e no Gráfico 10, foi obtida pela diferença entre as 

reservas e a produção acumulada a partir de 2006 5 . 

Tabela 11 – Evolução das Reservas Nacionais de Gás Natural* (bilhões de m3) no Período 2007/2016 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GA 234,2 219,5 204,9 189,6 174,1 159,2 144,8 130,9 118,3 106,3 

GNA 237,9 228,4 214,6 195,1 175,9 157,1 138,8 121,1 104,5 89,6 

Total 472,1 448,0 419,4 384,7 350,0 316,3 283,5 252,0 222,7 195,9 

* recursos recuperáveis finais menos produção acumulada, estimados a partir dos recursos descobertos até 31.12.2005 

5 Dado que a taxa de reinjeção é muito baixa na maioria dos campos (cerca de 3%), os volumes de gás reinjetados não foram considerados 

neste cálculo.

482 


Gráfico 10 – Evolução das Reservas Nacionais de Gás Natural (bilhões de m3) no Período 2007/2016 

500 

400 

bilhões m 3 

300 

200 

100 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA 

GNA 

2.2. Potencial de Gás Natural em Campos não Descobertos 

Os dados sobre o incremento previsto de reservas nacionais de gás natural, provenientes de campos a descobrir 

no período 2006 a 2015, nos blocos licitados até a Sétima Rodada promovida pela ANP, foram obtidos com base no 

trabalho indicado na Referência [2]. 

O modelo empírico utilizado foi o mesmo empregado para estimar os recursos não descobertos de petróleo, 

que consiste em avaliar o potencial de modo indireto, por inversão de expectativas de mercado, conforme apresentado 

no item 1.4. Uma vez estimado o potencial de cada bloco, procede-se de modo semelhante à previsão das reservas 

a partir de campos descobertos, utilizando um modelo de produção empírico. 

A Tabela 12 e o Gráfico 11 apresentam a previsão de acréscimo das reservas a partir de novas descobertas. Convém 

destacar que, na simulação dos processos de exploração e produção dos blocos licitados, a cada novo campo, 

atribuíram-se um volume recuperável final, uma data de descoberta e uma data de início da produção. A data de 

referência para alocação do novo volume descoberto, entretanto, é o ano médio entre as datas de descoberta e início 

de produção. Esta definição operacional explica o aspecto do Gráfico 11, com um patamar a partir de 2012, quando 

cessa o acréscimo previsto de novos volumes e a “reserva” passa a ser depletada pela produção dos novos campos. 

Tabela 12 – Evolução dos Acréscimos de Reservas Nacionais de Gás Natural (bilhões de m3) 

a partir dos Recursos Recuperáveis a Descobrir no Decênio 2007/2016 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Ad. Volume 1,7 2,9 4,4 52,2 128,8 29,4 

Acumulado 1,7 4,6 9,0 61,1 190,0 219,4 219,4 219,4 219,4 219,4 

Produção 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 9,0 9,0 15,3 18,5 

Reserva 1,7 4,5 8,8 60,8 189,6 218,8 210,4 210,4 204,1 200,9


Gráfico 11 – Evolução Prevista das Reservas Nacionais de Gás Natural (bilhões de m3), 

a partir de Recursos Recuperáveis a Descobrir no Decênio 2007/2016 

250 

200 

bilhões m 3 

150 

100 

RESERVA 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Obs.- A faixa superior do gráfico (vermelha) representa a produção acumulada prevista, a partir dos recursos a descobrir 

A Tabela 13 e o Gráfico 12 apresentam a contribuição anual acumulada dos campos de gás natural a descobrir. 

Tabela 13 – Evolução do Incremento de Volume Recuperável de Gás Natural 

(bilhões de m3) no Período 2007/2016, a partir de Novas Descobertas 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GA 0,7 1,7 3,6 21,4 56,2 69,4 68,9 67,8 66,6 65,9 

GNA 1,0 2,8 5,1 39,4 133,4 149,4 147,8 142,6 137,5 135,0 

Total 1,7 4,5 8,8 60,8 189,6 218,8 216,8 210,4 204,1 200,9 

Gráfico 12 – Evolução do Incremento de Volume Recuperável de Gás Natural 

(bilhões de m3) no Período 2007/2016, a partir de Campos a Descobrir 

250 

200 

bilhões m 3 

150 

100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA 

GNA

484 


2.3. Previsão de Produção de Gás Natural dos Campos Descobertos 

As previsões de produção de gás natural dos campos já descobertos no período 2006 a 2015 foram extraídas 

da Referência [1]. Utilizando o procedimento já mencionado, baseado em modelo empírico, expandiu-se a previsão 

para 2016. A Tabela 14 e o Gráfico 13 apresentam as previsões de produção de gás natural a partir dos campos conhecidos 

no território nacional. 

Tabela 14 – Previsão da Produção Nacional Anual de Gás Natural (bilhões de m3) 

ao longo do Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (Reservas) 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GA 15,0 14,7 14,6 15,3 15,5 14,9 14,4 13,8 12,6 12,0 

GNA 6,3 9,5 13,9 19,5 19,2 18,8 18,4 17,6 16,7 14,8 

Total 21,3 24,2 28,5 34,7 34,7 33,7 32,8 31,5 29,3 26,9 

Gráfico 13 – Previsão da Produção Nacional Anual de Gás Natural (bilhões de m3) 

ao longo do Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (Reservas) 

40 

30 

bilhões m 3 

20 

10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA 

GNA 

2.4. Previsão da Produção de Gás Natural de Campos não Descobertos 

As previsões de produção de gás natural dos campos a descobrir no período 2006 a 2015, nos blocos licitados 

até a Sétima Rodada, promovida pela ANP, foram extraídos da Referência [2], utilizando-se o método de inversão 

de expectativas de mercado, descrito anteriormente no item 1.4. Através do mesmo procedimento, expandiu-se a 

previsão para 2016. A Tabela 15 e o Gráfico 14 detalham a contribuição anual da produção de gás natural a partir de 

recursos não descobertos. 


ao longo do Decênio 2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GA 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,2 0,6 1,7 3,0 3,6 

GNA 0,0 0,0 0,2 0,2 0,3 0,5 2,0 7,3 12,4 14,9 

Total 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 2,6 9,0 15,3 18,5



ao longo do Decênio 2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos 

20 

15 

bilhões m 3 

10 

5 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA 

GNA 

Na Tabela 16 e no Gráfico 15 quantifica-se a incerteza 6 da previsão de produção anual agregada de gás associado 

e não associado, utilizando-se uma estimativa alta e outra baixa, em relação à previsão total da Tabela 15 e do Gráfico 

14, vista como estimativa moderada. 

Tabela 16 – Previsão da Produção Nacional Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos, Expressando a Incerteza através de Três Estimativas 

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

Alta 0,0 0,1 0,3 0,5 0,5 1,1 4,5 14,3 23,3 27,5 

Moderada 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 2,6 9,0 15,3 18,5 

Baixa 0,0 0,0 0,1 0,2 0,2 0,3 1,2 5,7 10,6 13,3 

Gráfico 15 – Previsão da Produção Nacional Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos, Expressando a Incerteza através de Três Estimativas 

30 

20 

bilhões m 3 

10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Alta Moderada Baixa 

6 A incerteza, neste caso, decorre das diferentes avaliações do mercado quanto ao valor de cada bloco, expressas em ofertas diferenciadas 

de bônus.

486 


2.5. Evolução Prevista das Reservas de Gás Natural a partir de Recursos Descobertos e não 

Descobertos 

A Tabela 17 e o Gráfico 16 apresentam a previsão agregada das reservas totais de gás natural a partir de recursos 

descobertos e não descobertos (potencial estimado nos blocos licitados até a Sétima Rodada promovida pela ANP). 

Tabela 17 – Evolução das Reservas Totais de Gás Natural Nacional (bilhões de m3), a partir dos Recursos 


2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

RD 472,1 448,0 419,4 384,7 350,0 316,3 283,5 252,0 222,7 195,9 

RND 1,7 4,5 8,8 60,8 189,6 218,8 216,8 210,4 204,1 200,9 

Total 473,8 452,5 428,2 445,5 539,6 535,0 500,3 462,4 426,8 396,8 

Gráfico 16 – Evolução das Reservas Totais de Gás Natural Nacional (bilhões de m3), a partir dos Recursos 


600 

400 

bilhões m 3 

200 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

RD 

RND 

Na Tabela 18 e no Gráfico 17 é apresentada a evolução prevista dos recursos de gás natural ao longo do decênio 

2007/2016, a partir de recursos nacionais descobertos (RD) e não descobertos (RND), desagregados segundo a 

proveniência do gás (associado - GA ou não associado - GNA). 

Tabela 18 – Evolução Prevista dos Recursos de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, 

a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GA RD 234,2 219,5 204,9 189,6 174,1 159,2 144,8 130,9 118,3 106,3 

GNA RD 237,9 228,4 214,6 195,1 175,9 157,1 138,8 121,1 104,5 89,6 

GA RND 0,7 1,7 3,6 21,4 56,2 69,4 68,9 67,8 66,6 65,9 

GNA RND 1,0 2,8 5,1 39,4 133,4 149,4 147,8 142,6 137,5 135,0 

Total GA 234,9 221,2 208,5 211,0 230,3 228,5 213,7 198,7 184,8 172,2 

Total GNA 238,9 231,3 219,7 234,5 309,3 306,5 286,6 263,7 242,0 224,6


Gráfico 17 – Evolução Prevista dos Recursos de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, 

a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

600 

400 

bilhões m 3 

200 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA RD GNA RD GA RND GNA RND 

3. Previsão Decenal da Produção de Petróleo e Gás Natural 

3.1. Petróleo 

A Tabela 19 e o Gráfico 18 apresentam a previsão da produção agregada de petróleo nacional a partir das reservas 

totais dos recursos descobertos e não descobertos (potencial estimado). 

Tabela 19 – Previsão da Produção Anual de Petróleo Nacional (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

RD 104,6 112,0 122,1 131,0 141,3 149,5 156,9 159,4 154,0 146,9 

RND 0,0 0,1 0,3 0,5 0,6 1,1 3,7 10,7 17,7 22,4 

Total 104,6 112,1 122,3 131,5 141,9 150,6 160,7 170,1 171,6 169,3 


2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (Reservas) e não Descobertos (Potencial Estimado) 

200 

150 


100 

50 

- 

2007 2009 2011 2013 2015 

RD 

RND

488 


A previsão de produção anual, correspondente a recursos de petróleo descobertos e não descobertos (Total da 

Tabela 19), é representada pela curva superior do Gráfico 18. A incerteza sobre esta curva é apresentada na Tabela 

20 e no Gráfico 19. 

Convém ressaltar que esta incerteza refere-se unicamente aos recursos não descobertos e que a curva apresentada 

na Tabela 19 e no Gráfico 18 corresponde à estimativa moderada. 

Tabela 20 – Previsão da Produção Anual de Petróleo Nacional (milhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

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

Alta 104,6 112,1 122,4 131,6 142,1 150,9 161,8 173,3 176,9 176,1 

Moderada 104,6 112,1 122,3 131,5 141,9 150,6 160,7 170,1 171,6 169,3 

Baixa 104,6 112,0 122,3 131,4 141,8 150,3 159,8 167,5 167,4 164,0 

Obs.- A faixa de incerteza refere-se aos recursos não descobertos. 


2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

200 

150 


100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

ALTA MODERADA BAIXA 

3.2. Gás Natural 

A Tabela 21 e o Gráfico 20 apresentam a previsão da produção agregada de gás natural nacional a partir de 

recursos descobertos (reservas totais) e não descobertos (potencial estimado). 

Tabela 21 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, a 

partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e Não Descobertos (RND). 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

RD 21,3 24,2 28,5 34,7 34,7 33,7 32,8 31,5 29,3 26,9 

RND 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 2,6 9,0 15,3 18,5 

Total 21,3 24,2 28,7 35,1 35,1 34,4 35,4 40,5 44,6 45,3


Gráfico 20 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, a 

partir de Recursos Nacionais Descobertos (Reservas Totais) e não Descobertos (Potencial Estimado) 

50 

40 

30 

bilhões m 3 

20 

10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

RD 

RND 

Na Tabela 22 e no Gráfico 21 é apresentada a previsão da produção anual de gás natural ao longo do período 

2007/2016, a partir de recursos nacionais descobertos (RD) e não descobertos (RND), desagregados segundo a proveniência 

do gás (associado - GA ou não associado - GNA). 

Tabela 22 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3/ano) ao longo do 2007/2016, a partir 

de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GA RD 15,0 14,7 14,6 15,3 15,5 14,9 14,4 13,8 12,6 12,0 

GNA RD 6,3 9,5 13,9 19,5 19,2 18,8 18,4 17,6 16,7 14,8 

GA RND 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,2 0,6 1,7 3,0 3,6 

GNA RND 0,0 0,0 0,2 0,2 0,3 0,5 2,0 7,3 12,4 14,9 

Total 21,3 24,2 28,7 35,1 35,1 34,4 35,4 40,5 44,6 45,3

490 


Gráfico 21 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3/ano) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

50 

40 

bilhões m 3 /ano 

30 

20 

10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA RD 

GNA RD 

GA RND 

GNA RND 

A previsão de produção anual, correspondente a recursos de gás natural descobertos e não descobertos (Total 

da Tabela 22) é representada pela curva superior do Gráfico 21. A incerteza sobre esta curva é apresentada na Tabela 

23 e no Gráfico 22. 

Convém ressaltar que esta incerteza refere-se unicamente aos recursos não descobertos e que a curva apresentada 

na Tabela 22 e no Gráfico 21 corresponde à estimativa moderada. 

Tabela 23 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, a 

partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) 

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

Alta 21,3 24,2 28,8 35,2 35,2 34,8 37,3 45,7 52,6 54,4 

Moderada 21,3 24,2 28,7 35,1 35,1 34,4 35,4 40,5 44,6 45,3 

Baixa 21,3 24,2 28,7 34,9 35,0 34,0 34,0 37,2 39,9 40,1 

Obs.- A faixa de incerteza refere-se aos recursos não descobertos.


Gráfico 22 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, a 

partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e Não Descobertos (RND) 

60 

40 


20 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Alta Moderada Baixa 

3.3. Previsão Decenal da Produção de LGN – Líquido de Gás Natural 

A previsão da produção decenal de LGN está baseada na produção nacional de gás natural, oriunda de campos 

descobertos e não descobertos. Os índices de absorção utilizados para os cálculos de volumes de LGN produzidos 

nas UPGNs estão contidos na Tabela 24, detalhados por estado da Federação e pela origem do gás (GA ou GNA), para 

os campos descobertos, e somente pela origem (GA ou GNA), para os campos a descobrir. 

Tabela 24 – Índices de Absorção Utilizados para os Cálculos de Volumes de LGN Produzidos nas UPGNs 

Estados 

Campos Descobertos 

Campos a Descobrir 

GA (%) GNA (%) GA (%) GNA (%) 

Alagoas 4 2 

Amazonas 7 3 

Bahia 8 3 

Ceará 6 0 

Espírito Santo 8 3 

Paraná 0 3 

8 3 

Rio de Janeiro 8 3 

Rio Grande do Norte 12 4 

São Paulo 0 2 

Sergipe 13 7 

Fonte: EPE [2],[3] 

Aplicando-se cada índice de absorção ao respectivo volume de gás produzido (GA e GNA) em cada estado, em 

cada ano do decênio, resultam os volumes de GN absorvidos por ano, por estado. Utilizando-se a relação de transformação 

gás/líquido de 1 m3 de LGN para 250m3 de GN, resultam os volumes totais de LGN anuais dos estados. Estes 

volumes foram agregados em escala nacional e estão apresentados na Tabela 25 e no Gráfico 23.

492 


Tabela 25 – Evolução Prevista da Produção Nacional de LGN no Decênio 2007/2016, a partir de 

Recursos Descobertos e não Descobertos (milhões de m 3 /ano) 

Ano 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

RD 5,392 5,525 6,221 7,076 7,095 6,869 6,650 6,397 5,929 5,531 

RND 0,000 0,010 0,035 0,055 0,063 0,106 0,435 1,432 2,432 2,941 

Total 5,392 5,535 6,256 7,131 7,158 6,975 7,085 7,829 8,361 8,472 

Gráfico 23 – Evolução Prevista da Produção Anual Nacional de LGN no Decênio 2007/2016, 

a partir de Recursos Descobertos e Não Descobertos 

10 

8 


6 

4 

2 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

RD 

RND 

4. Investimentos em E&P 

As previsões de investimentos em exploração e produção de petróleo e gás natural são cercadas de variadas 

fontes de incertezas técnicas e de mercado. As primeiras estão atreladas principalmente ao conhecimento geológico 

das áreas exploratórias e dos campos de produção. A percepção de altos riscos exploratórios em geral precede a 

realização de novas descobertas que, quando feitas, poderão demandar enormes investimentos para o desenvolvimento 

da produção. Mesmo em campos já descobertos, novas informações de reservatórios poderão gerar mais ou 

menos investimentos. As incertezas de mercado, por sua vez, estão ligadas aos movimentos dos grandes produtores 

e consumidores, tanto em escala mundial como regional, no caso do gás natural, afetando os preços de hidrocarbonetos 

comercializados e os custos dos insumos de produção, especialmente equipamentos, significativa parcela dos 

investimentos em E&P. 

Portanto, optou-se por uma abordagem robusta para o contexto de uma previsão decenal, no sentido de ser 

pouco sensível às diversas fontes de incerteza ao longo do tempo. Ela consiste em aplicar o conceito geral de custo 

de produção a uma previsão de produção. Define-se aqui um índice dependente do tempo, representado pela razão 

entre o investimento acumulado em E&P e a produção acumulada, desde o início das atividades na região considerada, 

no caso, todo o território nacional. 

Com base nos dados publicados pela Petrobras em seu portal eletrônico, a evolução histórica deste índice 7 , tal 

como acima definido, é apresentada no Gráfico 24. 

7 Os números estão ajustados pelo dólar de 2006.


Gráfico 24 – Evolução Histórica da Razão entre o Investimento Acumulado em E&P e a Produção 

Acumulada a Cada Ano no Brasil, pela Petrobras 

25 

20 

US$/BOE 

15 

10 

5 

0 

1954 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 

Fonte: Petrobras (2006) 

Ao longo da história do petróleo no Brasil, na qual é inquestionável ter a Petrobras como referência das operadoras, 

a média do custo acumulado do investimento em E&P é de 11,6 US$/boe, tendo atingido o mínimo de 7,6 US$/boe 

em 1962 e o máximo de 19,4 US$/boe em 1983. Em 2005 o custo acumulado atingiu o valor de 9,3 US$/boe. 

Para se ter uma idéia das possíveis variações, tendo em vista as já referidas incertezas que envolvem as estimativas 

de investimentos em E&P, consideraram-se duas hipóteses: 1) o custo acumulado permanecerá estável nos 

próximos 10 anos, no nível de 9,3 US$/boe, atingido em 2005; 2) o custo acumulado crescerá ao longo dos anos, 

atingindo 10,4 US$/boe em 2016, valor esse que corresponde à média observada nos últimos 10 anos. 

A Tabela 26 mostra, ano a ano, as previsões conforme as duas hipóteses. Deve ser notado que em ambas as 

hipóteses a tendência prevista dos investimentos é crescente, refletindo a expectativa de que, para se manter a 

auto-suficiência do petróleo e reduzir a dependência externa do gás natural, os investimentos em E&P no Brasil 

deverão crescer. 

Tabela 26 – Hipóteses de Previsões de Investimentos Anuais em E&P no Brasil (milhões US$) 

Hipóteses 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Custo Acumulado 

Crescente 

Custo Acumulado 

Estável 

8.902 9.842 10.985 12.213 13.111 13.857 14.843 16.112 16.824 17.044 

7.706 8.324 9.234 10.195 10.811 11.265 11.925 12.821 13.185 13.099 

Em suma, os investimentos em E&P no Brasil para o período 2007/2016 têm a previsão de somarem entre 

US$ 108,6 bilhões e US$ 133,7 bilhões. Considerando-se apenas os primeiros cinco anos do plano, de 2007 a 2011, 

a previsão é de que serão investidos pelas concessionárias entre US$ 46,3 bilhões e US$ 55,0 bilhões. A Petrobras, 

isoladamente, prevê investir US$ 40,7 bilhões, conforme seu Plano de Negócios 2007/2011. Maiores investimentos 

agregados (todas as concessionárias) são previstos para a segunda metade do período, de 2012 a 2016, entre US$ 

62,3 bilhões e US$ 78,7 bilhões.

494 


5. Síntese de Aspectos Relevantes das Projeções 

Embora o declínio de reservas seja um fato esperado no desenvolvimento de qualquer província petrolífera, ao 

longo dos anos, uma vez que estamos tratando de recursos não renováveis, cabe uma explicação para o caso deste 

Plano. As estimativas de reservas e produção apresentadas neste trabalho devem ser consideradas como conservadoras 

pelas seguintes razões: 

a) O potencial atribuído a novas descobertas baseia-se unicamente nos blocos exploratórios licitados pela ANP 

até a Sétima Rodada. Conseqüentemente, o potencial de blocos em áreas ainda não licitadas poderá contribuir para 

uma previsão mais otimista. 

b) Informações sobre possíveis volumes de descobertas em fase de avaliação exploratória, contidas em Planos de 

Avaliação submetidos pelas concessionárias à ANP, não foram incorporadas às previsões de produção e reservas. 

c) Não se considerou o acréscimo de reservas por métodos avançados de recuperação, o que pode afetar principalmente 

as previsões referentes ao petróleo. 

d) Não se considerou a variação anual de reservas totais contabilizada pela ANP para o ano de 2006, informada 

em 2007, já durante a fase de edição deste PDE 2007/2016. Com a premissa de reservas de 31/12/2005 adotada para 

elaboração deste plano, as reservas totais previstas para 2006 são menores do que aquelas contabilizadas pela ANP, 

em 13% para o petróleo e em 16% para o gás natural. Contudo, não se espera que tais diferenças alterem significativamente 

o panorama geral de evolução das reservas totais e das previsões de produção apresentadas neste plano, 

principalmente para o primeiro qüinqüênio, o que poderá ser verificado a partir de estudos mais detalhados a serem 

elaborados para o PDE 2008/2017. 

As seguintes tendências no decênio 2007/2016 são observadas, a partir da análise apresentada nos itens anteriores: 

A produção nacional de petróleo, baseada nos históricos de produção e nas reservas dos campos conhecidos, 

bem como em planos publicados pela indústria nacional, deverá crescer até 2014, atingindo um patamar de 159 milhões 

de m 3 /ano. Com a entrada de volumes recuperáveis provenientes de novas descobertas, a tendência crescente 

deverá manter-se até 2015, quando se prevê uma produção anual de 172 milhões de m 3 (correspondentes a 2,964 

milhões de barris diários). 

Considerando-se os níveis atuais de reservas totais e admitindo-se apenas os níveis de reposição de reservas 

previstos neste plano, a tendência das reservas de petróleo é declinante, saindo de um nível estimado de 2,4 bilhões 

de m 3 em 2007 para o nível de 1,3 bilhões de m 3 em 2016. 

A produção nacional de gás natural a partir das atuais reservas totais deverá crescer até 2010, mantendo-se no 

patamar de 35 bilhões de m 3 anuais até 2011. Somando-se a contribuição de volumes recuperáveis a descobrir nos 

blocos licitados pela ANP até a Sétima Rodada, o patamar de 35 bilhões de m 3 anuais poderá ser mantido até 2013, 

quando a produção anual poderá crescer até um novo patamar de 45 bilhões de m 3 em 2015 e 2016. 

As reservas totais nacionais de gás natural, estimadas em 474 bilhões de m 3 em 2007, deverão declinar até 2009, 

quando atingirão o nível previsto de 428 bilhões de m 3 . Mediante a contribuição de novas descobertas, haverá um 

incremento até 2011, quando se estima um volume recuperável de 540 bilhões de m 3 . 

Para se atingirem os níveis de produção de petróleo e gás natural previstos neste trabalho, os investimentos 

das empresas concessionárias de E&P no Brasil para o decênio 2007/2016 deverão ser realizados entre US$ 108,9 

bilhões e US$ 133,6 bilhões. Nestes valores não estão incluídos investimentos que deverão ser realizados pela ANP 

para aquisição de dados geológicos das bacias sedimentares brasileiras, necessários para o planejamento do MME 

quanto às novas rodadas de licitação de blocos exploratórios. 

Embora não se tenha feito uma avaliação mais profunda e em termos probabilísticos, por indisponibilidade 

de informações, é admissível supor que há possibilidade de manutenção da razão R/P (reservas totais / produção) 

nos níveis históricos recentes, em média 27 anos, no período de 2000 a 2006. Para tanto, mantendo-se as previsões 

de produção deste plano, seria necessário incorporar nas reservas totais, por ano, até 2016, cerca de 300 milhões de 

m3 de petróleo e 98 bilhões de m3 de gás natural. Tais valores de incorporação são admissíveis, quando se considera


que, no histórico do período de 2000 a 2006, as incorporações cresceram em níveis compatíveis com tais valores 8 . 

Caso ocorram, na hipótese de manutenção da R/P, as previsões de reservas totais passariam a ter evoluções como 

mostradas nos Gráficos 25 e 26, para petróleo e gás natural, respectivamente. 

Gráfico 25 – Previsões da Reserva Total de Petróleo (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, nas Hipóteses Conservadora e de Manutenção da R/P 

5.000 

4.000 

milhões m 3 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

2000 2005 2010 2015 

RT-PET (manutenção da R/P) 

RT-PET (conservadora) 

Gráfico 26 – Previsões da Reserva total de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, nas Hipóteses Conservadora e de Manutenção da R/P 

1.400 

1.200 

1.000 

bilhões m 3 

800 

600 

400 

200 

0 

2000 2005 2010 2015 

RT-GN (manutenção da R/P) 

RT-GN (conservadora) 

8 Com base nas informações disponíveis no portal da ANP, no caso do petróleo, a média de incorporação nos últimos 6 anos foi de 226 

milhões de m3; para o gás natural foi de 54 bilhões de m3.

496 


6. Aspectos Socioambientais 

6.1. Contextualização 

O Brasil está entre os países mais atrativos para investimentos em petróleo e gás natural que, segundo projeções 

da Agência Internacional de Energia, deve permanecer como um dos mais importantes produtores de energia do 

mundo nas próximas duas décadas. 

O País possui 29 bacias sedimentares com interesse para pesquisa de hidrocarbonetos – o equivalente a 6,4 

milhões de km2, dos quais cerca de 2,5 milhões de km2 localizam-se no mar. Entretanto, menos de 5% dessas áreas 

estão sob concessão para as atividades de exploração e produção (Figura 2). 9 

A aprovação da Lei Federal nº 9.478/97, possibilitou a flexibilização do monopólio estatal do setor, que até 

então era exercido pela Petrobras, e estabeleceu um novo modelo de Exploração e Produção (E&P) de petróleo e gás 

natural no País. O novo marco regulatório para o setor de petróleo definiu a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural 

e Biocombustíveis - ANP como sendo o órgão regulador. De acordo com esse modelo, a contratação das atividades 

de E&P - pesquisa e lavra - de jazidas de petróleo e gás natural passou a ser feita por concessão pública, precedida de 

processo de licitação (leilões). 

Na preparação dos leilões de blocos exploratórios, a ANP propõe as áreas a serem ofertadas, as quais serão submetidas 

à aprovação do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE. A ANP estabele os critérios de qualificação 

técnica que orientam a participação de empresas interessadas no arremate de blocos. 

Na medida em que as áreas de petróleo amadurecem e produzem progressivamente menores volumes de petróleo 

e gás natural, há a necessidade do País ampliar as atividades de E&P para áreas sedimentares ainda pouco exploradas, 

onde pode haver maior sensibilidade ambiental e social. Essas áreas incluem ambientes marinhos próximos à costa e 

outras áreas de importância ambiental. 

Entre 1999 e 2003, desenvolveu-se uma intensa discussão sobre o impacto ambiental potencial associado à 

atividade de sísmica e a necessidade de se submeter esta atividade ao licenciamento ambiental. Assim, a partir de 

1999, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - IBAMA passou a exigir licença 

ambiental para realização do levantamento de dados sísmicos. Finalmente, em 2004, o Conselho Nacional do Meio 

Ambiente – CONAMA, órgão consultivo e deliberativo do Sistema Nacional do Meio Ambiente - SISNAMA, disciplinou 

o assunto, com o objetivo de diminuir os constantes e crescentes conflitos dessas atividades com as atividades 

de pesca, padronizando as exigências técnicas e estabelecendo mecanismos de informação e participação das 

comunidades envolvidas. 

A abordagem da variável ambiental pela ANP no processo que envolve a concessão de blocos não se limita aos 

critérios de oferta dos mesmos. Nos contratos de concessões tem-se demonstrado a preocupação com o controle ambiental 

e a responsabilidade sobre danos ambientais nas áreas concedidas. Tais contratos estabelecem especificidades 

em torno de processos independentes de auditorias ambientais, inclusão de seguro ambiental ou de responsabilidade 

ambiental em seguro obrigatório, obrigatoriedade no cumprimento de recuperação de áreas e de responsabilidade 

em torno de passivos ambientais, acesso às informações do processo de gestão ambiental, dentre outros aspectos. 

9 Fonte: Agência Nacional do Petróleo


Figura 2 – Áreas sob Concessão para Petróleo e Gás Natural até 2006 

e Bacias Sedimentares Brasileiras (MME, 2007) 

Avanço importante ocorreu em 2002 por meio da articulação político-institucional entre o Ministério do Meio Ambiente 

– MMA, IBAMA, o MME e a ANP. Nesta ocasião consolidou-se um acordo de cooperação denominado de Agenda 

Ambiental, cujo processo viabilizou o apoio técnico e financeiro para a estruturação do Escritório de Licenciamento das 

Atividades de Petróleo e Nuclear-ELPN. Foram elaborados estudos técnicos para a definição do Guia de Licenciamento 

Ambiental (2002), cartas de sensibilidade ambiental, normas técnicas e a modernização do licenciamento ambiental. 

A Resolução nº 08, de 21 de agosto de 2003, do Conselho Nacional de Políticas Energéticas -CNPE estabeleceu 

a política de produção de petróleo e gás natural no país e definiu diretrizes para a realização das rodadas de licitação 

de blocos exploratórios promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP. 

Visando reduzir os riscos no processo de licenciamento ambiental, o inciso V do artigo 2.º desta Resolução 

estabeleceu que a ANP deva selecionar áreas para licitação, adotando eventuais exclusões por restrições ambientais, 

sustentadas em manifestação conjunta da Agência, do Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais 

Renováveis - Ibama e de órgãos ambientais estaduais. 

Como mencionado anteriormente, para as áreas localizadas no mar ou na zona de transição, o IBAMA elabora, 

desde 2002, os “Guias para o Licenciamento Ambiental das Atividades de Sísmica e de Perfuração”. Neste instrumento, 

o órgão licenciador define o nível de dificuldade do licenciamento e as diretrizes a serem seguidas pelo empreendedor 

no processo de licenciamento ambiental. A ANP participa da confecção dos Guias revisando o conteúdo, realizando 

a navegação, publicação e devida divulgação (página da internet e CDs). 

Sendo assim, a cada rodada, logo após a aprovação do início dos estudos das áreas pelo CNPE, a ANP solicita 

a emissão de pareceres ambientais aos órgãos competentes. Os pareceres, além de indicarem exclusões devido às 

restrições ambientais, também apresentam algumas diretrizes para o licenciamento das atividades a serem desenvolvidas 

nas áreas aprovadas. 

Os Guias de Licenciamento são entregues aos empreendedores antes do dia do leilão das áreas exploratórias, 

e visam orientar os interessados sobre os cuidados e obrigações que deverão observar para a obtenção das licenças 

ambientais. Todavia, ressalta-se que a cada rodada de licitações, o novo guia de licenciamento editado passa a valer 

para as rodadas já realizadas, o que impacta negativamente a execução das atividades contratadas e a segurança 

jurídica dos empreendimentos nas áreas concedidas.

498 


Já com relação aos órgãos ambientais estaduais, como não existe um guia de licenciamento específico de cada estado, 

a ANP publica os pareceres referentes às análises ambientais das áreas, realizadas pelos órgãos competentes. 

6.2. Licenciamento Ambiental 

O licenciamento ambiental é uma obrigação legal prévia à instalação de qualquer empreendimento ou atividade 

potencialmente poluidora ou degradadora do meio ambiente e possui como uma de suas mais expressivas 

características a participação social na tomada de decisão, por meio da realização de Audiências Públicas como parte 

do processo. 10 Essa obrigação é compartilhada pelos órgãos estaduais de Meio Ambiente e pelo IBAMA, como partes 

integrantes do Sisnama. 

Nos últimos anos, o processo de licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás natural vem evoluindo 

consideravelmente, formalizando os seus ritos por meio de instrumentos normativos e, em discussão com o setor, 

buscando novas formas de abordagem que permitam combinar maior eficácia do instrumento com racionalização, 

agilização e transparência. 

Dadas as características do setor e as tendências de expansão da atividade no Brasil, tal processo deve ser 

contínuo, permitindo ao mesmo tempo garantir padrões de desempenho ambiental praticados pela indústria em 

âmbito mundial, e atender ao ritmo do desenvolvimento da atividade. 

Em 2003, o Governo Federal instituiu, no âmbito do MME, o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de 

Petróleo e Gás Natural (Prominp). Tal programa representa o compromisso do Governo e das empresas do setor com 

a atuação integrada, priorizando a participação da indústria nacional de bens e serviços nos negócios de petróleo e 

gás natural, criando empregos e competências, gerando oportunidades e riquezas para o País. 

Em seu componente ambiental, o Prominp vem trabalhando para aperfeiçoar o licenciamento das atividades de 

petróleo e gás natural, com o objetivo de melhorar as condições técnicas, administrativas e gerenciais do processo. 

O licenciamento das atividades de petróleo e gás natural está diretamente relacionado ao grau de conhecimento 

ambiental das áreas licitadas. O acúmulo de conhecimento da Bacia de Campos, por exemplo, permitiu que fosse adotado 

o licenciamento por área, e não por unidade. Este fato aponta para a necessidade de investir no levantamento de 

dados primários das bacias, organização dos mesmos, validação pelo órgão ambiental e armazenamento em banco 

de dados de livre acesso. 

Uma das principais propostas nesse sentido é adequar o BDEP - Banco de Dados de Exploração e Produção, da 

ANP, que reúne informações sobre as bacias sedimentares terrestres e marinhas brasileiras - para armazenar as informações 

necessárias para a gestão ambiental das atividades, de maneira a integrá-lo ao Sinima (Sistema Nacional de 

Informação sobre o Meio Ambiente). 

Outro ponto identificado como prioritário é a capacitação dos técnicos envolvidos no licenciamento ambiental, 

dado o alto grau de especialização do setor e as deficiências de pessoal dos órgãos ambientais. 

6.3. Desenvolvimento Tecnológico 

Na busca da consolidação do tripé da sustentabilidade e adiante do atendimento das normas vigentes, o setor 

de petróleo e gás natural desenvolve tecnologias para a prospecção, exploração e produção visando à eliminação, ou 

redução, dos impactos socioambientais da atividade, as quais se traduzem na melhoria de seu desempenho. 

6.3.1. Redução de Emissões 

A indústria tem investido no desenvolvimento de soluções tecnológicas viáveis que contribuam para mitigar as 

emissões em longo prazo e contribuir com iniciativas que tratam de emissões de gases de efeito estufa e de controle 

de poluentes regulados. 

No ano de 2006, a Petrobras aperfeiçoou a gestão de monitoramento, criando o indicador Emissões Evitadas de 

Gases de Efeito Estufa (EEGEE) e reduzindo a queima do gás associado ao petróleo produzido (gas flaring). 

10 www.ibama.gov.br


6.3.2. Tratamento de Efluentes 

Na mesma direção, o setor busca minimizar o consumo de água nas suas instalações, atividades e operações de 

produção de petróleo e gás natural, diminuindo o consumo do recurso natural e reduzindo o uso de energia e outros 

insumos necessários para o seu tratamento. Ao mesmo tempo, antecipando-se à legislação, desde a implantação pela 

Petrobras do campo de Urucu, no Amazonas, foram tomadas medidas para minimizar a quantidade dos efluentes 

líquidos lançados, bem como o seu conteúdo poluente, evitando impactos nos ecossistemas aquáticos e na biodiversidade 

e a alteração das características naturais dos recursos hídricos na região Amazônica. 

6.3.3. Resíduos Sólidos 

Além de minimizar a geração de resíduos sólidos, as unidades de produção de petróleo realizam coleta seletiva, 

que permite a reciclagem para utilização própria ou a venda a terceiros. 

O resíduo não-reciclado é tratado em unidades de recuperação de óleo e de biodegradação natural, onde microorganismos 

dos solos degradam os resíduos oleosos. Outros resíduos sólidos são enclausurados em aterros industriais 

constantemente controlados e monitorados. 

6.3.4. Monitoramento 

O setor aprimorou seus sistemas de monitoramento, mediante adoção de novas tecnologias e do desenvolvimento 

de equipamentos, para verificar e corrigir impactos ambientais sobre os recursos hídricos, atmosféricos e contaminação 

de solo, e também reduzir o risco de acidentes com prejuízos ao ambiente, às pessoas e à sustentabilidade 

econômica. 

Somando-se à implantação de centros de desenvolvimento de pesquisas próprios das empresas do setor, estão 

sendo desenvolvidos programas conjuntos entre universidades e instituições de P&D nas regiões em que atuam, de 

modo a buscar soluções adequadas a cada contexto e à produção do conhecimento científico sobre as condições 

brasileiras. 

No Brasil, foram implantados pela Petrobras os Centros de Defesa Ambiental (CDAs). Esses centros contam com 

um grande conjunto de equipamentos e materiais para controle de emergências relacionadas a derramamento de óleo. 

Os recursos desses centros podem somar-se aos recursos de contingência existentes nas localidades ou empreendimentos 

do setor petrolífero, de modo a garantir maior segurança ambiental na atividade de E&P. Os CDA’s operam 

durante 24 horas por toda a semana, e dispõem de profissionais capacitados e de todos os equipamentos necessários 

para ações ágeis e eficazes, como recolhedores de óleo e barreiras de contenção e absorção. São nove centros no País, 

com seis bases avançadas na Região Norte, uma no Nordeste e duas no Sudeste (Figura 3). 

Figura 3 – Mapa de Localização dos Centros de Defesa Ambientais da Petrobras

500 


6.4. Responsabilidade Socioambiental 

Desde a década de 1970 a questão ambiental vem se materializando nas preocupações da sociedade brasileira, 

que percorreu vários estágios de organização. De campanhas em defesa de espécies ameaçadas, e ações pontuais 

de educação ambiental, denúncias que muitas vezes resultaram na construção de normas. Atualmente, grande parte 

das associações não governamentais atua no controle das ações do setor produtivo, aliadas ao Governo, Ministério 

Público e Universidades, o que lhes confere base técnica, transformando-as em importantes interlocutoras, junto com 

outras organizações populares e comunitárias. 

A pulverização geográfica das atividades de petróleo e gás natural por grande parte do território nacional implica 

na intervenção em contextos socioambientais distintos e complexos. Essa realidade conferiu ao setor a responsabilidade 

de inserir seus empreendimentos na questão do desenvolvimento das regiões em que opera, para promover a 

maximização dos benefícios gerados e sua apropriação pela sociedade. 

Se atualmente a interação social, baseada no diálogo e na transparência, é condição imprescindível para a viabilização 

de qualquer empreendimento, desde a fase dos estudos ambientais, o futuro aponta para a negociação de 

novos benefícios além do pagamento de participações especiais, royalties e compensações. A gestão dos impactos 

levará à formalização de parcerias, para a promoção de investimentos estratégicos na construção de soluções regionais 

onde o setor estiver presente como agente potencializador do processo de desenvolvimento. 

6.4.1. Geração de Empregos 

Nessa direção, o Prominp está atuando na formação profissional e capacitação de profissionais nos mercados 

potenciais, para fomentar a geração de trabalho e renda para as populações das regiões dos empreendimentos 

e garantir a mão-de-obra especializada demandada pelo setor . O Plano Nacional de Qualificação Profissional do 

Prominp-PNQP é visualizado na Figura 4. 

Figura 4 – Plano Nacional de Qualificação Profissional do Prominp, 2007 

Faz parte ainda, dessa política, priorizar a contratação de fornecedores de produtos e serviços que estejam 

alinhados com os princípios de sustentabilidade praticados pela E&P, influenciando-os a adotar práticas sustentáveis, 

compatíveis com as que vêm sendo adotadas pelo setor (Figura 5).


Figura 5 – Inserção de Micro e Pequenas Empresas - Convênio Petrobras-Sebrae, Prominp, 2007 

Soma-se a esses recursos e iniciativas, o Programa de Investimentos em P&D, cujo objetivo é estimular a pesquisa 

e a adoção de novas tecnologias, além de ações de apoio à formação de recursos humanos (PRH-ANP) em áreas de 

interesse e temas relevantes para indústria do petróleo, gás natural e biocombustíveis. 11 

As empresas devem realizar investimentos em pesquisa e desenvolvimento em valor correspondente ao percentual 

de, no mínimo, 1% (um por cento) da receita bruta proveniente dos campos para os quais é devida a Participação 

Especial, prevista nos contratos de concessão de exploração e produção de petróleo ou gás natural. 

Com relação à geração de empregos, o Gráfico 27 apresenta o total de empregos gerados nos empreendimentos 

em execução do setor de petróleo e gás natural, no ano de 2006, além de apresentar uma projeção para o setor até 

o ano de 2010. 

Gráfico 27 – Total de Empregos Gerados no Ano de 2006 

200.000 

181.402 

180.000 

160.000 

140.000 

n 0 de empregos 

120.000 

100.000 

80.000 

60.000 

40.000 

57.869 

56.277 

20.000 

0 

2005 

2006 2007 

2008 2009 2010 

Fonte: PROMINP [22]. 

Realizado 

Previsto 

11 Resolução ANP nº 33/2005

502 


6.4.2. Geração de Royalties e Participação Especial 

Os royalties constituem compensação financeira devida pelos concessionários de exploração e produção de 

petróleo ou gás natural, sendo pagos mensalmente, com relação a cada campo, a partir do mês em que ocorrer a 

respectiva data de início da produção (Decreto 2.705/98, Artigo 11). 

A participação especial constitui compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração 

e produção de petróleo ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade 

e será paga, com relação a cada campo de uma dada área de concessão, a partir do trimestre em que ocorrer a data 

de início da respectiva produção (Decreto 2.705/98, Artigo 21). 

Os Gráficos 27 e 28 apresentam a evolução da contribuição de Royalties e Participação Especial, respectivamente, 

do setor de petróleo e gás natural para a União, estados e municípios beneficiários entre 1997 e 2006. 

Gráfico 28 – Royalties - Participação na Arrecadação do País (milhões R$), entre 1997 e 2006 

9.000 

7.704 

8.000 

7.000 

6.000 

5.000 

4.396 

5.043 

6.206 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

190 

284 

984 

1.868 

2.303 

3.184 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

Fonte ANP, 2007 

Gráfico 29 – Participação Especial Arrecadadada no País (milhões R$), entre 1997 e 2006 

10.000 

8.840 

9.000 

8.000 

7.000 

6.967 

6.000 

5.000 

4.000 

4.998 

5.272 

3.000 

2.000 

1.000 

1.039 

1.722 

2.510 

0 

2000 

2001 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

Fonte ANP, 2007


Nos estados e municípios, a aplicação dos recursos dos Royalties e Participação Especial tem possibilitado 

obras de saneamento, urbanização e pavimentação de vias públicas. Também tem contribuído para a realização de 

construções e melhorias na infra-estrutura de serviços importantes como saúde, educação, habitação e eletrificação 

rural, gerando benefícios econômicos expressivos e qualidade de vida para a população. 

As participações governamentais, além dos royalties e da participação especial, também são compostas pelo 

aluguel da área em exploração, desenvolvimento e produção. O valor do aluguel é fixado por quilômetro quadrado, 

ou fração da superfície do bloco sob concessão (valor aumentado sempre que houver prorrogação do prazo de exploração). 

No período entre 1998 e 2006, a arrecadação proveniente dos pagamentos realizados pelos concessionários 

pela ocupação ou retenção de área totalizou R$ 942 milhões. 

Além dos aluguéis pagos ao Estado pelo o uso da área sob concessão, as empresas pagam aos proprietários 

da terra um valor equivalente a um por cento da produção de petróleo ou gás natural. Entre 1998 a 2006 os concessionários 

pagaram o montante de R$ 453 milhões aos proprietários de terra referente à produção de petróleo e gás 

natural no período. 

Há que se lembrar que as atividades do setor petrolífero estimulam vários outros segmentos industriais, envolvendo 

grande variedade de materiais, instrumentos e máquinas que totalizam 350 mil itens. A atração de novos 

investidores para a exploração e produção de petróleo e gás natural vem gerando riquezas, criando novos empregos, 

especializações profissionais e aumento das receitas públicas, nos níveis federal, estadual e municipal. Somente de 

impostos diretos, a estimativa é de que o petróleo gere mais de R$ 50 bilhões em arrecadação anual.

504 


Referências Bibliográficas 

Nº. 

Título 

[1] 

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EPE, 2006. Projeto 09 – Estudos Específicos sobre o Mercado de Gás Natural no Brasil – Produto 9.6 – Avaliação do Impacto 

das Novas Descobertas de Gás Natural – Parte 2. 

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Campos – Etapa de pré-monitoramento – Relatório Final. Rio de Janeiro, 2001. 

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[19] www.anp.gov.br/doc/anuario2006/G2.5.pdf, acesso em 02.01.07. 

[20] www.anp.gov.br/doc/participacoes_governamentais/2007/roya_2007_01.pdf, acesso em 13.02.07. 

[21] www.anp.gov.br/doc/participacoes_governamentais/2006/03_3T_2006.PDF, acesso em 13.02.07. 

[22] www.prominp.com.br/paginadinamica.asp?grupo=245, acesso em 10.01.07.


Lista de Tabelas 

Tabela 1 – Classificação do Petróleo Segundo Portaria ANP nº 9. ..............................................................................................473 

Tabela 2 - Evolução das Reservas Totais de Petróleo* (milhões de m3) no Período 2007/2016 ......................................475 

Tabela 3 – Evolução Prevista das Reservas Totais (milhões de m 3 ) de Petróleo Nacional 

a partir de Recursos não Descobertos em Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada. ...........................................476 

Tabela 4 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Leve (milhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016 a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 .........................................477 

Tabela 5 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Mediano (milhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005. ........................................477 

Tabela 6 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Pesado + Extrapesado (milhões de m3) 

ao longo Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005. ......................478 

Tabela 7 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo (milhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos. .......................................................................478 


Decênio 2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos (Potencial Estimado). .............................................................479 

Tabela 9 – Previsão de Produção Anual de Petróleo a partir de Recursos não 

Descobertos, Considerando a Incerteza ..............................................................................................................................................480 

Tabela 10 – Evolução das Reservas Totais de Petróleo Nacional (Milhões de m3), a partir dos Recursos 

Descobertos e a Descobrir no Decênio 2007/2016, nos Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada .................480 

Tabela 11 – Evolução das Reservas Nacionais de Gás Natural* (bilhões de m3) no Período 2007/2016 ......................481 

Tabela 12 – Evolução dos Acréscimos de Reservas Nacionais de Gás Natural (bilhões de m3) 

a partir dos Recursos Recuperáveis a Descobrir no Decênio 2007/2016 ................................................................................482 

Tabela 13 – Evolução do Incremento de Volume Recuperável de Gás Natural 

(bilhões de m3) no Período 2007/2016, a partir de Novas Descobertas. ..................................................................................483 


ao longo do Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (Reservas) .................................................................484 


ao longo do Decênio 2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos ...............................................................................484 

Tabela 16 – Previsão da Produção Nacional Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir de Recursos não Descobertos, Expressando a Incerteza através de Três Estimativas .................485 

Tabela 17 – Evolução das Reservas Totais de Gás Natural Nacional (bilhões de m3), a partir dos 

Recursos Descobertos e a Descobrir no Decênio 2007/2016, nos Blocos Licitados 

pela ANP até a Sétima Rodada ................................................................................................................................................................486 

Tabela 18 – Evolução Prevista dos Recursos de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND)................................486 


Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) ...................................................487 


Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (RD) e não Descobertos (RND) ...................................................488 

Tabela 21 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, 

a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e Não Descobertos (RND) ........................................................................488 

Tabela 22 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3/ano) ao longo do 2007/2016, 

a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND).........................................................................489 

Tabela 23 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, 

a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e não Descobertos (RND).........................................................................490 

Tabela 24 – Índices de Absorção Utilizados para os Cálculos de Volumes de LGN Produzidos nas UPGNs ................491

506 


Tabela 25 – Evolução Prevista da Produção Nacional de LGN no Decênio 2007/2016, a partir de 

Recursos Descobertos e não Descobertos (milhões de m 3 /ano)................................................................................................492 

Tabela 26 – Hipóteses de Previsões de Investimentos Anuais em E&P no Brasil (milhões US$) ......................................493 

LISTA DE GRÁFICOS 

Gráfico 1 – Evolução das Reservas Totais de Petróleo (milhões de m3) no Período 2007/2016 .......................................475 

Gráfico 2 – Evolução Prevista das Reservas Totais (milhões de m 3 ) de Petróleo Nacional 

a partir de Recursos não Descobertos em Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada ............................................476 

Gráfico 3 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Leve (milhões de m3) ao longo 

do Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 ...................................477 

Gráfico 4 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Mediano (milhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 .........................................477 

Gráfico 5 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo Pesado + Extrapesado (milhões de m3) 

ao longo do Decênio 2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos até 31.12.2005 ................478 

Gráfico 6 – Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo (milhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos. Inclui Todos os Tipos de Petróleo .....................478 


2007/2016, a Partir de Recursos não Descobertos (Potencial Estimado) ................................................................................478 

Gráfico 8 – Previsão da Produção Anual de Petróleo a partir de Recursos não Descobertos, 

Considerando a Incerteza. As Duas Faixas Superiores Representam Acréscimos à Previsão mais 

Conservadora (Faixa Verde) ......................................................................................................................................................................480 

Gráfico 9 – Evolução dos Volumes Recuperáveis Agregados de Petróleo Nacional (milhões de m3), 

a partir dos recursos descobertos (Reservas) e a descobrir no decênio 2007/2016, nos blocos licitados 

pela ANP até a Sétima Rodada ................................................................................................................................................................481 

Gráfico 10 – Evolução das Reservas Nacionais de Gás Natural (Bilhões de m3) no Período 2007/2016 .......................482 

Gráfico 11 – Evolução Prevista das Reservas Nacionais de Gás Natural (bilhões de m3), 

a partir de recursos recuperáveis a descobrir no decênio 2007/2016 ......................................................................................483 

Gráfico 12 – Evolução do Incremento de Volume Recuperável de Gás Natural 

(bilhões de m3) no período 2007/2016, a partir de campos a descobrir ..................................................................................483 


ao longo do decênio 2007/2016, a partir de recursos descobertos (Reservas).....................................................................484 


ao longo do decênio 2007/2016, a Partir de recursos não descobertos ..................................................................................485 

Gráfico 15 – Previsão da Produção Nacional Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 

2007/2016, a partir de recursos não descobertos, expressando a incerteza através de três estimativas ....................485 

Gráfico 16 – Evolução das Reservas Totais de Gás Natural Nacional (bilhões de m3), a partir dos Recursos 

descobertos e a descobrir no decênio 2007/2016, nos blocos licitados pela ANP até a Sétima Rodada ....................486 

Gráfico 17 – Evolução Prevista dos Recursos de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir de recursos nacionais descobertos (RD) e não descobertos (RND)...................................487 


2007/2016, a partir de Recursos Descobertos (Reservas) e não Descobertos (Potencial Estimado) .............................487 


2007/2016, a partir de recursos descobertos (RD) e não descobertos (RND) ........................................................................488 

Gráfico 20 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do Decênio 2007/2016, 

a partir de recursos nacionais descobertos (Reservas Totais) e não descobertos (Potencial Estimado) ......................489 

Gráfico 21 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3/ano) ao longo do Decênio 2007/2016, a 

partir de recursos nacionais descobertos (RD) e não descobertos (RND) ...............................................................................490


Gráfico 22 – Previsão da Produção Anual de Gás Natural (bilhões de m3) ao longo do 

Decênio 2007/2016, a partir de Recursos Nacionais Descobertos (RD) e Não Descobertos (RND)................................491 

Gráfico 23 – Evolução prevista da produção anual nacional de LGN no decênio 2007/2016, 

a partir de recursos descobertos e Não descobertos ......................................................................................................................492 

Gráfico 24 – Evolução histórica da razão entre o investimento acumulado em E&P e a produção 

acumulada a Cada Ano no Brasil, pela Petrobras..............................................................................................................................493 

Gráfico 25 – Previsões da reserva total de petróleo (milhões de m3) ao longo do decênio 

2007/2016, nas hipóteses conservadora e de manutenção da R/P. ..........................................................................................495 

Gráfico 26 – Previsões da reserva total de gás natural (bilhões de m3) ao longo do decênio 

2007/2016, nas hipóteses conservadora e de manutenção da R/P. ...........................................................................................495 

Gráfico 27 – Total de Empregos Gerados no Ano de 2006. ...........................................................................................................501 

Gráfico 28 – Royalties - Participação na Arrecadação do País (milhões R$), entre 1997 e 2006 ......................................502 

Gráfico 29 – Participação Especial Arrecadadada no Pais (milhões R$), entre 1997 e 2006 .............................................502 

LISTA DE FIGURA 

Figura 1 – Atribuição dos tipos de petróleo aos possíveis campos a serem descobertos 

no decênio 2007/2016, em blocos licitados até a Sétima Rodada .............................................................................................474 

Figura 2 – Áreas sob Concessão para Petróleo e Gás Natural até 2006 e 

Bacias Sedimentares Brasileiras (MME, 2007) .....................................................................................................................................497 

Figura 3 – Mapa de Localização dos Centros de Defesa Ambientais da Petrobras ..............................................................499 

Figura 4 – Plano Nacional de Qualificação Profissional do Prominp, 2007..............................................................................500 

Figura 5 – Inserção de Micro e Pequenas Empresas - Convênio Petrobras-Sebrae, Prominp, 2007 ...............................501

5 Oferta de Derivados de Petróleo 

Perspectivas de Preços de Derivados de Petróleo 513 

Expansão do Parque Nacional de Refino 517 

Expansão das Centrais Petroquímicas 558 

Expansão da Infra-estrutura Nacional de Transporte de Petróleos e Derivados 566 

Aspectos Socioambientais Referentes aos Derivados de Petróleo 574

5 

Oferta de Derivados de Petróleo 

1. Perspectivas de Preços de Derivados de Petróleo.............................................................................. 513 

1.1. Perspectivas de Preços Internacionais de Derivados de Petróleo .................................................................. 513 

1.1.1. Metodologia ............................................................................................................................... 513 

1.1.2. Projeções de Preços ..................................................................................................................... 514 

1.2. Perspectivas de Preços Nacionais de Derivados de Petróleo ......................................................................... 515 

1.2.1. Metodologia ............................................................................................................................... 515 

1.2.2. Projeções de Preços ..................................................................................................................... 516 

2. Expansão do Parque Nacional de Refino .......................................................................................... 517 

2.1. Diretrizes para o Refino ............................................................................................................................... 517 

2.2. Análise e Adaptação do Modelo Simulador de Refino da COPPE/PPE ........................................................... 518 

2.3. Projeção da Demanda de Derivados e da Produção Nacional de Petróleo ..................................................... 523 

2.4. Evolução do Parque Atual ............................................................................................................................ 524 

2.4.1. Refinarias da Petrobras e seus Parceiros ...................................................................................... 524 

2.4.2. Refinarias Particulares ................................................................................................................ 536 

2.5. Proposta EPE para Novos Investimentos no Parque de Refino 2013/2016 .................................................... 537 

2.6. Produção das Novas Refinarias .................................................................................................................... 538 

2.6.1. Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ ................................................................. 539 

2.6.2. Refinaria Abreu e Lima – Suape / PE ........................................................................................... 540 

2.6.3. Nova Refinaria: Esquema de Produção Flexível ............................................................................ 541 

2.6.4. Nova Refinaria: Alternativa para Suprimento do Mercado Interno ............................................... 544 

2.7. Metodologia/Investimentos ........................................................................................................................ 546 

2.7.1. Adaptação do Parque Atual ......................................................................................................... 546 

2.7.1.1 Adaptações Propostas pela Petrobras ........................................................................................ 546 

2.7.1.2 Proposta pela EPE de Adaptações Adicionais em 2013 .............................................................. 546 

2.7.2. Novas Refinarias ......................................................................................................................... 547 

2.7.2.1 COMPERJ ................................................................................................................................... 547 

2.7.2.2 Refinaria Abreu e Lima – Suape / PE ......................................................................................... 547 

2.7.2.3 Módulo de Produção Flexível - Flex ........................................................................................... 547 

2.7.2.4 Módulo de Atendimento do Mercado Interno - MMI ................................................................. 549 

2.8. Cenários de Evolução do Refino ................................................................................................................... 549 

2.8.1. Cenário de Demanda – Trajetória Inferior .................................................................................... 550 

2.8.1.1 Evolução do Parque Nacional de Refino ..................................................................................... 550 

2.8.1.2 Balanço Nacional do Petróleo .................................................................................................... 552 

2.8.1.3 Investimentos Necessários ........................................................................................................ 553 

2.8.2. Cenário de Demanda – Trajetória Superior .................................................................................. 554 

2.8.2.1 Evolução do Parque Nacional de Refino ..................................................................................... 554 

2.8.2.2 Balanço do Petróleo Nacional .................................................................................................... 556 

2.8.2.3 Investimentos Necessários ........................................................................................................ 557 

2.9. Refino – Considerações Finais ..................................................................................................................... 558

3. Expansão das Centrais Petroquímicas ............................................................................................. 558 

3.1. Introdução .................................................................................................................................................. 558 

3.2. Panorama Atual das Centrais Petroquímicas................................................................................................ 559 

3.2.1. Petroquímica União - PQU ........................................................................................................... 559 

3.2.2. Braskem ...................................................................................................................................... 559 

3.2.3. Companhia Petroquímica do Sul - COPESUL ................................................................................ 559 

3.2.4. Rio Polímeros S.A. - RIOPOL ......................................................................................................... 560 

3.2.5. Petrobras .................................................................................................................................... 560 

3.3. Expansão das Centrais Petroquímicas ......................................................................................................... 560 

3.3.1. Expansão da PQU ........................................................................................................................ 561 

3.3.2. Expansão da Braskem ................................................................................................................. 561 

3.3.3. Expansão da COPESUL ................................................................................................................ 561 

3.3.4. Expansão da Riopol ..................................................................................................................... 561 

3.3.5. Implantação do COMPERJ ........................................................................................................... 561 

3.3.6. Expansão da Produção da Petrobras ............................................................................................ 562 

3.3.7. Outros Projetos ........................................................................................................................... 562 

3.3.8. Expansão Consolidada da Petroquímica ...................................................................................... 562 

3.4. Investimentos Totais com Expansão das Centrais Petroquímicas .................................................................. 566 

4. Expansão da Infra-estrutura Nacional de Transporte de Petróleos e Derivados ................................... 566 

4.1. Introdução .................................................................................................................................................. 566 

4.2. Panorama Atual da Infra-estrutura Nacional de Transporte de Petróleo e Derivados ................................... 567 

4.2.1. Infra-estrutura Dutoviária para Transporte de Petróleo e Derivados ............................................ 567 

4.2.2. Infra-estrutura de Armazenamento de Petróleo e Derivados ....................................................... 568 

4.2.3. Transporte Marítimo de Petróleo e Derivados .............................................................................. 568 

4.3. Expansão da Infra-estrutura Nacional de Transporte de Petróleo e Derivados .............................................. 569 

4.3.1. Expansão do Transporte Dutoviário de Petróleo e Derivados ........................................................ 569 

4.3.1.1 Projetos Aprovados ................................................................................................................... 569 

4.3.1.2 Projetos em Estudo ................................................................................................................... 571 

4.3.1.3 Manutenção da Infra-estrutura de Transporte Dutoviário de Petróleo e Derivados ................... 571 

4.3.2. Expansão do Transporte Marítimo de Petróleo e Derivados ....................................................................... 571 

4.3.2.1 Aquisição de Navios em Estaleiros Nacionais ............................................................................. 571 

4.3.2.2 Manutenção e Adequação da Frota Nacional de Navios ............................................................. 572 

4.4. Investimentos Totais com Expansão e Manutenção da Infra-estrutura Nacional de 

Transporte de Petróleo e Derivados ............................................................................................................. 572 

5. Aspectos Socioambientais Referentes aos Derivados de Petróleo ...................................................... 574 

5.1. Refino, Transporte e Distribuição ................................................................................................................. 574 

5.2. Impactos Sociambientais e Medidas Adotadas ............................................................................................ 574 




LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................................................................... 579

OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 513 

Introdução 

Este capítulo apresenta os resultados dos estudos de expansão da oferta de derivados de petróleo no horizonte 

decenal. 

Inicialmente, é feita uma síntese da análise elaborada quanto às perspectivas de preços internacionais e nacionais 

dos derivados de petróleo. 

Em seguida, são apresentados os resultados dos estudos referentes à expansão do parque nacional de refino e 

das centrais petroquímicas, bem como da infra-estrutura nacional de transporte de petróleo e derivados. Para todos 

esses setores são também apresentadas as estimativas de investimentos previstos no período decenal. 

Finalmente, são analisados os efeitos socioambientais decorrentes das atividades de refino, transporte e utilização 

dos derivados de petróleo. 

1. Perspectivas de Preços de Derivados de Petróleo 

1.1. Perspectivas de Preços Internacionais de Derivados de Petróleo 

1.1.1. Metodologia 

A análise das perspectivas de preços abrangeu os seguintes derivados de petróleo: 

• Gasolina; 

• Óleo diesel; 

• GLP – Gás liquefeito de petróleo; 

• Óleo combustível BTE (baixo teor de enxofre); 

• QAV – Querosene de aviação; 

• Nafta. 

Para a determinação dos preços internacionais dos derivados, foram estabelecidas correlações entre os preços 

históricos do petróleo BRENT e de cada um dos derivados, através de regressão linear ou regressão logarítmica. Para 

todos os derivados, à exceção da nafta, as séries históricas de preços foram extraídas do Departamento de Energia 

americano (EIA – U.S. Energy Information Administration) 5 . No caso da nafta, a série histórica de preço foi obtida 

em publicação da ABIQUIM 6 . As séries de preços, em moeda corrente, foram convertidas a dólar constante de 2006, 

usando-se como deflator o PPI (Producer Price Index), que corresponde, nos EUA, ao nosso IPA (Índice de Preços no 

Atacado). 

Os preços da gasolina, do óleo diesel, do óleo combustível e do QAV são do mercado US Golf Coast (Costa do 

Golfo americana), os do GLP, são do mercado Mont Belvieu (Texas, Estados Unidos), e os da nafta, do mercado spot 

Noroeste Europeu. A escolha de tais mercados se deve ao fato de se constituírem em rotas mais factíveis, como o 

caso do US Golf Coast, ou por serem preços de referência no mercado internacional. 

Os preços dos derivados no mercado internacional foram estimados a partir dos preços do Brent. Para tanto, 

com base nas séries históricas de valores, foram estabelecidas, por análise de regressão, correlações entre os preços 

dos diversos derivados e os do Brent. A tabela a seguir mostra as equações utilizadas na projeção 7 . 

5 Foram utilizadas as seguintes séries: Conventional Gasoline (gasolina); Low-Sulfur No. 2 Diesel Fuel (diesel); Propane (50%) e 

Butane (50%) (GLP); Residual Fuel Oil (óleo combustível) e Kerosene Type Jet Fuel (QAV). 

6 ABIQUIM (2006). Relatório de Acompanhamento Conjuntural (RAC) - Agosto de 2006. 

7 Os coeficientes de correlação (r2) para gasolina, diesel, GLP, óleo combustível, QAV e nafta foram de, respectivamente, 0,929, 

0,975, 0,846, 0,884, 0,965 e 0,958.

514 


Tabela 1 – Equações para a Projeção dos Preços Internacionais dos Derivados de Petróleo 

Derivados 

Gasolina 

Equações ( US$/bbl) 

P gasolina 

= 2,434 + 1,177 x P Brent 

Diesel P diesel 

= 1,186 x P Brent 

1,008 

GLP 

P GLP 

= 2,792 + 0,726 x P Brent 

Óleo combustível P o.comb 

= 1,585 x P Brent 

0,813 

QAV P QAV 

= 1,328 x P Brent 

0,982 

Nafta P nafta 

= 1,521 x P Brent 

0,901 

1.1.2. Projeções de Preços 

Na Tabela 2 e no Gráfico 1 a seguir, são consolidadas as projeções dos preços internacionais do petróleo Brent 

e dos derivados (cenário Arquipélago, conforme tratado no Capítulo II). 

Observe-se que os coeficientes de correlação encontrados entre os preços do petróleo e de seus derivados 

indicam que os preços internacionais da gasolina, do QAV, do diesel e da nafta respondem mais que proporcionalmente 

à variação de uma unidade do preço internacional do Brent, à exceção do GLP. 

Os preços, em US$/bbl, da gasolina, do diesel, do QAV e da nafta, que no ano de 2006 estavam em US$76,60, 

US$81,41, US$80,67 e US$64,03, respectivamente, caem em 2016 para US$55,40, US$54,92, US$55,78 e US$46,87, 

respectivamente. 

Já os preços, em US$/bbl, do GLP e óleo combustível, que no ano de 2006 estavam em US$48,24 e US$44,67, 

respectivamente, caem em 2016, para US$35,48 e US$34,93, respectivamente. 

Tabela 2 – Preços Internacionais dos Derivados e do Brent (US$2006/bbl) 

Brent Gasolina Diesel GLP O.C. (BTE) QAV Nafta 

2006 (1) 65,15 76,60 81,41 48,24 44,67 80,67 64,03 

2007 66,50 80,70 81,40 51,10 47,97 82,46 66,63 

2008 65,50 79,52 80,16 50,38 47,39 80,65 65,73 

2009 62,50 75,99 76,46 48,20 45,62 77,02 63,01 

2010 58,00 70,70 70,92 44,93 42,93 71,57 58,91 

2011 54,00 65,99 65,99 42,02 40,51 66,72 55,24 

2012 50,00 61,28 61,07 39,12 38,05 61,86 51,54 

2013 47,50 58,34 57,99 37,30 36,50 58,83 49,21 

2014 45,70 56,22 55,78 35,99 35,37 56,64 47,53 

2015 45,00 55,40 54,92 35,48 34,93 55,78 46,87 

2016 45,00 55,40 54,92 35,48 34,93 55,78 46,87 

(1) 

2006 – média observada de janeiro a agosto para nafta e GLP.


90 

Gráfico 1 – Preços Internacionais dos Derivados e do Brent (US$2006/bbl) 

80 

70 

US$/bbl 

60 

50 

40 

30 

20 

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Brent 

Diesel Internacional 

Óleo Combsutível Internacional 

Nafta Internacional 

Gasolina Internacional 

GLP Internacional 

QAV Internacional 

1.2. Perspectivas de Preços Nacionais de Derivados de Petróleo 

1.2.1. Metodologia 

A projeção dos preços nacionais de derivados de petróleo será apresentada para os seguintes derivados: gasolina, 

óleo diesel, GLP, óleo combustível BTE (baixo teor de enxofre), QAV e nafta. 

Para as projeções dos preços nacionais dos derivados, foram feitas três abordagens distintas, sendo uma para 

a gasolina, o diesel e a nafta, outra para o QAV e o óleo combustível e uma terceira para o GLP. Vale ressaltar que as 

projeções apresentadas correspondem aos preços de realização ou ex-refinaria dos derivados, que se referem aos 

preços praticados pelas refinarias, sem a inclusão dos tributos 8 . 

No caso da projeção de preços da gasolina e do diesel, foram estimadas, respectivamente, as paridades de 

exportação e importação, com base em informações de custo de frete para claros, na rota US Gulf - Rio de Janeiro, 

para o ano de 2005. Neste ano, o custo do transporte de derivados claros foi, em média, de US$ 4,48/bbl, correspondendo 

a 6,8% do preço internacional da gasolina e a 6,4% do preço internacional do diesel. Para o cálculo dos 

preços ex-refinaria, este custo foi abatido dos preços internacionais da gasolina e acrescido nos preços internacionais 

do diesel. 

Para a projeção de preço da nafta, estimou-se sua paridade de importação com base no custo de frete para 

claros, na rota Rotterdam – Rio de Janeiro. O custo médio de transporte de claros verificado no ano de 2005 foi de 

US$ 6,87/bbl, correspondendo a 8,2% de seu preço internacional. Este custo foi acrescido às projeções dos preços 

internacionais da nafta para obtenção de seus preços ex-refinaria no mercado nacional. 

Para o óleo combustível BTE e o QAV, foi adotada uma abordagem econométrica, sendo estabelecidas correlações 

entre os preços internacionais do mercado US Golf Coast e os preços nacionais ex-refinaria. A Tabela 3 a seguir 

apresenta as equações utilizadas na projeção 9 . 

8 A ANP apresenta os preços médios ponderados semanais praticados pelos produtores (refinarias, centrais petroquímicas 

e formuladores) e importadores de gasolina A, óleo diesel, querosene de aviação (QAV) e gás liquefeito de petróleo (GLP), 

óleo combustível A1, óleo combustível A2 e óleo combustível B1. Nesses preços, estão incluídas as parcelas relativas à CIDE, 

PIS/PASEP e COFINS. O preço de realização é obtido pela fórmula: A = D - B – C, onde A é o preço de realização, D é o preço 

de faturamento, B é a CIDE e C são as contribuições sociais que, pela Lei 10.336, correspondem às parcelas devidas dos programas 

PIS/Pasep e de financiamento. 

9 Os coeficientes de correlação (r2) para óleo combustível e QAV foram de, respectivamente, 0,841 e 0,926.

516 


Tabela 3 – Equações para a Projeção dos Preços Nacionais do Óleo Combustível e QAV 

Derivados 

Equações ( US$/bbl) 

Óleo combustível BTE P OC nacional 

= 1,636 x P OC internacional 0,896 

QAV P QAV nacional 

= 1,367 x P QAV internacional 0,942 

Finalmente, uma terceira abordagem foi adotada para o caso do GLP, na medida em que o preço deste produto, 

de grande impacto social, vem sendo mantido desatrelado dos preços internacionais desde meados de 2002, 

ou seja, poucos meses depois de sua liberação. Neste caso, julgou-se que a melhor abordagem para a projeção de 

preços do GLP seria a partir da cenarização de políticas a serem adotadas, de forma coerente com o cenário macroeconômico 

definido pela EPE. 

Considerando-se que, no horizonte de projeção deverá haver um leve aumento da renda média da população, 

além de melhoria de sua distribuição, há possibilidade de que os preços internos de GLP aproximem-se de sua cotação 

internacional. Também contribui para esta circunstância a tendência de queda dos preços internacionais. 

Vale esclarecer que para todos os combustíveis os preços nacionais foram convertidos a dólar constante de 

2006, usando-se a taxa média mensal de câmbio e o deflator PPI (Producer Price Index) 10 . 

1.2.2. Projeções de Preços 

Na Tabela 4 e no Gráfico 2 a seguir, são consolidadas as projeções dos preços nacionais dos derivados. 

Os preços nacionais da gasolina, diesel, GLP, óleo combustível e QAV, que estavam, em 2006, em 

US$ 74,77/bbl, US$ 84,33, US$ 36,15, US$ 54,42/bbl e US$ 85,50, respectivamente, alcançam em 2016 os valores de 

US$ 51,62/bbl, US$ 58,45/bbl, US$ 31,62, US$ 39,49 e US$ 60,40, respectivamente. No caso da nafta, os preços caem de 

US$ 72,12 em 2007 para US$ 50,74 em 2016. 

Tabela 4 – Preços Nacionais dos Derivados (US$2006/bbl) 

Gasolina Diesel GLP Óleo Comb. BTE QAV Nafta 

2006 (1) 74,77 84,33 36,15 54,42 85,50 

2007 75,20 86,63 36,51 52,47 87,29 72,12 

2008 74,10 85,32 36,88 51,90 85,48 71,14 

2009 70,81 81,38 37,24 50,16 81,85 68,20 

2010 65,88 75,48 37,62 47,50 76,38 63,77 

2011 61,49 70,23 37,45 45,09 71,50 59,79 

2012 57,10 64,99 34,86 42,64 66,58 55,79 

2013 54,36 61,72 33,24 41,07 63,50 53,27 

2014 52,39 59,36 32,08 39,93 61,27 51,45 

2015 51,62 58,45 31,62 39,49 60,40 50,74 

2016 51,62 58,45 31,62 39,49 60,40 50,74 

(1) 

média observada de janeiro a agosto/2006. 

10 www.ipeadata.gov.br


Gráfico 2 – Preços Nacionais dos Derivados (US$2006/bbl) 

100 

90 

80 

70 

60 

US$/bbl 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Gasolina Diesel GLP Óleo Combustível QAV Nafta 

2. Expansão do Parque Nacional de Refino 

2.1. Diretrizes para o Refino 

Dentro do horizonte coberto pelo Plano Decenal, considerou-se que, pelo menos até 2012, a Petrobras e seus 

parceiros serão os principais investidores em novas unidades ou refinarias no País. 

Tal hipótese foi mantida, não obstante conhecer-se iniciativas de outros agentes junto à ANP para implantação 

de novas instalações de refino no País. 

Premido internamente pelo crescimento da demanda de óleo diesel e por exigências cada vez mais fortes em 

qualidade de derivados, tendo de enfrentar restrições também intensas na Europa e EUA, mercados naturais para 

seus excedentes, o setor brasileiro de refino é obrigado a investir em unidades de processo de “fundo de barril” e 

noutras que melhorem a qualidade de derivados. 

Percebe-se que os investimentos, na grande maioria das refinarias existentes, serão em unidades de coqueamento 

11 retardado, em conjunto com hidrotratamento 12 de correntes instáveis, visando aumentar a produção de 

óleo diesel, adequando a sua qualidade àquelas estabelecidas nas decisões do CONAMA (Conselho Nacional de 

Meio Ambiente). 

Do mesmo modo, as gasolinas para exportação precisam atender à especificação de baixíssimo teor de enxofre, 

sem perda de octanagem. Surgem as unidades de hidrotratamento de gasolina com pré-fracionamento, para 

hidrotratar apenas aquela fração (mais pesada) cujos compostos de enxofre presentes só serão removidos por condições 

mais severas, gerando parafinas. 

Por outro lado, a demanda por petroquímicos vem se intensificando; produzi-los a partir de nafta tem se mostrado 

solução não tão boa economicamente, o que leva à busca de matérias-primas mais baratas. O desenvolvimento 

de tecnologias para a produção de propeno (FCC petroquímico) viabilizou a implantação de “refinaria petroquímica”, 

que minimizará a produção de combustíveis e gerará produtos petroquímicos básicos a partir da conjugação 

não convencional de diversos processos de refino com outros, petroquímicos. 

Estes investimentos e considerações foram utilizados para balizar as diretrizes para expansão do parque de 

refino no curto prazo, ajustando o perfil de produção com unidades de conversão e de ajuste de qualidade. 

11 Para informações suplementares ver: O IMPACTO DAS UNIDADES DE COQUEAMENTO RETARDADO NO FUTURO ESQUEMA DE REFINO DA 

PETROBRAS - J.B.Perisse, M.R.R.Oddone, apresentação feita na Rio Oil & Gás 2006 – IBP. 

12 A razão da opção por hidrotratamento está na melhoria da qualidade. Ver MELHORIA DE CETANO DE DIESEL E ÓLEO LEVE DE RECICLO 

ATRAVÉS DE HIDROCRAQUEAMENTO MODERADO – J.L.ZOTIN et al. – apresentação feita na Rio Oil & Gás 2006 – IBP.

518 


Em resumo, os principais balizadores considerados para a expansão do refino até 2012 foram: 

• necessidade de processamento do óleo pesado nacional; 

• crescimento pouco acentuado na demanda por derivados pesados (óleo combustível); 

• aumento na demanda por derivados médios e leves (diesel e QAV, gasolina e GLP); 

• melhoria na qualidade dos produtos (redução dos teores de enxofre, por razões ambientais). 

A médio e longo prazos, a partir de 2013 e até o final do período objeto de estudo, observam-se como tendências: 

• uso exclusivo de petróleo nacional nas refinarias brasileiras; 

• excedente cada vez maior de petróleo nacional em relação à capacidade de refino ora instalada; 

• aumento do consumo nacional de derivados com maior ênfase para o óleo diesel; 

• uso cada vez maior de biocombustíveis (biodiesel, diesel de processo H-Bio e álcool etílico); 

• esgotamento, com os projetos implantados até 2012, das possibilidades de aumento de capacidades das 

instalações existentes; 

• crescimento pouco acentuado na demanda de óleos combustíveis, tendo em vista a sua substituição por gás 

natural e a implantação de projetos de conservação de energia; 

• contribuição muito pequena à produção de derivados combustíveis pelo complexo petroquímico a ser instalado 

no Rio de Janeiro (COMPERJ 13 ); 

• instalação de uma refinaria no nordeste (Refinaria de Suape) 14 , possivelmente com forte contribuição para 

atendimento da demanda de óleo diesel; 

• crescente capacidade de refino cativo no exterior para o petróleo nacional; 

• possibilidade de construção de outra(s) refinaria(s) para processamento do excedente de petróleo nacional, 

visando a exportação de derivados. 

Este último item conduz à percepção de que, caso ocorra a decisão, haverá a necessidade de se construir e 

operar no País uma outra instalação de refino que deverá contar com alta capacidade de conversão e processos 

mais sofisticados, para não aumentar em demasia a produção de coque verde de petróleo. 

Para a eventual implantação desta nova refinaria grass-root, em algum momento após 2013, analisou-se qual 

o perfil de produção mais adequado: 

• focado em diesel e com mínima produção de escuros, usando-se petróleo nacional pesado como carga; 

• focado em diesel, mas também com produção de derivados leves, gerando excedentes para exportação e 

mínima produção não-compulsória de óleos combustíveis. 

A análise para a expansão do parque nacional de refino será direcionada para dois objetivos estratégicos alternativos 

para o País: 

• Ampliar o parque de modo a ser atingido e mantido o abastecimento nacional de derivados de combustíveis 

nobres, assim chamados os leves e médios; ou 

• Ampliar o parque de modo a permitir a substituição da exportação dos excedentes de petróleo pesado, de 

menor valor de mercado, pela exportação de derivados, de maior valor agregado. 

2.2. Análise e Adaptação do Modelo Simulador de Refino da COPPE/PPE 

Embora simplificado, o modelo simulador de refino, desenvolvido pela Coordenação dos Programas de Pós- 

Graduação em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (COPPE / UFRJ), mostrou-se ferramenta útil 

para análise dos impactos do mercado nacional de derivados no parque de refino, em perspectiva plurianual. 

Por concepção, o modelo considera o somatório das capacidades de todos os processos similares 

como se fosse uma única unidade de processo. Por exemplo, ao somar as capacidades de todas as unidades 

de destilação disponíveis, cria-se uma única unidade de destilação, abstraindo os efeitos dos diversos 

desempenhos e eficiências locais. E assim o faz para todas as unidades similares, somando as capacidades 

de destilação a vácuo, de coqueamento retardado, de craqueamento catalítico, de hidrotratamento, etc. 

13 COMPERJ – Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, refinaria com vocação petroquímica, tecnologicamente inovadora, a ser instalada 

até 2012 em Itaboraí – RJ. 

14 Nome não oficial pela qual será também designada a futura Refinaria Abreu e Lima a ser instalada em Suape – PE, neste estudo.


O modelo em fluxos de refino re-balanceia fluxos volumétricos de um parque de refino completo, para diferentes 

tipos-padrão de petróleo e um esquema-base que integra todas as unidades das refinarias existentes no Brasil 

15 . Neste re-balanceamento, o modelo prioriza os fluxos para as unidades de alta conversão, como o FCC de RAT, o 

HCC e o Coqueamento Retardado, assim como utiliza toda a capacidade operacional de alquilação, reforma catalítica 

e isomerização caso existam no parque de refino analisado 16 . Segue, assim, lógica semelhante à dos fundamentos 

de agregação de complexidade em uma refinaria, conforme o Índice de Nelson. 

São considerados apenas quatro tipos de petróleo, dos quais três representam os petróleos nacionais (leve, 

médio e pesado), enquanto o quarto serve para designar um petróleo importado típico (Árabe Leve). Procurou-se 

processar todo o petróleo nacional possível, observando-se, todavia, a premissa de que o petróleo necessário á produção 

de lubrificantes na REDUC (cerca de 5% do total processado no País) seria importado. 

Além desta importação, nenhuma outra foi considerada, por estimar-se que a implantação dos projetos de 

adaptação metalúrgica 17 para processamento de petróleo de alta acidez naftênica, tornará a produção nacional de 

petróleos leves suficiente para a formação de elenco de petróleos nacionais capaz de oferecer eficiência operacional 

adequada, eliminando a importação de petróleos leves que hoje suplementam o elenco para superar gargalos 

de produção. 

O modelo disponibilizado pela COPPE foi acrescido das unidades de processo de hidrotratamento de instáveis. 

Para elas, e nas refinarias consideradas pela Petrobras para implantação do processo, considerou-se a possibilidade 

de uso de três cargas: o óleo diesel de destilação direta, a mistura de corrente de instáveis produzidas nas 

unidades de conversão (Light Cycle Oil de FCC e RFCC e gasóleo leve de Coque) e óleo vegetal para a produção de 

diesel por hidrogenação (H-Bio) 18 . 

O modelo foi também acrescido de variáveis para cálculo de cargas e produção – chamadas de pool – permitindo 

assim rastrear a forma como cada processo contribui para o volume de produção dos derivados. 

Outra melhoria importante inserida foi o cálculo da expansão volumétrica total. Esta variável permite acompanhar 

a evolução do perfil de produção, à medida que as diversas unidades de conversão vão iniciando operação, ao 

longo dos anos avaliados. 

Além disso, a apuração da produção total considera também um Fator de Utilização de Refinaria “estendido”, 

o que torna mais conservadora a análise dos resultados. Um maior detalhamento sobre a natureza, efeitos e aplicações 

deste fator é apresentado a seguir. 

Descrição do Simulador de Refino 

Para estimativa do perfil de produção do parque de refino do país ano a ano, no horizonte do Plano Decenal 

2007/2016, considerou-se: 

• a evolução da carga processada, mantendo-se a importação de árabe leve, essencialmente para a produção 

de lubrificantes; 

• os principais investimentos planejados para cada refinaria existente no Brasil, mostrados mais adiante 19 ; 

• o Modelo de Fluxos de Refino aprimorado na EPE, conforme a plataforma originalmente concebida em 1998 

no Programa de Planejamento Energético da COPPE. 

15 Este tipo de simulação integrada do parque de refino, por meio da sua representação como uma única refinaria, embora simplificadora e 

reducionista para otimizações finas por carga, é bastante comum em modelos de longo prazo. Neste caso, assume-se que o ótimo global do 

parque é compatível com o ótimo de cada refinaria, o que nem sempre é verdade, mas ainda assim tende a ocorrer em parques majoritariamente 

controlados por uma única empresa – BABUSIAUX et al. (1983). Aggregate Oil Refining Models. Energy Exploration & Exploitation, 2 

(2), 143-153. 

16 Ver Szklo et al. (2004) 

17 Ver Perrisse, Oddone e Belato (2004). 

18 Para maiores detalhes do processo H-BIO ver Rocha (2006). 

19 Fonte: Petrobras / Abastecimento - Corporativo / Planejamento Corporativo / Gestão de Portfólio – Posição da carteira de Investimentos, em 

05.092006.

520 


A Figura 1 ilustra o esquema de refino atual do Brasil, para um parque que incorpora todas as refinarias, conforme 

o esquema simplificado formulado pelo modelo mencionado. 

As unidades foram consideradas em suas capacidades nominais máximas. 

O simulador não otimiza o refino quanto a custos, investimentos ou rendimentos. Ele apenas constata que: 

dada uma determinada quantidade e qualidade de petróleo, dada a evolução do hardware de refino, sob um arranjo 

de unidades de fracionamento, conversão e tratamento, obtém-se um determinado perfil de produção. 

Tipos de Petróleo 

Foi considerada como entrada no modelo uma carga composta pela mistura de quatro tipos de petróleo considerados 

como “típicos”: 

Petróleo 1: óleo nacional da Bacia de Campos, pesado e com baixo teor de enxofre 

Petróleo 2: óleo nacional da Bacia de Campos, mais leve e com baixo teor de enxofre. 

Petróleo 3: óleo nacional com as características dos leves parafínicos produzidos na região nordeste do país. 

Como a grande maioria dos petróleos nordestinos produz resíduo atmosférico de baixo teor de enxofre, metais e 

resíduo de carbono, o chamado RAT Craq, esta corrente foi usada no simulador como carga componente do pool de 

gasóleos, uma operação mais eficiente e econômica, por prescindir da operação da unidade de destilação a vácuo. 

Petróleo 4: óleo importado, leve e com médio teor de enxofre. Complementará as necessidades de carga para 

produção de lubrificantes. A escolha foi pelo Árabe Leve. 

A composição da carga foi ajustada de acordo com as expectativas de produção de petróleo nacional de cada 

ano, apresentadas no Capítulo IV.


Figura 1 – Refinaria “Brasil” – Esquema de Refino 2007 

GLP GLP GLP 

Alquilação Metanol MTBE 

RPBC Gasolina REDUC Gasolina Hidrocraqueamento Gasolina 

- REPLAN Catalítico - 50% 

REPAR 

Ipiranga MHC - 50% Querosene 

Carga HCC-50% 

GLP GLP (POOL) 

Diesel 

Destilação 

GLP G3 

Atmosférica Naftas Nafta Leve Gasolina 

Petróleo Reforma Craqueamento GLP 

Catalítica - Catalítico 

RLAM RPBC de RAT 

Composição RPBC REDUC FCC de RAT Gasolina 

Petróleo 1 REDUC Manguinhos Carga FCC-RAT 

Petróleo 2 REGAP Nafta p/ Petroquímica RECAP 

Petróleo 3 REFAP REFAP LCO 

Petróleo 4 REPLAN GLP de Hbio 

REPAR 

REVAP Querosenes OD 

REMAN 

RECAP HDT 

RPBC 

Diesel 

LUBNOR REFAP 

- 

Ipiranga Diesel O. Vegetal REPLAN 

Craqueamento GLP 

Manguinhos REPAR 

Catalítico 

Diesel de H-Bio FCC 

RLAM Gasolina 

RPBC 

REDUC 

REGAP LCO 

RATP/Craq. Carga FCC REFAP 

REPLAN 

- REPAR OD 

Pool de GOP REVAP 

Destilação REMAN 

a Vácuo LUBNOR 

RLAM Ipiranga GLP 

RAT p/ Combustíveis RPBC 

REDUC 

REGAP GP Hidrocraqueamento Gasolina 

REFAP Carga HCC-70% Catalítico - 70% 

REPLAN 

REPAR HCC - 70% Querosene 

REVAP 

REMAN 

RAT p/ Lubrificantes LUBNOR Diesel 

Ipiranga 

RV G3 

Lubrificantes RV p/ Ocomb 

Lubrificantes 

REDUC - m3/d 

RLAM 

LUBNOR Gases GLP 

Parafinas 

Coqueamento Hidrocraqueamento Gasolina 

Nafta Carga HCC-100% Catalítico - 100% 

RV p/ Coque Retardado 

HCC - 100% Querosene 

RPBC GC 

REGAP 

REPLAN Diesel 

REFAP Coque 

G3 

Desasfaltação 

RV p/ Desasf. a Propano 

ODES 

RLAM 

REPAR RASF 

REVAP 

Escuros

522 


Rendimentos das Unidades 

Para as unidades de destilação atmosférica e a vácuo foram utilizados os rendimentos médios “típicos” disponíveis 

de derivados para cada tipo de petróleo, conforme valores de literatura e disponíveis na versão original do 

simulador. 

Para as demais unidades, adotou-se, como hipótese simplificadora, que a carga tem as mesmas características 

e rendimentos, independentemente dos petróleos de origem. 

Fator de Utilização Estendido – Normalização dos Resultados do Modelo 

Considera-se Fator de Utilização (FUT) como sendo a relação entre a capacidade efetivamente utilizada de 

uma planta e a sua capacidade nominal máxima. 

Para cada unidade de processo, a capacidade efetivamente utilizada depende externamente de folgas operacionais 

e restrições logísticas, mas é também impactada por problemas operacionais internos, decorrentes de volume 

de estoques, falta ou inadequação de cargas, falhas em equipamentos, paradas para manutenção, etc. 

Os dados obtidos só dizem das correções a serem feitas nas capacidades das unidades de destilação e do fator de 

utilização nacional “global” para as destilações. Não foram revelados os fatores para as demais unidades de processo. 

Na Tabela 5, extraída do FORM 20-F 20 ANNUAL REPORT, observam-se números que variam de 54% (Refinaria 

Alberto Pasqualini em 2004) até 101% (Refinaria Presidente Getúlio Vargas em 2003). Neste último caso, a mesma 

unidade que operou com sobrecapacidade em 2003, no ano seguinte tem desempenho inferior, caindo para 87%, 

recupera-se para 98% em 2005, mostrando que houve um evento de forte impacto, como uma parada de produção 

para manutenção. 

Tabela 5 – Capacidades das Refinarias Nacionais – 2005 (M b/d) 21 

Refinaria 

2005 2004 2003 

Nominal Utilizada % Nominal Utilizada % Nominal Utilizada % 

Paulínia 365 320 88 365 351 96 365 297 81 

Landulpho Alves 332 249 75 323 237 73 323 200 62 

Duque de Caixas 275 242 88 242 230 95 242 214 88 

Henrique Lage 251 241 96 251 236 94 251 219 87 

Alberto Pasqualini 189 116 61 189 103 54 189 105 56 

Pres. Getúlio Vargas 189 186 98 189 165 87 189 191 101 

Presidente 

Bernardes 

170 157 92 170 154 91 170 164 96 

Gabriel Passos 151 131 87 151 132 87 151 129 85 

Manaus 46 44 96 46 45 98 46 44 96 

Capuava 53 35 66 56 46 87 53 44 83 

Fortaleza 6 5 83 6 5 83 6 5 83 

Manguinhos 17 ND 17 ND 17 ND 

Ipiranga 14 ND 14 ND 14 ND 

Total 85 86 81 

Observação: ND = Dado Indisponível. 

20 FORM 20 – F 2005 ANNUAL REPORT, relatório emitido pela Petrobras e pela PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY – PIFCO para 

apresentação a acionistas, conforme regras da UNITED STATES SECURITIES EXCHANGE COMIISSION. 

21 Fonte FORM 20 – F Petrobras / PIFCO Ano base 2005 página 43


A aplicação de um Fator de Utilização (FUT) das unidades de destilação para as demais instalações é inadequada, 

porque supõe desempenho operacional similar para unidades de diferentes complexidades. 

Para que os dados de saída do simulador sejam confiáveis, tomou-se o volume nacional de derivados de petróleo 

produzido pelas refinarias nacionais e informada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis 

– ANP 22 para o ano de 2005. Usando o simulador com o perfil de carga de petróleo do ano, obtém-se a produção 

oriunda da utilização plena das capacidades nominais. 

Para correção, por comparação, ajustou-se um FUT “estendido” médio para o parque nacional, sabendo que os 

efeitos dessas ineficiências localizadas impactam os volumes totais. Com este artifício, o erro entre a produção calculada 

e a efetiva resultou desprezível. 

Para aplicar o FUT estendido ao longo do tempo, conservadoramente, considerou-se o valor constante e aplicável 

a todos os períodos. Sabidamente, plantas de processo nos primeiros anos de operação exibem taxa de falha 

mais alta, tendo, portanto, menor confiabilidade operacional. Por outro lado, ganha-se disponibilidade operacional 

do conjunto produtivo pela aplicação de técnicas de engenharia nas unidades que já estão em operação, mas perde-se 

nas unidades mais novas. Assim, manter o FUT estendido constante parece ser razoável face à lógica de compensação. 

Operação do Modelo 

O modelo maximiza carga para as unidades de fundo de barril (Coqueamento Retardado e Desasfaltação a 

Propano), sendo que a unidade de coqueamento é priorizada. As unidades de conversão mais eficientes (MHC, HCC 

e FCC de RAT) também têm prioridade de alocação de carga em relação aos FCCs tradicionais. 

Para facilitar o uso do simulador ao longo do período do estudo, inseriu-se tabelas onde as unidades em início 

de operação vão sendo incluídas, produzindo-se um “retrato” do perfil de refino que gerará a produção de derivados 

ano a ano. 

Com isso, é possível fazer a comparação destes valores com a planilha que contém as demandas previstas, obtendo-se 

imediatamente o balanço anual em volume para cada derivado. 

2.3. Projeção da Demanda de Derivados e da Produção Nacional de Petróleo 

Foram consideradas as projeções da demanda nacional de derivados elaboradas para dois cenários macroeconômicos, 

conforme apresentadas no Capítulo II, as quais são comparadas com a produção de derivados obtida pelo 

modelo de fluxos de refino. 

Utilizou-se também a expectativa de evolução da produção nacional de petróleo (desmembrada pelas categorias 

leve, médio e pesado), assim como de GLP e naftas oriundos de UPGNs, conforme apresentado no Capítulo 

IV, levando em consideração os recursos descobertos e não-descobertos. Admitiu-se a utilização deste mix de petróleo 

nacional como carga na refinaria Brasil. Há, com isso, excedentes de petróleo a exportar ou refinar. 

Foi considerado que a oferta de petróleo, recurso natural não-renovável, sua magnitude e potencialidades 

independem do cenário macroeconômico considerado, uma vez que foi admitido que a curva de produção de 

petróleo seria a mesma em todos os cenários analisados. Além disto, por razões de eficiência energética, melhor 

utilização dos recursos disponíveis e para minorar os custos de refino, assumiu-se que o parque instalado deverá ser 

operado a plena capacidade durante todo o período. 

22 Ver www.anp.gov.br / clicar em petróleo e derivados / procurar quadro Refino e Processamento de Gás Natural – clicar em Dados Estatísticos 

/ escolher Produção de Derivados em m3 .

524 


2.4. Evolução do Parque Atual 

Neste item é apresentada a evolução do parque de refino atual, conforme planejam ou sugerem os agentes 

do setor. 

2.4.1. Refinarias da Petrobras e seus Parceiros 

Foram solicitados e obtidos com a Petrobras os dados referentes às suas expansões e implantações de capacidade 

de conversão e tratamento até o ano de 2012. Assim, são conhecidas as capacidades a instalar ou expandir, a 

refinaria onde estará disponibilizada a nova instalação e a data de início de operação de cada uma delas. 

Para efeito de modelagem, consideraram-se apenas as unidades ou projetos que impactam a produção de 

derivados, muito embora a informação obtida com a Refinadora diga também dos projetos de adequação de qualidade 

de gasolinas e diesel às novas especificações brasileiras, dentre outros 23 . 

Os principais projetos previstos para as refinarias existentes estão explicitados na Tabela 6. 

As unidades de processamento consideradas são identificadas na Tabela 7. 

Tabela 6 – Principais Projetos Previstos pela Petrobras para as Refinarias 

Existentes – Capacidade Adicionada 

Refinaria Unidade Capacidade (m 3 /d) Partida 

Revamp FCC 1.200 2008 

Coqueamento 5.000 2007 

REDUC 

HDT (nafta) 2.000 2008 

HDS (gasolina) 5.000 2009 

HDT (instáveis) 5.000 2011 

HCC 5.000 2013 

Revamp FCC 1.000 2011 


REGAP 


Reforma Catalítica 1.000 2011 

HDT (nafta) 3.000 2009 


REFAP 



Revamp destilação 2.000 2012 



RLAM 

HDT (nafta) 2.500 2012 



Reforma catalítica 2.000 2014 

23 Fonte: Petrobras / Abastecimento - Corporativo / Planejamento Corporativo / Gestão de Portfólio – Posição da carteira de Investimentos, 

em 05.09.2006.


Refinaria Unidade Capacidade (m 3 /d) Partida 

Revamp da U-2000 5.000 2008 


REPAR 


HDT (nafta) 3.000 2009 





REVAP 


HDT (nafta) 3.000 2009 


Reforma Catalítica 1.500 2009 

Revamp da U-200 5.000 2008 


REPLAN 





RPBC 

Revamp Reforma Catalítica 550 2008 

Coqueamento 300 2011 

HDT (nafta) 2.200 2008 

RECAP 


HDS (diesel) 4.000 2010 

LUBNOR Ampliação destilação 1.000 2009 

Tabela 7 – Identificação de Unidades e Processos 

Unidade 

CT-DA 

DV 

FCC 

RFCC 

RC 

HCC D 

HCC L 

HDT D 

CR 

MTBE 

Processo 

Capacidade Total – Destilação Atmosférica 

Destilação a Vácuo 

Craqueamento Catalítico em Leito Fluidizado 

Craqueamento Catalítico em Leito Fluidizado de Resíduos 

Reforma Catalítica 

Hidrocraqueamento para Diesel 

Hidrocraqueamento para Leves 

Hidrotratamento de Diesel 

Coqueamento Retardado 

Obtenção de Metil-Terc-Butil Eter

526 


Unidade 

DSF 

HDT L 

HDT Q 

HDT N 

HDT I 

LUB 

HDS G 

HDS D 

ALQ 

HCC Lub 

Processo 

Desasfaltação a Propano 

Hidrotratamento de Lubrificantes Naftênicos 

Hidrotratamento de Querosene 

Hidrotratamento de Nafta 

Hidrotratamento de Correntes Instáveis 

Lubrificantes Básicos 

Hidrodessulfurização de Gasolina 

Hidrodessulfurização de Diesel 

Alcoilação 

Hidrocraqueamento para Produção de Lubrificantes 

O parque brasileiro de refino é constituído das unidades citadas e, em 2006, possuía capacidade instalada de 

processamento de petróleo da ordem de 2 milhões de barris por dia, em termos de capacidade de destilação atmosférica. 

Observa-se que a capacidade de conversão está concentrada nas unidades de craqueamento catalítico 

(UFCC), as quais respondem por cerca de 30% de capacidade nominal em relação ao petróleo. Deste total, também 

em relação à carga de petróleo, apenas 6% é de URFCC, as unidades de craqueamento de resíduos atmosféricos. 

As unidades de conversão profunda têm representatividade apenas nas unidades de coqueamento retardado 

de petróleo (UCR), mesmo assim contando com menos de 5% de capacidade em relação ao petróleo. 

Com este parque, de relativamente baixa complexidade no esquema de refino, é de se esperar grande produção 

de óleos combustíveis, mostrando necessidade de intervenção profunda no hardware por meio da inserção de 

unidades “destruidoras” de escuros – fundo de barril – e de acerto de qualidade para as correntes de instáveis geradas 

a partir delas. 

A Tabela 8 apresenta o quadro atual de unidades instaladas no parque nacional de refino.


Tabela 8 – Parque Nacional de Refino – Capacidades Nominais Máximas em 2006 (m 3 /d) 

Refinaria CT-DA DV FCC RFCC RC HCC D HCC L HDT D CR MTBE DSF HDT L HDT Q HDT N HDT I LUB HDS G HDS D ALQ 

REDUC 43.700 17.836 7.800 0 1.900 0 0 0 0 168 0 0 4.000 0 0 2.180 0 5.500 0 

RPBC 27.000 12.370 9.000 0 1.750 0 0 0 4.900 0 0 0 0 0 6.000 0 0 0 1.000 

RECAP 8.500 0 0 3.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

REVAP 40.000 19.201 11.800 0 0 0 0 0 0 0 6.800 0 4.000 3.200 0 0 0 6.500 0 

REFAP 30.000 5.274 3.000 7.000 0 0 0 0 2.000 0 0 0 0 0 4.000 0 0 0 0 

REGAP 24.000 12.274 6.400 0 0 0 0 0 3.500 0 0 0 1.800 1.800 0 0 0 3.500 0 

REPLAN 58.000 24.645 15.000 0 0 0 0 0 5.200 264 0 0 0 0 5.000 0 0 0 0 

RLAM 52.800 20.042 16.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 830 0 0 0 

REMAN 7.300 1.055 500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

LUBNOR 1.000 959 0 0 0 0 0 0 0 0 0 170 0 0 0 170 0 0 0 

REPAR 30.000 14.129 8.500 0 0 0 0 0 0 340 5.300 0 0 0 0 0 0 5.000 0 

Ipiranga 2.700 795 540 0 0 0 0 0 0 400 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Manguinhos 2.200 0 0 0 475 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Totais 327.200 128.580 78.540 10.000 4.125 0 0 0 15.600 1.172 12.100 170 9.800 5.000 15.000 3.180 0 20.500 1.000 

Fonte: Petrobras e ANP.

528 


Duas questões fundamentais se apresentam para serem solucionadas quando se fala no atual parque de refino: 

• atender a demanda por qualidade de diesel e gasolina; 

• converter derivados escuros em outros mais nobres. 

Unidades de hidrodessulfurização de gasolina e diesel estão sendo planejadas, projetadas ou construídas no 

horizonte entre 2007/2011. Estas unidades permitem adequar a qualidade de correntes da refinaria para atendimento 

de características mais restritivas quanto a teor de enxofre. 

Para conversão de escuros, estão sendo pensadas unidades de coqueamento retardado seguidas de uma 

unidade de hidrotratamento de instáveis, permitindo incorporar correntes obtidas por craqueamento térmico e 

catalítico ao pool de diesel. 

A Tabela 9 apresenta a situação do parque de refino em 2007.




REDUC 43.700 17.836 7.800 0 1.900 0 0 0 5.000 168 0 0 4.000 0 0 2.180 0 5.500 0 

RPBC 27.000 12.370 9.000 0 1.750 0 0 0 4.900 0 0 0 0 0 6.000 0 0 0 1.000 

RECAP 8.500 0 0 3.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

REVAP 40.000 19.201 11.800 0 0 0 0 0 0 0 6.800 0 4.000 3.200 0 0 0 6.500 0 

REFAP 30.000 5.274 3.000 7.000 0 0 0 0 2.000 0 0 0 0 0 4.000 0 0 0 0 

REGAP 24.000 12.274 6.400 0 0 0 0 0 3.500 0 0 0 1.800 1.800 0 0 0 3.500 0 

REPLAN 58.000 24.645 15.000 0 0 0 0 0 5.200 264 0 0 0 0 5.000 0 0 0 0 

RLAM 52.800 20.042 16.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 830 0 0 0 

REMAN 7.300 1.055 500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

LUBNOR 1.000 959 0 0 0 0 0 0 0 0 0 170 0 0 0 170 0 0 0 

REPAR 30.000 14.129 8.500 0 0 0 0 0 0 340 5.300 0 0 0 0 0 0 5.000 0 

Ipiranga 2.700 795 540 0 0 0 0 0 0 400 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Manguinhos 2.200 0 0 0 475 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Totais 327.200 128.580 78.540 10.000 4.125 0 0 0 20.600 1.172 12.100 170 9.800 5.000 15.000 3.180 0 20.500 1.000 

Fonte: Petrobras.

530 


Ao longo dos próximos cinco anos, em termos de capacidade de destilação, é previsto aumento na LUBNOR, 

REPLAN e REPAR. Estuda-se incrementar a carga da U-32 da RLAM em 2015, o que foi considerado neste estudo. 

São incorporados ao parque de craqueamento mais 2.200 m 3 /d nas REDUC e REGAP, fruto de projeto de desengargalamento 

e melhorias operacionais. 

Para melhorar e diversificar a qualidade do pool de gasolina, são construídas mais 4 novas unidades de reforma 

catalítica nas REVAP, REGAP, REPLAN e REPAR, bem como é previsto uma revamp da unidade existente na RPBC. 

O acréscimo de capacidade neste processo é de 6.550 m 3 /d. 

A capacidade das unidades de coque aumenta quase duas vezes e meia (2,5) em relação a 2006, passando 

para 35.900 m 3 /d. Além da UCR instalada na REDUC com capacidade para 5.000 m 3 /d, são adicionados mais 15.300 

m 3 /d, por meio de ampliações e construções nas RPBC, REVAP, REPLAN e REPAR. 

Acompanhando as UCRs, dada a necessidade de corrigir e adequar a qualidade de correntes instáveis oriundas 

de processos de craqueamento térmico, são instalados mais 46.000 m 3 /d de HDT de instáveis, dotando todas as 

refinarias de grande porte de capacidade para produzir diesel de alta qualidade (baixo teor de enxofre, alto número 

de cetano, excelente parafinicidade, alta estabilidade, boa faixa de destilação e densidade). 

Sendo mandatório produzir combustíveis de alta qualidade, são incorporadas HDSs de Gasolina em todas as 

refinarias de grande porte, com capacidade total de 49.000 m 3 /d. 

Suplementa-se a capacidade de produzir diesel de boa qualidade para atendimento ao mercado nacional (exregiões 

metropolitanas) com mais 4.000 m 3 /d em capacidade de HDS de diesel. 

A Tabela 10 apresenta como ficará o parque atual de refino em 2011, após as ampliações e modificações 

previstas nas refinarias existentes. As cores utilizadas na tabela indicam o ano de início de operação de cada nova 

unidade.




REDUC 43.700 17.836 9.000 0 1.900 0 0 0 5.000 168 0 0 4.000 2.000 5.000 2.180 5.000 5.500 0 

RPBC 27.000 12.370 9.000 0 2.300 0 0 0 5.200 0 0 0 0 2.200 6.000 0 5.000 0 1.000 

RECAP 8.500 0 0 3.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.000 4.000 0 

REVAP 40.000 19.201 11.800 0 1.500 0 0 0 5.000 0 6.800 0 4.000 6.200 6.000 0 7.000 6.500 0 

REFAP 30.000 5.274 3.000 7.000 0 0 0 0 2.000 0 0 0 0 0 10.000 0 5.000 0 0 

REGAP 24.000 12.274 7.400 0 1.000 0 0 0 3.500 0 0 0 1.800 4.800 4.500 0 4.000 3.500 0 

REPLAN 63.000 27.195 15.000 0 2.500 0 0 0 10.200 264 0 0 0 0 15.000 0 8.000 0 0 

RLAM 52.800 20.042 16.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.500 830 8.000 0 0 

REMAN 7.300 1.055 500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

LUBNOR 2.000 959 0 0 0 0 0 0 0 0 0 340 0 0 0 170 0 0 0 

REPAR 35.000 16.679 8.500 0 1.000 0 0 0 5.000 340 5.300 0 0 3.000 6.000 0 5.000 5.000 0 

Ipiranga 2.700 795 540 0 0 0 0 0 0 400 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Manguinhos 2.200 0 0 0 475 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

TOTAIS 338.200 133.680 80.740 10.000 10.675 0 0 0 35.900 1.172 12.100 340 9.800 18.200 61.000 3.180 49.000 24.500 1.000 

Fonte: Petrobras. 

Legenda (anos): 

2007 2008 2009 2010 2011

532 


Entre os anos de 2012 e 2015, são previstas ampliações e novas inserções de capacidades, unidades para as 

quais a Petrobras percebeu necessidade ou potencialidade, mas que ainda não foram avaliadas sob ótica empresarial. 

Todavia fazem parte da carteira de projetos da Companhia. 

Assim, em 2012, consolida-se a modernização da RLAM, com ganho de capacidade na unidade de destilação 

atmosférica U-32 de 2.000 m 3 /d, uma unidade de coqueamento retardado com capacidade de 4.000 m 3 /d e um HDT 

de nafta de coque de 2.500 m 3 /d. 

Em 2013, há previsão de construção de um HCC de Lubrificantes para a REDUC (HCC Lub). Esta unidade, que 

terá capacidade para processar 5.000 m 3 /d de carga, flexibilizará o esquema de produção nacional de lubrificantes, 

passando a Petrobras a não depender mais de cargas leves importadas para tal. Além disso, esta unidade seria a primeira 

instalação deste processo no parque de refino nacional. 

Aproveitando a característica naftênica das naftas de destilação direta oriundas de petróleo da Bacia de Campos, 

em 2014 entraria em operação a última unidade de reforma catalítica, a ser instalada com capacidade para 

2.000 m 3 /d na RLAM. 

Também neste ano, para complementar a produção de diesel de alta qualidade e eliminar a destinação de correntes 

nobres para óleo combustível, inicia operação um HDT de Instáveis na REVAP, com capacidade de 6.000 m 3 /d. 

Finalmente, em 2015, pelas mesmas razões, começa a operar um HDT de Instáveis na RLAM com capacidade 

de 7.000 m 3 /d. 

A Tabela 11 apresenta a configuração das refinarias existentes em 2015 após as adaptações descritas. 

A Tabela 12 apresenta a evolução até 2016 do parque atual de refino, em termos de capacidade total instalada, 

em função das expansões previstas pelos refinadores.


Tabela 11 – Parque Nacional de Refino – Capacidades Nominais Máximas em 2015 Conforme Previsão dos Refinadores (m 3 /d) 


REDUC 43.700 17.836 9.000 0 1.900 0 5.000 0 5.000 168 0 0 4.000 2.000 5.000 2.180 5.000 5.500 0 

RPBC 27.000 12.370 9.000 0 2.300 0 0 0 5.200 0 0 0 0 2.200 6.000 0 5.000 0 1.000 

RECAP 8.500 0 0 3.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.000 4.000 0 

REVAP 40.000 19.201 11.800 0 1.500 0 0 0 5.000 0 6.800 0 4.000 6.200 12.000 0 7.000 6.500 0 

REFAP 30.000 23.774 8.000 7.000 0 0 0 0 2.000 0 0 0 0 0 10.000 0 5.000 0 0 

REGAP 24.000 12.274 7.400 0 1.000 0 0 0 6.700 0 0 0 1.800 4.800 4.500 0 4.000 3.500 0 

REPLAN 63.000 27.195 15.000 0 2.500 0 0 0 10.200 264 0 0 0 0 15.000 0 8.000 0 0 

RLAM 54.800 20.042 16.000 0 2.000 0 0 0 4.000 0 0 0 0 2.500 15.500 830 8.000 0 0 

REMAN 7.300 1.055 500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

LUBNOR 2.000 959 0 0 0 0 0 0 0 0 0 340 0 0 0 170 0 0 0 

REPAR 35.000 16.679 8.500 0 1.000 0 0 0 5.000 340 5.300 0 0 3.000 6.000 0 5.000 5.000 0 

Ipiranga 2.700 795 540 0 0 0 0 0 0 400 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Manguinhos 2.200 0 0 0 475 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

TOTAIS 340.200 152.180 85.740 10.000 12.675 0 5.000 0 43.100 1.172 12.100 340 9.800 20.700 74.000 3.180 49.000 24.500 1.000 

Legenda (anos): 

2012 2013 2014 2009 e 2014 2010 e 2015

534 


Tabela 12 – Expansões e Adições de Capacidade Conforme Previsão dos Refinadores (m 3 /d) 

EXPANSÃO DO PARQUE DE REFINO: CAPACIDADES TOTAIS ANUAIS E ADIÇÃO DE CAPACIDADES POR PROCESSO 

ADIÇÃO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

DESTILAÇÃO ATM 13.000 327.200 327.200 337.200 338.200 338.200 338.200 340.200 340.200 340.200 340.200 340.200 

DESTILAÇÃO VÁCUO 5.100 128.580 128.580 133.680 133.680 133.680 133.680 133.680 133.680 133.680 133.680 133.680 

REFORMA CATALÍTICA 8.550 4.125 4.125 4.675 9.675 9.675 10.675 10.675 10.675 12.675 12.675 12.675 

ALCOILAÇÃO 0 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 

MTBE 0 1.172 1.172 1.172 1.172 1.172 1.172 1.172 1.172 1.172 1.172 1.172 

HCC - Lubes 5.000 0 0 0 0 0 0 0 5.000 5.000 5.000 5.000 

HCC 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

FCC-RAT 0 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 

FCC 2.200 78.540 78.540 79.740 79.740 79.740 80.740 80.740 80.740 80.740 80.740 80.740 

COQUEAMENTO 29.900 15.600 20.600 20.600 30.600 30.600 35.900 43.100 43.100 43.100 43.100 43.100 

DESASFALTAÇÃO C3 0 12.100 12.100 12.100 12.100 12.100 12.100 12.100 12.100 12.100 12.100 12.100 

HDS GASOLINA 49.000 0 0 5.000 47.000 49.000 49.000 49.000 49.000 49.000 49.000 49.000 

HDS DIESEL 4.000 20.500 20.500 20.500 20.500 24.500 24.500 24.500 24.500 24.500 24.500 24.500 

HDT INSTÁVEIS 59.000 15.000 15.000 15.000 27.000 41.500 61.000 61.000 61.000 67.000 74.000 74.000 

H-BIODIESEL (1) 6.700 700 700 1.160 2.700 4.150 6.100 6.100 6.100 6.700 7.400 7.400 

(1) A “capacidade” de H-Biodiesel apresentada corresponde, na verdade, à carga máxima de óleos vegetais que se poderia processar nas unidades de HDT de instáveis existentes no parque nacional de refino. Para 2007 e 2008, considerou-se o 

consumo esperado de óleos vegetais na carga dos HDTs conforme projeção da Petrobras. Para os demais anos, os valores considerados correspondem a 10% da capacidade instalada de HDT de instáveis, e não necessariamente à carga esperada 

de óleos vegetais. O objetivo era averiguar se haveria “competição” por capacidade de processamento entre as correntes instáveis das refinarias e os óleos vegetais. Por tratar-se de um processo, a produção de diesel dependente da opção H-Bio 

não existe isoladamente. Ela está incorporada ao “pool” de médios em todos os balanços de produção deste estudo na proporção 1: 1 (uma unidade de óleo vegetal produz uma unidade de médios).


A evolução da produção da “Refinaria Brasil” é apresentada nas próximas quatro tabelas (2007/2011/2013/ 

2016), conforme iniciam produção as unidades projetadas para o parque atual. 

Notar que o parque evolui pouco em capacidade de destilação atmosférica, mas, muito em sofisticação, conforme 

sejam incorporadas as unidades de processo projetadas. 

A evolução do parque nacional de refino é refletida no perfil de derivados produzidos, o qual se adequa à estrutura 

de demanda, conforme as ampliações vão sendo disponibilizadas de acordo com as previsões da Petrobras. 

As tabelas a seguir indicam a evolução do parque de refino em 2007, 2011, 2013 e 2016. 

Tabela 13 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado - 2007 

(m3/d) (M m3/ano) Perfil de Produção (%) 

GLP 21.788 7.952 7,80 

Gasolina 48.317 17.636 17,30 

Nafta 25.211 9.202 9,03 

Querosene 11.102 4.052 3,98 

Diesel 100.500 36.683 35,99 

Escuros 57.135 20.854 20,46 

Coque 7.131 2.603 2,55 

Outros 8.049 2.938 2,88 

Total 279.233 101.920 

Expansão Volumétrica 1 2,31% 

Tabela 14 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado – 2011 


GLP 23.419 8.548 8,01 

Gasolina 55.957 20.424 19,15 

Nafta 20.007 7.302 6,85 

Querosene 10.844 3.958 3,71 

Diesel 117.203 42.779 40,11 

Escuros 44.318 16.176 15,17 

Coque 12.427 4.536 4,25 

Outros 8.049 2.938 2,75 

Total 292.223 106.661 

Expansão Volumétrica 3,59%

536 


Tabela 15 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado – 2013 


GLP 23.709 8.654 8,06 

Gasolina 57.038 20.819 19,40 

Nafta 19.462 7.104 6,62 

Querosene 10.886 3.973 3,70 

Diesel 118.845 43.378 40,42 

Escuros 41.084 14.996 13,97 

Coque 14.919 5.445 5,07 

Outros 8.049 2.938 2,74 

Total 293.992 107.307 

Expansão volumétrica 3,61 % 

Tabela 16 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado - 2016 


GLP 23.834 8.699 8,09 

Gasolina 58.362 21.302 19,80 

Nafta 19.702 7.191 6,68 

Querosene 10.645 3.885 3,61 

Diesel 119.266 43.532 40,46 

Escuros 39.983 14.594 13,56 

Coque 14.919 5.445 5,06 

Outros 8.049 2.938 2,73 

Total 294.761 107.588 

Expansão volumétrica 3,88% 

2.4.2. Refinarias Particulares 

A defasagem entre o preço do petróleo e derivados no mercado internacional e os praticados no mercado interno 

tem inviabilizado as operações da Refinaria de Manguinhos e da Refinaria Ipiranga. A primeira está com sua atividade 

suspensa desde agosto de 2005. Já a Ipiranga, paralisou a operação por três vezes também no ano passado. 

Em meio a este cenário, as empresas tentam encontrar soluções que mantenham suas operações. Manguinhos 

arrendou parte de sua planta a uma empresa para a produção de biocombustível, na qual terá participações. 

A Ipiranga encaminhou à Petrobras pedido de apoio na produção de nafta para a Copesul. A operação consistiria na 

substituição de nafta comprada das refinarias da Petrobras instaladas em outros estados pela matéria-prima produzida 

pela Ipiranga em Rio Grande, a partir de condensado (ARRUDA, 2006). 

Nenhuma das plantas está com previsão de realização de investimentos, embora a Refinaria de Manguinhos 

tenha trabalhado em estudos de expansão de pequeno porte e adição de unidades de tratamento para ajuste de 

qualidade.


2.5. Proposta EPE para Novos Investimentos no Parque de Refino 2013/2016 

Com os dados obtidos com o Modelo de Fluxos de Refino, observa-se que há espaço para novos investimentos 

em expansão e em novas unidades, a partir de 2013, no parque existente. 

O modelo revela que, na “Refinaria Brasil”, ainda existiriam excedentes de resíduo atmosférico e de gasóleos 

para craqueamento e não haveria mais excedentes de resíduo de vácuo. Ao contrário, as unidades de desasfaltação 

operariam com carga inferior à nominal. 

Isso demonstra que, mesmo com as modificações já propostas pelos agentes, ainda há espaço para se estudar 

aumentos da capacidade de destilação a vácuo, craqueamento catalítico e hidrocraqueamento, de forma a rebalancear 

os fluxos, aumentando a conversão, para uma mesma capacidade instalada de destilação atmosférica. 

Assim, foram realizadas corridas para os anos de 2013 a 2016, com a inserção de expansão de capacidade de 

destilação a vácuo, FCC e HCC com diversas capacidades, chegando-se ao final, como sendo a de melhores resultados 

em termos de produção de derivados e expansão volumétrica, a que segue na tabela abaixo: 

Tabela 17 – Adições ao Parque de Refino em 2013 

Processo 

Capacidade (m 3 /d) 

Destilação a vácuo 18.500 

Craqueamento catalítico 5.000 

Hidrocraqueamento 20.000 

Com estas adições, passar-se-ia a ter a seguinte produção de derivados em 2013 e 2016, conforme as Tabelas 

18 e 19: 

Tabela 18 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Reconfigurado – 2013 


GLP 25.607 9.347 8,61 

Gasolina 63.742 23.266 21,42 

Nafta 19.462 7.104 6,54 

Querosene 17.242 6.293 5,80 

Diesel 126.485 46.167 42,51 

Escuros 22.007 8.033 7,40 

Coque 14.919 5.445 5,01 

Outros 8.049 2.938 2,71 

Total 297.514 108.592 

Expansão volumétrica 4,85%

538 


Tabela 19 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Reconfigurado – 2016 


GLP 25.732 9.392 8,63 

Gasolina 65.067 23.749 21,81 

Nafta 19.702 7.191 6,61 

Querosene 17.001 6.205 5,70 

Diesel 126.907 46.321 42,55 

Escuros 20.906 7.631 7,01 

Coque 14.919 5.445 5,00 

Outros 8.049 2.938 2,70 

Total 298.283 108.873 

Expansão volumétrica 5,12% 

As tabelas a seguir mostram a comparação desta proposta com os resultados obtidos anteriormente para 

2013 e 2016. 

Tabela 20 – Quadro Comparativo - Reconfiguração 2013 (m 3 /d) 

Derivados 2013 Original 2013 Reconfigurado Diferença % 

Leves 2 76.500 83.204 + 6.704 + 8,8 

Médios 3 129.731 143.727 + 13.996 + 10,8 

Escuros 4 41.084 22.007 - 19.077 - 46,4 

Volume Total 293.992 297.514 + 3.522 

Tabela 21 – Quadro Comparativo - Reconfiguração 2016 (m 3 /d) 

Derivados 2016 Original 2016 Reconfigurado Diferença % 

Leves 78.064 84.769 + 6.705 + 8,6 

Médios 129.911 143.908 + 13.997 + 10,8 

Escuros 39.983 20.906 - 19.077 - 47,7 

Volume Total 294.761 298.283 + 3.522 

A produção de derivados nobres aumenta cerca de 20%. Já a produção de óleo combustível é reduzida substancialmente, 

da ordem de 50%. 

Não há necessidade de se investir em HDTs para melhoria da qualidade dos derivados adicionais. A capacidade 

instalada à época é suficiente para assumir o tratamento da produção total de instáveis. 

2.6. Produção das Novas Refinarias 

As novas refinarias para produção de derivados no País foram consideradas no modelo, de acordo com as informações 

obtidas na Petrobras, na Rio Oil & Gás Expo 2006 e em literatura.


2.6.1. Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro – COMPERJ 

Por meio de pesquisas em revistas, teses e sites na Internet, foi possível obter, com quantidade suficiente de 

dados, o esquema de refino e produção do COMPERJ 24 . 

Na Figura 2 é apresentado o esquema simplificado das etapas planejadas para o complexo petroquímico do 

Rio de Janeiro. 

Figura 2 – Esquema simplificado do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro 

Marlim 

150.000 bbl/d 

Unidade de Produção 

de Petroquímicos 

Básicos - Itaboraí 

Combustíveis 

Petroquímicos 

básicos 

Central de 

Escoamento de 

Produtos Liquídos 

de São Gonçalo 

Eteno 

P-Xileno 

Centro de Inteligência 

Estireno 

- Produtos descartáveis 

- Material escolar(régua, 

esquadro) 

- Linha Branca(geladeira, 

freezer) 

- Lanterna de automóveis 

- Copo de Liquidificador 

Etileno Glicol 

- Fluído de 

Refrigeração 

- Matéria Prima 

para poliéster 

Polietilenos 

- Embalagens de 

Alimentos 

- Tanque de gasolina 

- Embalagens de cosméticos 

- Sacolas plásticas 

Benzeno 

PTA 

PET 

- Fibras (Poliéster) 

- Garrafas PET 

(refrigerante, água) 

Propeno 

Polipropileno 

Fenol 

- Filme para embalagens 

- Tampa de garrafa de 

refrigentes 

- Potes de alimentos 

(Margarina, iogurte) 

- Industria de 

madeira 

- Fibras (nylon) 

O início da produção desta planta industrial está previsto para 2012. A Unidade Petroquímica Básica (UPB), 

integrante do Complexo, será a base para a criação de um parque industrial com central de utilidades e empresas de 

produção de produtos de segunda e terceira gerações como polietilenos, polipropileno, estireno, etileno-glicol. Os 

investimentos nesta etapa atingem US$5,2 bilhões. 

A operação do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro vai proporcionar vantagens significativas à indústria 

brasileira: 

• produção em larga escala de matérias-primas petroquímicas (produção estimada em 1,3 milhão de t/ano de 

eteno, 900 mil t/ano de propeno, 360 mil t/ano de benzeno e 700 mil t/ano de xileno); 

• maior processamento de petróleo nacional; 

• economia de divisas estimada em US$2 bilhões/ano. 

Este ganho em divisas será obtido pela substituição da exportação de petróleo pesado, de menor valor no 

mercado, pela exportação de produtos de maior valor agregado a serem produzidos no complexo. 

Desta forma, os chamados “produtos petroquímicos básicos” serão gerados diretamente em instalações de 

refino, como alternativa a sua produção a partir de nafta a qual ainda é parcialmente importada. 

Atualmente, a nafta, o gás natural e os gases residuais de refinarias são as principais matérias-primas do setor, 

sendo que a nafta é a de maior destaque. Em torno de 30% do consumo dos três pólos petroquímicos nacionais 

baseados em nafta é importado. Este fato torna-se preocupante para a economia brasileira, especialmente se contextualizado 

no cenário mundial que prevê uma dificuldade no fornecimento de nafta, devido tanto à deterioração 

da qualidade dos petróleos processados quanto ao crescimento da demanda por petroquímicos básicos. Adicionalmente, 

alguns estudos indicam que a projeção da demanda pelas principais resinas termoplásticas superará a capacidade 

de produção atual em 2013, sendo que algumas resinas apresentarão déficit antes mesmo desta data, o que 

indica que apenas o aumento da utilização da capacidade instalada não será suficiente para suprir o mercado interno. 

Dentro deste contexto, a implantação de uma refinaria petroquímica apresenta-se como uma ótima alternativa 

24 Para informações suplementares ver: DESAFIOS PARA A IMPLANTAÇÃO DE UMA REFINARIA PETROQUÍMICA NO BRASIL – P.C. 

dos Santos, P.R.Seidl, S. Borschiver – apresentação feita na Rio Oil & Gás 2006 - IBP

540 


de abastecimento, pois reduz a importação de matéria-prima petroquímica e permite um melhor aproveitamento 

do óleo nacional (SANTOS; SEIDL; BORSCHIVER, 2006). 

Projetada para consumir 150.000 b/d de petróleo Marlim, a UPB ofertará 535.000 t/ano de óleo diesel. Além 

desse diesel, haverá um retorno de 284.000 t/ano de nafta sem utilização para produção de petroquímicos. Além da 

nafta e do diesel, haverá produção de coque. Nenhum outro derivado será oferecido. 

A Tabela 22 apresenta a produção do COMPERJ: 

Tabela 22 – Produção de Derivados Combustíveis do COMPERJ 

t/ano m 3 /d 

Nafta 284.000 1.081 

Óleo Diesel 535.000 1.631 

Coque 700.000 2.459 

2.6.2. Refinaria Abreu e Lima – Suape / PE 

Dados públicos dão conta que a Petrobras anunciou recentemente que construirá uma nova refinaria em Pernambuco, 

no Complexo Industrial e Portuário de Suape em parceria com a estatal venezuelana Petróleos de Venezuela 

SA – PDVSA. As obras devem ter início em 2007, segundo o governo do Estado. Estima-se que a unidade terá 

capacidade para processar até 200 mil b/d de petróleo. 

O objetivo é capacitar a planta para refinar óleos pesados, extraídos basicamente do Campo de Marlim, na Bacia 

de Campos, e, possivelmente, de outros locais com petróleo pesado, como o Merey, na Venezuela 25 . A intenção 

é abastecer os mercados do Norte e Nordeste do Brasil com derivados de petróleo, principalmente óleo diesel, para 

reduzir as importações. 

A produção de derivados de petróleo, principalmente óleo diesel e gás de cozinha (GLP), deverá começar em 

2011. O empreendimento deverá custar em torno de US$ 2,8 bilhões, a serem divididos igualmente entre a estatal 

brasileira e sua parceira. 

Com os dados e o esquema de refino publicados na Revista Petro & Química (ARRUDA, 2006), foi possível avaliar 

o impacto dessa planta no abastecimento nacional. 

A refinaria disporá de apenas três processos básicos, face às características do óleo processado e do mercado 

a atender: a destilação atmosférica alimentará diretamente uma unidade de coqueamento retardado e as correntes 

das duas unidades serão disponibilizadas para hidrotratamento de instáveis. 

Na Figura 3, está apresentado o esquema de refino, sob forma de diagrama de blocos: 

25 Conforme Magalhães (2006).


Figura 3 – Diagrama Esquemático de Refino da Refinaria de Suape / PE 

Refinaria Abreu e Lima – Suape / PE 

GLP 

PETRÓLEO 

DESTILAÇÃO 

ATMOSFÉRICA 

NL + NP 

QUEROSENE + 

DIESEL 

HDT DE 

NAFTAS 

HDT DE 

MÉDIOS 

NAFTAPTQ 

DIESEL 

RAT 

NLK 

COQUE 

NPK + GOLK 

NPK + GOPK 

COQUE 

OC 

Com este esquema de refino, sua produção de derivados está apresentada na Tabela 23. 

Tabela 23 – Produção de Derivados Combustíveis da Refinaria de Suape / PE 

t/ ano % peso m3 /d 

GLP 350.000 3,7 1.744 

Nafta 612.000 6,5 2.329 

Diesel 6.917.000 73,6 22.560 

Coque 1.250.000 13,3 4.390 

Bunker 277.000 2,9 700 

2.6.3. Nova Refinaria: Esquema de Produção Flexível 

A Petrobras anuncia que está estudando a conveniência e viabilidade técnico-econômica de construção de 

uma refinaria de grande porte e complexidade totalmente adaptada a processar os petróleos nacionais. 

A capacidade aventada é de 500.000 b/d e a área de planejamento da empresa imagina início de produção 

para o ano de 2014. A instalação produziria gasolina e diesel de alta qualidade, bem como petroquímicos básicos. 

Assim, ela seria uma planta cuja produção teria perfil (volume e qualidade) para atender mercados mais exigentes. 

Não há informações sobre esquema de refino, localização ou mercado a atender. Nestas condições, buscou-se 

avaliar a idéia e propor uma forma razoável de processamento de petróleo em esquema de refino que permitisse, 

com algum grau de flexibilidade, atender fortes variações de demanda. 

Em meados da próxima década, com excedente substancial de petróleo nacional, os ganhos advindos de um 

esquema de refino flexível são evidentes, pois, a partir da mesma matéria-prima, seria possível produzir derivados 

leves e médios, tanto para abastecimento nacional quanto para exportação. 

Pode-se pensar num esquema que priorize a geração de médios, noutro que priorize leves, e tentar integrálos, 

avaliando a flexibilidade obtida em termos de custos e balanço de produção.

542 


Consolidando o raciocínio, é necessário supor algumas premissas. A refinaria, qualquer que seja seu esquema 

produtivo, deverá “destruir” escuros, o que nos leva a supor unidades de fundo de barril capazes de gerar produtos 

intermediários para processamento em unidades de tratamento e conversão catalítica. 

A mais flexível das unidades de fundo de barril, o coqueamento retardado, surge como opção interessante, 

definindo o perfil das três primeiras unidades que deverão estar presentes na refinaria: uma destilação atmosférica, 

seguida de uma destilação a vácuo e de uma unidade de coque. 

Outro ponto em termos de flexibilidade sugere usar unidades de FCC e HCC, com arranjo de cargas que permita 

operá-las, quer em série em qualquer ordem, quer em paralelo. 

Um esquema de refino focado em leves, com maximização de gasolinas, seria colocar o FCC e o HCC em série, 

nessa ordem, em termos de uso do gasóleo de destilação, ou seja, o gasóleo de vácuo seria destinado em sua totalidade 

para o FCC e o HCC processaria as correntes instáveis e pesadas. 

Um esquema para maximização de médios implicaria em inverter o destino do gasóleo, colocando o HCC 

prioritariamente ao FCC. 

Por razões operacionais, o esquema para a produção de médios, assim concebido, não é viável. Levaria a 

situações onde o FCC seria desnecessário ou de operação instável, porque a carga disponível para ele seria muito 

pequena. 

Definidas as condições extremas, pode-se elaborar um esquema intermediário que confira a flexibilidade 

operacional capaz de permitir operações máximo-gasolina – para atendimento de altas demandas pelo produto no 

verão no hemisfério norte – ou máximo-diesel, para situações de inverno. 

Com isso, pode-se alternar as condições operacionais para obtenção de máxima rentabilidade econômica, 

com uso da carga fresca (Gasóleos de Destilação a Vácuo) alimentando em paralelo o HCC e o FCC. 

Assim, considerando flexibilidades operacionais, possíveis futuras mudanças de elenco de petróleo, custos de 

construção e sazonalidades de mercado, o mais adequado é construir um HCC e um FCC, ambos com capacidade de 

absorver cada um 60% dos gasóleos de vácuo (20% de sobrecapacidade total, 10% em cada tipo de unidade). 

Conclui-se que um esquema de refino robusto é o composto por destilação atmosférica, destilação a vácuo, 

coqueamento retardado, hidrocraqueamento catalítico, e craqueamento catalítico, com distribuição “meio-a-meio” 

das cargas de gasóleos de vácuo e de conversão para o FCC e o HCC. 

Considera-se que os ajustes de qualidade, por meio de unidades de hidrotratamento, devem existir como condição 

sine qua non para atendimento dos mercados de exportação e interno brasileiro. 

Por outro lado, construir módulos de 250.000 b/d é uma alternativa interessante porque, inicialmente, permitiria 

atender ao mercado nacional, para, num segundo momento, após a avaliação da dinâmica de crescimento do 

mercado nacional e das potencialidades de exportação, completar a refinaria com igual capacidade. 

A Figura 4 mostra o esquema proposto, que passará a ser denominado de Módulo de Produção Flexível – MPF 

(Flex).


Figura 4 – Esquema de Refino para o Módulo de Produção Flexível 

Módulo Produção Flexível – Capacidade 250.000 b/d 

GLP 

PETRÓLEO 

DESTILAÇÃO 

ATMOSFÉRICA 

REFORMA 

HDS DE 

MÉDIOS 

GASOLINA 

MÉDIOS 

DESTILAÇÃO 

À VÁCUO 

GOP 

50% 

50% 

OD 

FCC 

LCO 

HCC 

RV 

UNIDADE DE 

COQUE DE 

PETRÓLEO 

GOLK 

HDT DE 

NAFTA 

COQUE 

VERDE 

Para um módulo de 250.000 b/d, as várias unidades de processos deveriam ser dimensionadas conforme a 

Tabela 24. 

Tabela 24 – Capacidade das Unidades de Processo para o Módulo de Produção Flexível 

Unidade de Processo 

Capacidade [m3/d] 

UDA 40.000 

UDV 26.000 

UCR 12.500 

FCC 7.000 

HCC 13.000 

HDS M 11.000 

HDS N 7.000 

RC 3.000 

Nestas condições, a produção nominal de derivados por esta refinaria, considerando-se um módulo de 

250.000 b/d, seria o apresentado na Tabela 25.

544 


Tabela 25 – Produções de Derivados - Módulo de Produção Flexível 

% vol. 

Capacidade (b/d) 250.000 

Capacidade (m 3 /d) 39.746 

GLP (m 3 /d) 4.014 10,1 

Gasolina (m 3 /d) 11.924 30,0 

Nafta (m 3 /d) 0 0 

Médios (m 3 /d) 23.609 59,4 

Coque (m 3 /d) 4.372 11,0 

Escuros (m 3 /d) 0 0 

2.6.4. Nova Refinaria: Alternativa para Suprimento do Mercado Interno 

O balanço produção / demanda de óleos combustíveis passa a ser deficitário com a inserção em 2013 da 

proposta da EPE no Parque de Refino existente, que propõe o redirecionamento dos fluxos excedentes de resíduo 

atmosférico e de gasóleos de craqueamento para a produção de derivados nobres, por meio da expansão de capacidade 

de destilação a vácuo, FCC e HCC 

Por outro lado, o País segue importando derivados médios e é exportador de gasolinas e de petróleo. 

Tal circunstância permite imaginar uma alternativa ao Módulo de Produção Flexível, cujo esquema de refino 

elimina a produção de correntes pesadas, transformando-as preferencialmente em médios. 

Seria um esquema de refino que não gerasse mais coque, minimizasse a produção de gasolinas e fosse fortemente 

produtor de médios. 

Se se pensar em similaridade com a Refinaria de Suape / PE, observa-se que ela tem todas estas características 

desejadas, a não ser a produção de coque. 

Portanto, a nova alternativa seria algo com os mesmos objetivos de produção, mas instalando-se no lugar da 

unidade de coqueamento retardado um hidrocraqueamento de resíduo atmosférico. 

Para atender à demanda interna de óleo combustível, o perfil de produção de derivados pode ser alterado, 

com desvio parcial de resíduo atmosférico e parcela de contribuição do HCC, permitindo-se nesta unidade uma pequena 

geração de pesados, por meio de escolha conveniente de reatores e seus catalisadores. 

Juntam-se, assim, as conveniências de obter alta produção de diesel em relação ao petróleo processado, simplicidade 

operacional, atendimento flexível à demanda de óleo combustível, utilização intensa de hidrorrefino para 

garantir qualidade de derivados e nenhuma geração de coque. 

A Figura 5 apresenta o esquema proposto.


Figura 5 – Esquema de Refino para a Refinaria Alternativa 

Módulo Mercado Interno – Capacidade 250.000 b/d 

GLP 

PETRÓLEO 

DESTILAÇÃO 

ATMOSFÉRICA 

REFORMA 

HDS DE 

MÉDIOS 

GASOLINA 

MÉDIOS 

RAT 

HCC 

OC 

As unidades propostas deveriam ser dimensionadas conforme indicado na Tabela 26. 

Tabela 26 – Capacidade das Unidades de Processo para a Refinaria Alternativa 

Unidade de Processo 

UDA 

UHCC 

HDS M 

RC 

Capacidade 

250.000 b/d 

40.000 m3/d 

20.000 m3/d 

11.000 m3/d 

3.000 m3/d 

Supondo utilização de petróleo nacional e seus rendimentos, a avaliação mostra que tal esquema, com o desvio 

de parte do resíduo atmosférico para geração de escuros, seria o mais conveniente para compatibilizar o perfil 

de produção do parque de refino nacional ao atendimento da demanda de derivados. Os rendimentos são os da 

Tabela 27. 

Tabela 27 – Produção de Derivados 

Derivado 

Rendimento (% vol.) 

GLP 3,4 

Naftas 20,2 

Médios 65,8 

Escuros 20,2 

A capacidade nominal a instalar seria de 250.000 b/d e, com estas características e capacidade, para efeito deste 

estudo, será doravante chamada de Módulo de Atendimento do Mercado Interno – MMI. 

Assim, o que se propõe, em suma, é que a nova refinaria de 500.000 b/d a ser instalada seja composta de dois 

módulos de 250.000 b/d, sendo que o primeiro módulo teria o esquema da Figura 5 e o segundo, o esquema da 

Figura 4.

546 


2.7. Metodologia/Investimentos 

2.7.1. Adaptação do Parque Atual 

2.7.1.1. Adaptações Propostas pela Petrobras 

Entre 2007 e 2012, apenas a Petrobras prevê a instalação de novas unidades em refinarias existentes 26 , quer 

com a utilização exclusiva de capital próprio, quer sob o formato de parcerias. Para estas adaptações e ampliações, 

são previstos investimentos de US$ 13,6 bilhões 27 , em unidades de conversão, qualidade de gasolina e em qualidade 

de diesel 28 . 

2.7.1.2. Proposta pela EPE de Adaptações Adicionais em 2013 

Construir capacidade adicional de destilação a vácuo, FCC e HCC mostra-se atraente pelo incremento na produção 

de leves e médios em detrimento de escuros. Conforme detalhado na Tabela 28, o custo total das instalações 

sugeridas pela EPE atingiria US$ 2,421 bilhões, valor calculado de acordo com a metodologia de engenharia de processos 

29 , onde: 

Investimento Total = Investimento ISBL + Investimento OSBL, 

sendo: 

ISBL = Inside Battery Limit – Investimentos na unidade. 

OSBL = Outside Battery Limit – Investimentos em sistemas de apoio. 

Estima-se o valor ISBL conforme equação de custos aplicada a partir de valor conhecido para uma unidade 

similar instalada na costa do golfo do México (USGC): 

Custo ISBL = Custo Referência 

x FA x FC x FL x FQC, 

em que: 

FA = Fator Anual: correção do investimento de base conhecida, para atualização relativa à diferença entre os 

anos considerados. Geralmente, usa-se 5% a.a., ou seja, faz-se FA = 1,05n, onde n é o número de anos. 

FC = Fator Capacidade: correção para custo da unidade de processo de acordo com a escala. Este fator é igual 

à relação entre as capacidades consideradas, elevada a um valor entre 0,6 a 0,7, usualmente 0,66. 

FL = Fator Localização: correção do investimento de base conhecida (usualmente USGC – Costa do Golfo do 

México ou NW Europa – Noroeste Europeu), para compensar as diferenças de custos locais. Geralmente variam de 

1,0 a 2,0. Adotou-se 1,6. 

FQC = Fator Carga: corrige investimentos de base conhecida em função da qualidade de carga; só é utilizado 

em casos específicos. Utiliza-se 1,0. 

Assume-se que os investimentos em ISBL correspondem a 60% do custo total, enquanto os demais 40% correspondem 

aos valores OSBL. 

Cabe ressaltar que os investimentos em adaptações propostas pela EPE foram calculados com base em valores 

e fatores baseados em literatura e não consideram alguns preços internacionais de insumos que tiveram alta significativa 

nos últimos meses. 

26 Há previsão de adição de novas unidades no parque refinador da Petrobras até 2015. Elas foram consideradas neste estudo, mas o investimento 

relevante ocorre até 2012. 

27 Não nos foi fornecida uma posição detalhada sobre os investimentos em termos monetários e financeiros. 

28 Conforme Magalhães (2006) 

29 Ver Chilton, Green e Perry (1997); Mattos (2005); Meyers (2004); Perlingeiro (2005); UOP (2006).


Tabela 28 – Investimentos em Ampliações (EPE) 

Unidade FCC HCC DV 

Ano de operação 2013 2013 2013 

Capacidade projetada (b/d) 31.450 125.800 116.365 

Custo de referência (2007) 380 440 320 

Capacidade de referência (b/d) 60.000 30.000 200.000 

FA 1,00 1,00 1,00 

nº anos - - - 

FC 0,65 2,58 0,70 

Fator 0,66 0,66 0,66 

FL 1,6 1,6 1,6 

FQC 1,0 1,0 1,0 

ISBL 60% 460 1.319 336 

OSBL 40% 460 1.319 336 

Custo Brasil 2007 (MM US$) 1.149 3.297 839 

Total Geral (MM US$) 5.285 

2.7.2. Novas Refinarias 

2.7.2.1. COMPERJ 

Segundo a Petrobras, serão investidos na Unidade de Produção de Petroquímicos Básicos e nas demais instalações 

(para produção de petroquímicos de segunda geração), o total de US$ 8,4 bilhões. 

2.7.2.2. Refinaria Abreu e Lima – Suape / PE 

Segundo a Petrobras, serão investidos US$ 4,0 bilhões, dos quais a estatal brasileira participará com US$ 2,0 

bilhões. Caberão a seu parceiro os restantes 50%. 

2.7.2.3. Módulo de Produção Flexível – Flex 

De acordo com a metodologia típica de engenharia de processos 30 , uma refinaria grass-root de 250.000 b/d, 

dispondo de unidades de conversão tipo coqueamento, hidrocraqueamento e craqueamento catalítico, hidrotratamentos 

e demais facilidades, seria um investimento de ordem de grandeza de US$ 7,2 bilhões 31 . 

As Tabela 29 e 30 apresentam uma avaliação de investimentos para módulos de produção flexível, com 250 e 

500 mil barris pordia. 

30 Ver Chilton, Green e Perry (1997); Mattos (2005); Meyers (2004); Perlingeiro (2005); UOP (2006). 

31 O custo do HCC embute o custo das unidades de HDS (de querosene e diesel de destilação direta) e do HDT de nafta craqueada.

548 


Tabela 29 – Avaliação de Investimentos para um Módulo de Produção Flexível 

Módulo: 250.000 b/d 

Unidade DA DV UCR HCC FCC URC HDS HDT 

Ano de operação 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 

Capacidade projetada (b/d) 250.000 163.540 81.770 82.399 42.143 18.870 69.190 40.885 

Custo de referência (2007) 280 280 180 250 380 50 130 210 

Capacidade de referência (b/d) 200.000 200.000 30.000 30.000 60.000 20.000 30.000 30.000 

FA 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 

nº anos - - - - - - - - 

FC 1,16 0,88 1,94 1,95 0,79 0,96 1,74 1,23 

Fator 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 

FL 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 

FQC 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 

ISBL 50% 519 392 558 779 482 77 361 412 

OSBL 50% 519 392 558 779 482 77 361 412 

Custo Brasil 2007 (MM US$) 1.038 785 1.116 1.558 963 154 722 824 


Para uma refinaria com capacidade de 500.000 b/d, no mesmo esquema de refino, incluindo ganho de escala, 

o investimento total seria de US$ 9,4 bilhões, caso ela fosse implantada em uma única etapa: 

Tabela 30 – Avaliação de Investimentos para dois Módulos de Produção Flexível 

Módulo: 500.000 b/d 

Unidade DA DV UCR HCC FCC URC HDS HDT 

Ano de operação 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 

Capacidade projetada (b/d) 500.000 327.080 163.540 164.798 84.286 37.740 138.380 81.770 

Custo de referência (2007) 280 280 180 250 380 50 130 210 

Capacidade de referência (b/d) 200.000 200.000 30.000 30.000 60.000 20.000 30.000 30.000 

FA 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 

nº anos - - - - - - - - 

FC 1,83 1,38 3,06 3,08 1,25 1,52 2,74 1,94 

Fator 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 

FL 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 

FQC 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 

ISBL 60% 820 620 882 1.231 761 122 571 651 

OSBL 40% 547 413 588 821 507 81 380 434 

Custo Brasil 2007 (MM US$) 1.367 1.033 1.470 2.052 1.268 203 951 1.085 

Total Geral (MM US$) 9.429


É razoável supor que, para implantar a mesma refinaria em dois módulos de 250.000 b/d, haveria o gasto 

inicial de US$ 7,2 bilhões com o primeiro módulo e de US$2,5 bilhões com o segundo, estimando que essa adição 

custasse 35% a 40% do valor da primeira. O investimento total seria, portanto, de US$ 9,7 bilhões, diferença relativamente 

pequena em termos financeiros, mas fundamental em termos de flexibilidade empreendedora. Acreditamos 

que esse será o modus operandi do refinador que se dispuser a realizar a obra. 

2.7.2.4. Módulo de Atendimento do Mercado Interno - MMI 

Com esquema de refino simplificado, os custos de construção do MMI serão muito menores do que os previsíveis 

para o Módulo de Produção Flexível de mesma escala. 

Com capacidade nominal de 250.000 b/d, contando apenas com destilação atmosférica, hidrocraqueamento 

de resíduo atmosféricos, unidade para melhoria da qualidade de gasolina e uma hidrodessulfurização de médios, o 

investimento seria o exposto na Tabela 31. 

Tabela 31 – Avaliação de Investimentos – MMI – 250.000 b/d 

Unidade DA HCC URC HDS 

Ano de operação 2013 2013 2013 2013 

Capacidade projetada (b/d) 250.000 125.800 18.870 69.190 

Custo de referência (2007) 280 250 50 130 

Capacidade de referência (b/d) 200.000 30.000 20.000 30.000 

FA 1,00 1,00 1,00 1,00 

nº anos - - - - 

FC 1,16 2,58 0,96 1,74 

Fator 0,66 0,66 0,66 0,66 

FL 1,6 1,6 1,6 1,6 

FQC 1,0 1,0 1,0 1,0 

ISBL 50% 521 1.030 77 361 

OSBL 50% 521 1.030 77 361 

Custo Brasil 2007 (MM US$) 1.043 2.061 154 722 


A proposta de implementar um módulo MMI e posteriormente um Módulo de Produção Flexível também 

deve levar em consideração um ganho de escala. 

Como os esquemas de refino são diferentes e a complexidade aumenta substancialmente para o Módulo de 

Produção Flexível, estima-se que os investimentos atinjam entre 70% a 75% deste esquema. 

Nestas condições, a solução proposta atingiria o valor de US$ 9,4 bilhões, sendo US$ 4 bilhões gastos no MMI 

e US$ 5,4 no Módulo de Produção Flexível. 

Desta forma, pode-se concluir que qualquer das soluções analisadas – um único Módulo de Produção Flexível 

de 500 mil b/d, dois Módulos de Produção Flexível de 250 mil b/d cada, ou um módulo MMI e um Módulo de Produção 

Flexível de 250 mil b/d cada – teria custos bastante equivalentes, todos entre US$ 9 e 10 bilhões. 

2.8. Cenários de Evolução do Refino 

Para efeito de análise, chama-se, no texto a seguir, “Configuração Provável” àquela que melhor atende às necessidades 

de abastecimento do País. Assim, elaborou-se uma Configuração Provável, com o objetivo principal de 

equilibrar o balanço produção – demanda no mercado interno, mas, com o objetivo adicional de exportar derivados, 

agregando valor ao petróleo nacional.

550 


As ampliações das refinarias existentes, propostas pela Petrobras, foram assumidas como realizadas. 

Na análise da produção em 2013, as corridas do modelo identificavam potencialidades de ganho para melhor 

atender o mercado nacional, por conta de geração de escuros a partir de excesso de resíduo atmosférico e, mesmo 

assim, excesso de gasóleos por falta de capacidade de conversão. Assim, a proposta da EPE, detalhada no item 1.1.5, 

de adicionar capacidade ao parque atual em destilação a vácuo (+ 18.500 m3/d), FCC (+ 5.000 m3/d) e HCC (+ 20.000 

m3/d) foi também considerada a partir de 2013. 

A Refinaria de Suape e o COMPERJ foram incluídos a partir de 2011 e 2012, respectivamente, datas consideradas 

como mais prováveis no momento da colheita das informações. Assumiu-se também que estas refinarias seriam 

construídas em qualquer cenário de demanda. 

O módulo MMI de 250 mil b/d da nova refinaria foi considerado, para equilíbrio do mercado interno e o módulo 

MPF, para exportação, quando julgado pertinente. 

2.8.1. Cenário de Demanda – Trajetória Inferior 

A situação conturbada do cenário internacional prejudica o comércio entre blocos econômicos e aumenta a 

preocupação geral com a segurança do abastecimento, o que valoriza a busca de soluções domésticas para as necessidades 

energéticas. Além disso, a demanda internacional de derivados tem um crescimento moderado. Neste 

contexto, uma estratégia voltada para a exportação de derivados torna-se arriscada. Por outro lado, a trajetória inferior 

do PIB nacional também conduz a crescimento moderado da demanda interna. Estas considerações levam a se 

assumir que apenas o módulo MMI (Módulo de Atendimento ao Mercado Interno) de 250 mil b/d seria construído 

dentro do horizonte do Plano Decenal, mais exatamente em 2014, ficando o segundo módulo postergado para depois 

de 2016. 

2.8.1.1. Evolução do Parque Nacional de Refino 

Configuração Provável: Parque Atualizado (proposta da Petrobras) + Adaptações Adicionais Propostas pela 

EPE + Refinaria de Suape + COMPERJ + MMI em 2014. 

Nesta trajetória, as atualizações do parque atual de refino são realizadas de acordo com os investimentos 

programados pela Petrobras. A Refinaria de Suape inicia produção em 2011 e o COMPERJ em 2012. As adaptações 

propostas pela EPE são implantadas em 2013. O módulo MMI (Módulo de Atendimento ao Mercado Interno) entra 

em operação em 2014, mas o Módulo de Produção Flexível é postergado para depois de 2016. 

O País inicia o período como exportador líquido de derivados. No ano de 2007, a produção interna de gasolinas 

e escuros gera excedentes tais que, subtraídos os déficits de GLP, médios e nafta para petroquímica, obtémse 

exportação líquida da ordem de 2.600 m 3 /d (16.300 b/d). Em 2008, a exportação de derivados aumenta para 

3.800 m 3 /d (23.900 b/d). Já em 2009, o país torna-se importador devido ao aumento da demanda de gasolina e médios, 

tendo que adquirir cerca de 1.200 m 3 /d (7.500 b/d), mas volta a exportar nos dois anos seguintes, até atingir 

8.350 m 3 /d (52.500 b/d) em 2011, com a entrada em produção da Refinaria de Suape. 

No entanto, a demanda passa a crescer a valores acima de 3,1% ao ano a partir de 2012, reduzindo bruscamente 

o superávit em derivados neste ano, para voltar a exibir necessidade de importações em 2013 da ordem de 

7.600 m 3 /d (47.800 b/d). Tal situação indicava a necessidade de se adicionar capacidade de refino, caso contrário, 

a partir desta data, o País voltaria a ser forte importador de derivados. Assim, neste cenário, adiciona-se o módulo 

MMI em 2014, fazendo com que o balanço produção – demanda apresente quadro superavitário até 2016. O superávit 

de 19.600 m 3 /d (123.250 b/d), observado em 2014, tende, porém, a cair rapidamente. Em 2016, o País teria, 

mais uma vez, que importar derivados.


Tabela 32 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Inferior 

Balanço [m3/d] 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GLP Produção 28.267 27.628 27.801 29.780 31.863 31.797 33.641 36.478 37.681 37.933 

Demanda 32.854 33.830 34.716 35.567 36.402 37.280 38.217 39.175 40.160 41.154 

Saldo -4.588 -6.202 -6.915 -5.787 -4.539 -5.483 -4.576 -2.697 -2.479 -3.221 

Gasolina Produção 51.272 52.262 57.470 57.950 61.822 63.704 70.469 78.898 79.189 79.250 

Demanda 49.072 49.246 48.904 49.600 55.932 59.534 62.203 64.433 66.056 67.253 

Saldo 2.199 3.016 8.566 8.349 5.890 4.170 8.266 14.465 13.133 11.997 

Médios Produção 111.603 114.531 120.688 125.875 146.864 149.911 163.904 185.841 186.068 185.899 

Demanda 133.730 137.534 140.701 141.109 147.152 152.407 159.780 167.473 175.500 183.780 

Saldo -22.127 -23.002 -20.013 -15.234 -288 -2.496 4.124 18.368 10.568 2.119 

Escuros (1) Produção 57.135 61.122 51.794 47.919 44.318 40.594 22.007 28.432 28.028 27.603 

Demanda 18.656 18.450 17.837 18.261 18.701 18.103 18.562 19.031 19.982 20.151 

Saldo 38.479 42.672 33.958 29.658 25.617 22.491 3.445 9.401 8.046 7.452 

Nafta Produção 25.211 25.694 21.471 21.306 20.007 19.884 19.462 18.400 19.117 19.702 

Demanda 36.579 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 

Saldo -11.368 -12.642 -16.864 -17.029 -18.329 -18.451 -18.873 -19.935 -19.219 -18.633 

Total Produção 273.486 281.237 279.224 282.830 304.874 305.890 309.483 348.049 350.083 350.387 

Demanda 270.891 277.395 280.493 282.872 296.522 305.660 317.097 328.447 340.033 350.674 

Saldo 2.595 3.842 -1.269 -42 8.352 231 -7.614 19.602 10.050 -286 

Configuração: Parque Atualizado + Adaptações Adicionais Propostas pela EPE + COMPERJ + Refinaria de Suape + Módulo Mercado Interno (250.000 b/d) 

Observação: 1. Os valores para escuros referem-se somente ao óleo combustível.

552 


Gráfico 3 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Inferior 

25.000 

20.000 

15.000 

m³/d 

10.000 

5.000 

0 

2006 

-5.000 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

-10.000 

Seguem-se alguns destaques interessantes: 

• O GLP permanece deficitário durante todo o período, apesar do aumento de sua produção nas UPGNs. Com 

a entrada em operação das novas instalações consideradas nesta trajetória, surge uma tendência de equilíbrio do 

balanço de GLP, no final do período em estudo; 

• Os grandes excedentes de gasolina, de até 14.500 m 3 /d (91.000 b/d) em 2014, associados aos excedentes de 

médios, que atingem 18.400 m 3 /d (116.000 b/d), também em 2014, podem trazer algumas dificuldades para a exportação, 

por conta de possíveis gargalos na infra-estrutura de movimentação, assim como da qualidade exigida do 

produto nos grandes mercados consumidores; 

• Os déficits de médios desaparecem em 2013, ocorrendo, a partir daí, superávits que atingem seu pico em 

2014. Tais superávits, porém, caem rapidamente, atingindo, em 2016, apenas 2.100 m 3 /d (13.200 b/d). Isto sugere 

um retorno à situação de déficit após o horizonte do estudo, caso não haja outra expansão do parque após 2016; 

• A nafta petroquímica é sempre deficitária, mas a quantidade importada praticamente se estabiliza a partir 

de 2009; 

• Mesmo com as ampliações e adições de capacidade consideradas no estudo, é necessário exportar escuros 

em grande escala até 2012. Em 2013, com a adição das unidades de processo sugeridas pela EPE e em 2014 com a 

entrada em operação do módulo MMI, o superávit de escuros continua existindo, mas mostra tendência de queda 

e o seu valor absoluto é relativamente baixo, chegando a não mais que 7.400 m 3 /d (46.500 b/d) em 2016, sugerindo 

que ainda haveria espaço para buscar aumento de capacidade nas unidades de conversão de resíduos. 

2.8.1.2. Balanço Nacional do Petróleo 

O País é exportador de petróleo durante todo o período, atingindo patamar próximo de 500.000 b/d 

(80.000 m 3 /d) em 2010. A situação exportadora permanece aproximadamente estável até 2012, mas sobe novamente 

em 2013, quando atinge o pico de 691.000 b/d. Porém, como não se adiciona refino após 2014, os excedentes de 

óleo cru seguem num patamar de 670.000 b/d até 2016. 

Deve-se ressaltar o fato de que, nas simulações, considerou-se a Refinaria de Suape com processamento de 

100% de petróleo nacional. Isto significa que poderá haver acréscimo de 100.000 b/d no excedente de crus brasileiros, 

caso esta refinaria opere com carga de 50% de petróleo importado. 

Sob o ponto de vista de se aumentar o valor agregado das exportações, seria razoável pensar na implantação, 

não só do Módulo de Produção Flexível de 250.000 b/d, mas de outras refinarias, ainda dentro do horizonte do 

Plano Decenal. Conforme já observado, porém, o contexto internacional recomenda prudência e postergação de 

planos mais ambiciosos, quer para a exportação de derivados, quer para a produção de petróleo.


Tabela 33 – Balanço de Petróleo – Trajetória Inferior 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Produção (m3/d) 286.586 307.004 335.161 360.230 388.876 412.503 440.173 466.062 470.249 463.952 

Processamento 272.918 281.259 282.093 282.093 308.614 330.173 330.173 363.325 363.325 363.325 

Excedente de 

Petróleo (m3/d) 

Excedente de 

Petróleo (b/d) 

13.668 25.745 53.068 78.137 80.262 82.330 110.000 102.737 106.924 100.627 

85.975 161.939 333.800 491.484 504.847 517.853 691.898 646.214 672.551 632.943 

800 

Gráfico 4 – Balanço (Oferta - Consumo) Nacional de Petróleo – Trajetória Inferior 

700 

600 

500 

1.000 b/d 

400 

300 

200 

100 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

2.8.1.3. Investimentos Necessários 

Considerando-se o esquema de expansão proposto para esta trajetória, ter-se-á o seguinte conjunto de investimentos 

a realizar: 

Adaptações propostas pela Petrobras 

Adaptações propostas pela EPE 

Refinaria de Suape 

Módulo MMI de 250 mil b/d 

Total: 

US$ 13,6 bilhões 





Note-se que os investimentos no COMPERJ (US$ 8,4 bilhões na Unidade de Produção de Petroquímicos Básicos) 

não foram considerados, porque serão computados no conjunto de investimentos em Petroquímica, já que sua 

contribuição para a produção de derivados combustíveis será irrelevante. 

Os investimentos em adaptações propostas pela EPE, conforme item 1.1.7 deste relatório, foram calculados 

com base em metodologia e seus fatores baseados em literatura e não estão considerando alguns preços internacionais 

de insumos que tiveram alta significativa nos últimos meses.

554 


2.8.2. Cenário de Demanda – Trajetória Superior 

Nesta trajetória, a demanda interna de derivados é mais elevada, o que leva à importação líquida em alguns 

anos. Esta situação, aliada aos expressivos excedentes de petróleo, levou-nos a assumir que, neste caso, além do 

módulo MMI de 250.000 b/d, implantado em 2014, seria cabível supor a construção, ainda dentro do horizonte do 

Plano Decenal, de um segundo módulo de 250.000 b/d, do tipo Módulo de Produção Flexível. Assim, na análise a 

seguir, considera-se que este último entraria em operação em 2015. 

2.8.2.1. Evolução do Parque Nacional de Refino 

Configuração Provável: Parque Atualizado (proposta da Petrobras) + Adaptações Adicionais Propostas pela 

EPE + Refinaria de Suape + COMPERJ + MMI em 2014 + Módulo de Produção Flexível em 2015. 

Nesta trajetória, as atualizações do parque atual de refino são realizadas anualmente, de acordo com os investimentos 

programados pela Petrobras. A Refinaria de Suape inicia produção em 2011 e o COMPERJ em 2012. As 

adaptações propostas pela EPE são implementadas em 2013. Os dois módulos (MMI e Flex) de 250 mil b/d iniciam 

operação em 2014 e 2015, respectivamente. 

Até 2013, o balanço produção / demanda permanece negativo em GLP, médios e nafta. O País é exportador 

líquido de derivados, em pequenas quantidades, em 2007 e 2008; torna-se importador em 2009 e assim permanece 

até 2013. Em 2010, as importações alcançariam 6.500 m 3 /d (40.900 b/d). Com o início de operação da Refinaria de 

Suape em 2011, o volume líquido de derivados importados cairia para cerca de 300 m 3 /d (1.900 b/d), mas, já em 

2012, mesmo com a entrada do COMPERJ, reapareceria um déficit da ordem de 10.176 m 3 /d (64.000 b/d). 

Em 2013, com as ampliações no parque atual propostas pela EPE, chega-se a um equilíbrio pontual em derivados 

escuros. Nesse mesmo ano, porém, o déficit líquido total de derivados chega a 20.000 m 3 /d (125.800 b/d), 

tendendo a aumentar rapidamente. 

Assim, em 2014, torna-se necessário adicionar nova capacidade de refino e o estudo indica que o MMI (Módulo 

de Atendimento ao Mercado Interno) deve iniciar operação neste ano, causando um excedente líquido de 5.100 

m 3 /d (32.000 b/d) em derivados. 

Entretanto, a trajetória de alto crescimento da demanda interna indicava que, em 2015, deveria surgir um 

novo déficit de derivados médios. Este fato, aliado aos excedentes de petróleo nacional, sugeriu a implantação, ainda 

neste ano, do Módulo de Produção Flexível de 250 mil b/d.


Tabela 34 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Superior (m 3 /d) 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GLP Produção 28.267 27.628 27.801 29.780 31.863 31.797 33.641 36.478 40.679 40.931 

Demanda 33.128 34.272 35.313 36.336 37.354 38.410 39.535 40.690 41.883 43.094 

Saldo -4.861 -6.644 -7.512 -6.556 -5.491 -6.613 -5.894 -4.212 -1.204 -2.163 

GASOLINA Produção 51.272 52.262 57.470 57.950 61.822 63.704 70.469 78.898 89.135 89.196 

Demanda 49.064 49.331 48.962 50.079 56.743 60.730 63.828 66.523 68.646 70.358 

Saldo 2.208 2.931 8.508 7.870 5.078 2.974 6.641 12.375 20.488 18.837 

MÉDIOS Produção 111.603 114.531 120.688 125.875 146.864 149.911 163.904 185.841 205.761 205.591 

Demanda 134.808 139.787 144.228 145.840 153.352 159.721 168.325 177.342 186.793 196.579 

Saldo -23.205 -25.256 -23.540 -19.965 -6.488 -9.811 -4.421 8.499 18.967 9.012 

ESCUROS 

(1) 

Produção 57.135 61.122 51.794 47.919 44.318 40.594 22.007 28.432 28.028 27.603 

Demanda 18.781 18.706 18.221 18.787 19.378 18.870 19.441 20.030 21.135 21.408 

Saldo 38.354 42.417 33.573 29.132 24.940 21.725 2.566 8.402 6.893 6.195 

NAFTA Produção 25.211 25.694 21.471 21.306 20.007 19.884 19.462 18.400 19.117 19.702 

Demanda 36.579 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 

Saldo -11.368 -12.642 -16.864 -17.029 -18.329 -18.451 -18.873 -19.935 -19.219 -18.633 

TOTAL Produção 273.487 281.237 279.224 282.830 304.874 305.890 309.483 348.049 382.720 383.023 

Demanda 272.359 280.432 285.060 289.377 305.162 316.066 329.465 342.920 356.793 369.774 

Saldo 1.128 806 -5.835 -6.548 -290 -10.176 -19.981 5.129 25.925 13.248 

Configuração: Parque Atualizado + Adaptações Adicionais Propostas pela EPE +COMPERJ + Refinaria de Suape + Módulo Mercado 

Interno (250.000 b/d) + Módulo de Produção Flexível (250.000 b/d) 

Observação: 1. Os valores para escuros referem-se somente ao óleo combustível. 

Gráfico 5 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Superior 

30.000 

20.000 

10.000 

m³/d 

0 

2006 

-10.000 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

-20.000 

-30.000 

Ano

556 


Seguem-se alguns destaques interessantes: 

• Também nesta trajetória, o GLP permanece deficitário, apresentando tendência de equilíbrio somente nos 

dois últimos anos do estudo; 

• Em 2015, os grandes excedentes de gasolina, de aproximadamente 20.500 m 3 /d (129.000 b/d), associados 

aos excedentes de médios, que atingem praticamente 19.000 m 3 /d (120.000 b/d), também no mesmo ano, podem 

trazer dificuldades para sua exportação, por conta do aumento dos volumes a serem comercializados e de possíveis 

gargalos na infra-estrutura de movimentação; 

• O déficit de médios desaparece a partir de 2014 e, em todo o período analisado, nunca chega a superar os 

18,0% (em 2008) da demanda interna. Em 2016, o superávit é de 4,6% da demanda. 

• A nafta é sempre deficitária, mas a quantidade importada a partir de 2011 mantém-se praticamente no entorno 

de 50% da demanda; 

• Em 2013, a exportação de derivados escuros é reduzida a uma quantidade mínima (2.500 m 3 /d ou 15.700 

b/d), em função da proposta de alteração no perfil do refino sugerida no estudo. A partir de 2014, ocorrem exportações 

de derivados escuros, porém em quantidades bem menores que as observadas anteriormente a 2013. 

2.8.2.2. Balanço do Petróleo Nacional 

Até 2014, os excedentes de petróleo são iguais aos da trajetória anterior, já que a capacidade instalada é a 

mesma e, para todos os cenários, conforme comentado anteriormente, só existe uma perspectiva de produção de 

petróleo. A situação exportadora recua abaixo de 500.000 b/d em 2015, em função da adição do Módulo de Produção 

Flexível de 250.000 b/d. 

Nesta trajetória, o excedente de petróleo abriria espaço para a adição de mais refino, se a proposta econômica 

escolhida fosse exclusivamente a de agregar o máximo de valor para exportação. Desta forma, além dos investimentos 

propostos na configuração provável, seria possível imaginar uma outra refinaria do tipo Módulo de Produção 

Flexível, iniciando operação ainda no horizonte do estudo. Para decidir o tamanho desta outra refinaria, porém, seria 

necessário considerar o que já existe de refino da Petrobras no exterior, dedicado ao petróleo nacional (Refinaria 

em Pasadena, TX, EUA). 

Contudo, as incertezas com relação aos efetivos recursos brasileiros de petróleo (pós 2016), assim como à 

futura demanda externa por derivados, tornam conveniente comportamento prudente em relação a investimentos 

voltados exclusivamente para exportação. 

Além disso, sempre existirá a possibilidade, seja por meio de aquisição pela Petrobras, seja por meio de parcerias 

e contratos de longo prazo, de se adequar outras refinarias no exterior para o processamento de petróleo nacional, 

estratégia que poderia entrar em choque com a implantação de outras refinarias no Brasil.


Tabela 35 – Balanço de Petróleo – Trajetória Superior 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Produção (m3/d) 286.586 307.004 335.161 360.230 388.876 412.503 440.173 466.062 470.249 463.952 


Excedente de 


Excedente de 


13.668 25.745 53.068 78.137 80.262 82.330 110.000 102.737 73.772 67.475 

85.975 161.939 333.800 491.484 504.847 517.853 691.898 646.214 464.026 424.418 

Gráfico 6 – Balanço (Oferta - Consumo) Nacional de Petróleo – Trajetória Superior 

800 

700 

600 

500 

1.000 b/d 

400 

300 

200 

100 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

2.8.2.3. Investimentos Necessários 

Considerando-se o esquema de expansão proposto para esta trajetória, ter-se-á o seguinte conjunto de investimentos 

a realizar: 

Adaptações propostas pela Petrobras 


Adaptações propostas pela EPE 


Refinaria de Suape 


Módulo MMI de 250 mil b/d 


Módulo de Produção Flexível de 250 mil b/d 


Total: 


Note-se que os investimentos no COMPERJ (US$ 8,4 bilhões na Unidade de Produção de Petroquímicos Básicos) 

não foram considerados, porque serão computados no conjunto de investimentos em Petroquímica, já que sua 

contribuição para a produção de derivados combustíveis será irrelevante.

558 


2.9. Refino – Considerações Finais 

Tanto num cenário de crescimento econômico moderado, quanto num de rápido crescimento, há necessidade 

de instalação de novas refinarias para o abastecimento nacional. É necessário, porém, discutir e aprofundar a análise 

para apoio à decisão sobre a questão do porte e da data de implantação dos empreendimentos. 

Esta necessidade mostra que, após o ano de 2013, pede-se adição de capacidade de pelo menos 250.000 b/d 

(40.000 m 3 /d), com perfil de refino voltado para o atendimento do mercado interno (MMI), além da Refinaria de Suape 

e COMPERJ. A Trajetória Superior chega aos 500.000 b/d (80.000 m 3 /d) e, neste caso, um módulo de 250 mil b/d 

do tipo Módulo de Produção Flexível, de configuração sofisticada, seria recomendável. 

Crescimentos diferenciados regionalmente podem demandar a divisão desses valores (capacidades a construir), 

mas a questão de agregação de valor às exportações deverá ser o fator que definirá qual instalação será feita, 

bem como sua vocação: para exportar ou para abastecer internamente. 

No entanto, mesmo na trajetória otimista, em que o mercado cresce a taxas elevadas, permanece um excedente 

considerável de cru brasileiro, acima de 400.000 b/d. Considerando que a estratégia de agregação de valor 

inclua a refinaria de Pasadena, no Texas, ainda assim o excedente será próximo de 300.000 b/d em 2016. 

Em termos de complexidade, as novas instalações devem agregar capacidade de conversão de escuros em 

produtos nobres, quer para o parque atual, quer para as novas refinarias. 

Assim, é adequado que o processo de hidrocraqueamento seja introduzido nas refinarias nacionais, de forma 

a flexibilizar o perfil de produção de derivados. Para refinarias exportadoras, esta concepção pode ser vislumbrada 

quase que como mandatória, dadas as sazonalidades intensas dos mercados externos. 

Observa-se, pela simulação do parque nacional instalado, já incorporadas as fortes adições de unidades de 

conversão pensadas pela Petrobras e as inserções estudadas pela EPE, que a produção de óleos combustíveis é reduzida 

substancialmente, em cerca de 50%. 

A vantagem adicional desta rota com HCC, diferentemente de se incorporar mais unidades com processo de 

craqueamento térmico (coqueamento retardado + craqueamento catalítico), é que não se gera maior quantidade 

de coque verde de petróleo, cujo mercado de aplicação com maior valor agregado tem limites. Também não há 

necessidade de investimento em outras unidades de hidrorrefino para acerto da qualidade das correntes de leves 

e médios instáveis, geradas nos processos térmicos. A desvantagem fica por conta do investimento mais alto que 

deverá ser feito, mas numa só unidade. 

Finalizando, os resultados indicam ser interessante o País investir em nova refinaria, com início de operação 

desse empreendimento acontecendo em meados da próxima década. O porte desta planta e seu ano de início de 

operação dependerão do ritmo de crescimento da demanda e das estratégias nacionais de abastecimento. 

3. Expansão das Centrais Petroquímicas 

3.1. Introdução 

Este capítulo trata da expansão prevista para os próximos dez anos das centrais petroquímicas instaladas no 

país, no que se refere à capacidade de produção de petroquímicos básicos, quais sejam: eteno, propeno, benzeno e 

butadieno. 

O estudo de expansão das centrais foi realizado com base em documento elaborado pela ABIQUIM (Associação 

Brasileira da Indústria Química), intitulado “Demanda de Matérias-Primas Petroquímicas e Provável Origem 

– 2005 a 2015”, concluído em maio de 2006, além de informações recebidas diretamente dos diversos agentes do 

setor. No caso do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - Comperj, serão utilizadas informações recentes divulgadas 

pela Petrobras 32 . 

Inicialmente, será apresentado um panorama da situação atual das centrais petroquímicas, seguido do plano 

de expansão das mesmas. 

32 Painel Petroquímico: “Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro – Comperj”, Rio Oil & Gás 2006, Rio de Janeiro.


3.2. Panorama Atual das Centrais Petroquímicas 

O setor petroquímico brasileiro encontra-se distribuído em quatro pólos: São Paulo; Bahia; Rio Grande do Sul e 

Rio de Janeiro. São eles: 

3.2.1. Petroquímica União - PQU 

A Petroquímica União – PQU – está localizada na Grande São Paulo, nos municípios de Santo André e Mauá, 

ocupando uma área de 900 mil m2. Privatizada em 1994, a PQU é uma empresa de capital aberto, que tem seu 

controle acionário distribuído entre os grupos: UNIPAR (37,2%), PETROQUISA (17,4%), Dow Brasil (13%), Polibrasil 

(6,8%), SEP – Empregados (6,7%), Oxiteno (1,9%) e CBE (1,9%). O restante das ações (15,1%) pertence a outros grupos 

(PQU, 2006). 

Por sua localização, tornou-se a central produtora de matérias-primas para o setor petroquímico de São Paulo. 

Sua proximidade das principais refinarias do país permite que o abastecimento de matéria-prima (nafta) seja feito 

por meio de dutos, diretamente das refinarias paulistas: REPLAN (Paulínia), RPBC (Cubatão), RECAP (Capuava) e RE- 

VAP (São José dos Campos), e, quando necessário, dos terminais: TEBAR (São Sebastião) e SEBAT (Cubatão). Uma vez 

que a PQU não dispõe de terminal próprio de importação de nafta, todo o fornecimento desta matéria-prima é feito 

pela Petrobras (PQU, 2006). 

Atualmente, a PQU produz 1.500.000 t/ano de produtos petroquímicos, das quais 500.000 toneladas são de 

eteno, 250.000 de propeno, 200.000 de benzeno e 80.000 de butadieno. 

3.2.2. Braskem 

A Braskem está organizada em quatro Unidades de Negócios: Insumos Básicos, Poliolefinas, Vinílicos e Desenvolvimento 

de Negócios, que estão localizadas nos estados da Bahia, São Paulo, Rio Grande do Sul e Alagoas. O 

acionista controlador da Braskem é o Grupo Odebrecht, que detém 49,6% das ações, seguido por Norquisa (25%) e 

Petroquisa (9,8%). As demais ações (15,6%) são “free float” (Braskem, 2006). 

A unidade de insumos básicos está localizada em Camaçari (BA) e é responsável pela produção das matériasprimas 

do Pólo Petroquímico do Nordeste. Possui uma produção de 1.280.000 t/ano de eteno, 537.000 t/ano de propeno, 

427.000 t/ano de benzeno e 175.000 t/ano de butadieno. 

Com relação à matéria-prima para petroquímica, a Braskem adquire da Petrobras cerca de 70% da nafta que 

consome, sendo o restante proveniente de importações, sobretudo da África e da América do Sul. 

3.2.3. Companhia Petroquímica do Sul - COPESUL 

A COPESUL é a central de matérias-primas do Pólo Petroquímico do Sul, localizado no município de Triunfo 

(RS). Desde a sua privatização, em 1992, três grupos empresariais detêm o controle acionário da COPESUL: Braskem 

S.A. e controladas (29,46%), Ipiranga Petroquímica S.A. (29,46%) e PETROQUISA (15,63%). O restante das ações 

(25,45%) é controlado por outros grupos (Copesul, 2006). 

O principal produto processado pela empresa é a nafta, fornecida exclusivamente pela refinaria REFAP (Canoas 

- RS). O transporte da matéria-prima é feito por dutos subterrâneos até o Pólo Petroquímico do Sul. Como a REFAP 

não possui capacidade de produção suficiente, uma parte da nafta chega ao Estado pelo terminal marítimo da 

Petrobras (TEDUT), no Litoral Norte do estado. O parque de tancagem da COPESUL junto à Petrobras, no município 

de Osório, tem capacidade para 170 mil metros cúbicos e garante a manutenção de estoques estratégicos. A transferência 

da nafta até a REFAP também ocorre por dutos subterrâneos (Copesul, 2006). 

Com uma produção de 2,1 milhões de toneladas/ano de petroquímicos básicos, a COPESUL ofertou em 2005 

cerca de 39% do eteno consumido no Brasil (1.135.000 toneladas/ano). Além do eteno, seu principal produto, a empresa 

produz propeno (581.000 toneladas/ano), benzeno (265.000 toneladas/ano) e butadieno (105.000 toneladas/ 

ano), entre outros. 

Uma vantagem comparativa da empresa em relação às demais centrais petroquímicas é sua flexibilidade no 

processamento de diferentes cargas, o que lhe permite utilizar maiores quantidades de condensado (matéria-prima 

mais barata e disponível no mercado internacional), em vez da nafta.

560 


3.2.4. Rio Polímeros S.A. – RIOPOL 

A RIOPOL localiza-se próximo à REDUC (Duque de Caxias), no distrito de Campos Elíseos, município de Duque 

de Caxias (RJ). O controle acionário da Riopol é dividido entre os grupos privados nacionais UNIPAR (33,3%) e Suzano 

Petroquímica (33,3%), além das estatais PETROQUISA (16,7%) e da BNDESPAR (16,7%) (Riopol, 2006). 

A Riopol integra a primeira e a segunda gerações petroquímicas, resultando daí uma maior competitividade 

operacional. A matéria-prima utilizada é composta por frações de etano e propano do gás natural proveniente da 

Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro, e separados em unidades em Campos e na REDUC. Essas frações 

podem ser utilizadas em substituição à nafta, pois são competitivas para a geração de eteno, devido à sua maior 

eficiência de conversão. No entanto, com a utilização do gás natural como matéria-prima, não há produção de aromáticos 

e outros subprodutos, tais como solventes e gasolina de alta octanagem (Riopol, 2006). 

A RIOPOL iniciou suas operações em 2006 e sua produção atual é de aproximadamente 520.000 toneladas/ 

ano de eteno (que será totalmente consumido internamente no processo de produção de polietileno) e 75.000 toneladas/ano 

de propeno, entre outros, que são fornecidos para a POLIBRASIL e REDUC. 

3.2.5. Petrobras 

Além das quatro centrais petroquímicas, a Petrobras também oferece produtos básicos para o setor petroquímico, 

produzidos diretamente em suas refinarias. Sua produção atual é de 455.000 toneladas/ano de propeno e 

30.000 toneladas/ano de benzeno. 

3.3. Expansão das Centrais Petroquímicas 

Vários fatores têm influído para que os principais agentes petroquímicos do país venham assumindo uma posição 

de cautela com relação a planos de expansão do setor: 

Incerteza com relação ao crescimento econômico do País e, conseqüentemente, do mercado interno de produtos 

petroquímicos; 

Incerteza com relação à disponibilidade de matéria-prima para as centrais petroquímicas; 

Decisão de construção do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ), em Itaboraí, no Estado do 

Rio de Janeiro. 

O primeiro fator tem importância fundamental para o setor petroquímico, na medida em que, em todo o 

mundo, o mercado de produtos petroquímicos é especialmente sensível ao crescimento econômico, sendo um dos 

primeiros a acompanhar o ciclo de expansão de uma região ou país, como também um dos primeiros a acompanhar 

os ciclos recessivos. Assim, a indefinição atual com relação ao ritmo de crescimento do País tende a inibir os planos 

de expansão do setor. 

O segundo fator – incerteza com relação à disponibilidade de matéria-prima – resulta, por sua vez, de vários 

fatores em paralelo: 

A produção de nafta, a tradicional matéria-prima para a petroquímica brasileira, sempre foi deficitária no Brasil, 

na medida em que concorre com a produção de diesel, também deficitário e considerado um produto essencial 

para o desenvolvimento do País, em função de sua importância para o transporte de carga. A perspectiva, neste 

caso, é de que a importação de nafta tenda a aumentar nos próximos dez anos ou, no melhor dos casos, permanecer 

nos níveis atuais, desestimulando assim os planos de expansão que dependam da nafta como matéria-prima; 

O condensado, outra matéria-prima que pode ser usada na indústria petroquímica, não é comercializado no 

Brasil, na medida em que toda a produção nacional é misturada ao petróleo e processada em refinarias. Desta forma, 

expansões baseadas na importação de condensado também não oferecem segurança ao setor; 

O gás natural, até poucos anos atrás visto como a melhor solução como matéria-prima para a expansão da 

petroquímica no País, teve que ser descartado, pelo menos pelos próximos anos, dado que, na maioria dos campos 

brasileiros atualmente conhecidos, o baixo teor de etano do gás produzido torna-o inadequado para o desenvolvimento 

de projetos petroquímicos. 

Resta, como possibilidade, o uso de gases de refinarias para a produção de eteno, o que, como será visto, consta 

dos planos de expansão da PQU.


Finalmente, a recente decisão da Petrobras e do Grupo Ultra de construir em parceria o Complexo Petroquímico 

do Rio de Janeiro (COMPERJ), em Itaboraí, no Estado do Rio de Janeiro, embora de extrema importância para o 

crescimento do setor petroquímico no País, teve certamente grande peso na postergação de outros possíveis projetos 

de expansão, na medida em que provocará um aumento considerável na oferta de petroquímicos básicos. 

Apesar dos fatores destacados, existe a previsão de expansão de algumas centrais petroquímicas, como veremos 

a seguir. 

3.3.1. Expansão da PQU 

A Petroquímica União - PQU terá uma expansão de sua produção de eteno, em 2008, de 200.000 t/ano – passando 

das atuais 500.000 para 700.000 t/ano - num investimento estimado em R$ 840 milhões (US$ 385 milhões) 33 . 

Esta ampliação de capacidade será feita de duas maneiras: 130.000 t/ano serão oriundas do gás de duas refinarias 

no Estado de São Paulo (REVAP e RECAP) e 70.000 t/ano serão geradas a partir da nafta ou de outra carga líquida 

(PQU, 2006). 

Considera-se ainda, para um futuro projeto de expansão adicional, a possibilidade de utilização de gases das 

demais refinarias de São Paulo. Em 2010, a central pretende chegar à oferta de 1.100.000 t/ano de eteno. Na falta de 

valores previstos pela empresa, estimou-se que o investimento necessário para esta outra expansão, de 400.000 t/ 

ano de eteno, seja o dobro do planejado para o ano de 2008, o que corresponderia a um montante de R$ 1,68 bilhão 

(US$ 770 milhões). 

3.3.2. Expansão da Braskem 

A Braskem terá um aumento de 5,5% em sua produção em 2008, por meio de desengargalamentos e melhorias, 

passando, dos atuais 1.280.000 t/ano, para 1.350.000 t/ano de eteno. O investimento necessário para esta 

expansão não foi informado. Outras possíveis expansões da capacidade de produção de eteno da empresa no país 

também não foram confirmadas. Para os demais petroquímicos básicos (propeno, benzeno e butadieno), não há 

previsão de aumento de capacidade. Os demais investimentos da Braskem estão voltados para a segunda geração 

petroquímica. 

3.3.3. Expansão da COPESUL 

A central fará um aumento considerável em sua oferta de butadieno, que passará de 105.000 t/ano para 

205.000 t/ano em 2007. Para realizar a expansão, a empresa estima investir US$ 70 milhões. Quanto à capacidade 

instalada de eteno, não há qualquer previsão de ampliação até o momento. 

3.3.4. Expansão da Riopol 

Assim como no caso da Braskem, a Riopol efetuará melhorias e desengargalamentos para aumentar sua oferta 

de eteno, que passará, dos atuais 520.000 t/ano, para 620.000 t/ano a partir de 2010. Estima-se que o investimento 

necessário para tal expansão seja de, aproximadamente, 10 % do investimento inicial para produção de eteno e 

propeno da Riopol, orçado em US$ 1,08 bilhão, ou seja, projeta-se um investimento da ordem de US$ 108 milhões a 

partir de 2010. 

3.3.5. Implantação do COMPERJ 

O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro – COMPERJ – será instalado nos municípios de Itaboraí e São 

Gonçalo, e consiste de uma parceria entre PETROBRAS, Grupo ULTRA e BNDES. A previsão de início das atividades 

do complexo petroquímico é 2012 e o mesmo será composto por uma Unidade de Produção de Petroquímicos Básicos 

– UPB, uma Unidade de Petroquímicas Associadas – UPAs e uma Central de Utilidades – UTIL. 

33 Considerando dólar médio de US$2,18 (janeiro a setembro de 2006) (IPEA, 2006).

562 


A UPB, ou Refinaria Petroquímica, processará diariamente 150 mil barris de petróleo nacional (Marlim), produzindo 

petroquímicos básicos como: eteno (1,3 milhão de toneladas/ano), propeno (881 mil toneladas/ano), benzeno 

(608 mil toneladas/ano) e butadieno (157 mil toneladas/ano) (Petrobras, 2006). 

As UPAs, que utilizarão como matéria-prima a produção da UPB, serão responsáveis pela produção de petroquímicos 

de segunda geração: polietilenos, polipropilenos, etilenoglicol e estireno. 

As utilidades necessárias para a operação do complexo petroquímico, como, por exemplo, água, vapor e energia 

elétrica, serão fornecidos pela Central de Utilidades. 

O investimento previsto para a implantação do Complexo é de aproximadamente US$ 8,3 bilhões, sendo 

US$ 5,2 bilhões somente para a Refinaria Petroquímica (UPB) (Petrobras, 2006). 

As principais vantagens do complexo petroquímico são: 

Utilização de matéria-prima nacional (petróleo pesado), diminuindo a necessidade de importação de cargas 

líquidas para o setor petroquímico, e aumentando o valor agregado do petróleo; 

Aumento de competitividade, devido à integração do complexo (primeira e segunda geração), facilitando a 

logística. 

3.3.6. Expansão da Produção da Petrobras 

A Petrobras está investindo em unidades de separação de propeno, para produzir propeno grau polímero 

a partir de GLP. São quatro as refinarias que passarão a produzir propeno grau polímero: Refinaria de Paulínia 

(REPLAN), Refinaria Henrique Lage (REVAP), Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR) e Refinaria Gabriel Passos 

(REGAP). 

A oferta de propeno passará de 455 mil toneladas para 1.020 mil toneladas/ano em 2008 (REVAP, REPLAM e 

REPAR) e 1.120 mil a partir de 2009 (REGAP). O investimento previsto será de US$ 480 milhões (Petrobras, 2006). 

3.3.7. Outros Projetos 

A Braskem anunciou, em 17 de abril de 2006, a assinatura de um acordo em parceria com a Pequiven, para 

implementação, na Venezuela, do complexo Petroquímico – Projeto “Jose”, para a produção de mais de 1,2 milhão 

de toneladas de eteno, a partir de gás natural, além de polietileno e outros produtos de segunda geração. O investimento 

total do pólo está estimado entre US$ 1,5 e US$ 2,5 bilhões (Braskem, 2006). 

Além dessa iniciativa, a Braskem e a Pequiven prosseguem com o projeto, já em andamento, para a instalação 

de uma nova planta de Polipropileno (PP) na Venezuela, no Complexo de “El Tablazo”, com capacidade anual de 400 

mil toneladas e investimentos estimados de cerca de US$ 370 milhões (Braskem, 2006). 

Finalmente, existe também o plano de criação, numa parceria entre Petrobras e Braskem, de um pólo gásquímico 

na Bolívia a partir do gás natural, mas os estudos estão temporariamente suspensos em função dos acontecimentos 

políticos que vêm ocorrendo neste país. A Petrobras estimava produzir neste pólo 525 mil toneladas de 

eteno, a partir de 2012, com um investimento de US$ 1,5 milhão. 

3.3.8. Expansão Consolidada da Petroquímica 

De acordo com as projeções de expansão do setor petroquímico, a capacidade total instalada para produção 

de eteno, propeno, benzeno e butadieno aumentará 93% até 2016, passando de 6.020 mil t/ano em 2005 para 

11.621 mil t/ano em 2016. 

Vale esclarecer que, nas tabelas a seguir, considerou-se, para o ano de 2016, os mesmos valores projetados 

para o ano de 2015.


Tabela 36 – Projeção da Capacidade de Produção de Eteno, Propeno, 

Benzeno e Butadieno (mil t/ano), 2005/2016 

Eteno Propeno Benzeno Butadieno Total 

2005 2.915 1.823 922 360 6.020 

2006 3.435 1.898 922 360 6.615 

2007 3.435 1.898 922 460 6.715 

2008 3.705 2.463 922 460 7.550 

2009 3.705 2.563 922 460 7.650 

2010 4.205 2.563 922 460 8.150 

2011 4.205 2.563 922 460 8.150 

2012 6.030 3.444 1.530 617 11.621 

2013 6.030 3.444 1.530 617 11.621 

2014 6.030 3.444 1.530 617 11.621 

2015 6.030 3.444 1.530 617 11.621 

2016 6.030 3.444 1.530 617 11.621 

Fonte: ABIQUIM (2006) e Petrobras (2006). 

A produção de eteno aumentará dos atuais 2.915 mil t/ano, para 6.030 mil t/ano em 2016, sendo este incremento 

alavancado pelas expansões da PQU, Riopol e, sobretudo, pela entrada do Comperj em 2012, com 

1.300 mil t/ano. No mesmo período, a oferta de propeno crescerá de 1.823 mil t/ano para 3.444 mil t/ano, sendo este aumento 

proveniente das expansões da Petrobras e da entrada do Comperj. A produção de benzeno será aumentada de 

922 mil t/ano para 1.530 mil t/ano, pela entrada do Comperj em 2012. O butadieno terá sua oferta acrescida dos 

atuais 360 mil t/ano para 617 mil t/ano, aumento ocasionado por uma expansão da Copesul, e pelo início das atividades 

do Comperj. 

As tabelas a seguir mostram as projeções de expansão da capacidade instalada de produção, por petroquímico 

básico, para o período de 2005 a 2016.

564 


Tabela 37 – Projeção da Capacidade de Produção de Eteno (mil t/ano), 2005/2016 

Ano BRASKEM COPESUL PQU RIOPOL COMPERJ Projeto Brasil-Bolívia Total 

2005 1.280 1.135 500 - - - 2.915 

2006 1.280 1.135 500 520 - - 3.435 

2007 1.280 1.135 500 520 - - 3.435 

2008 1.350 1.135 700 520 - - 3.705 

2009 1.350 1.135 700 520 - - 3.705 

2010 1.350 1.135 1.100 620 - - 4.205 

2011 1.350 1.135 1.100 620 - - 4.205 

2012 1.350 1.135 1.100 620 1.300 525 6.030 

2013 1.350 1.135 1.100 620 1.300 525 6.030 

2014 1.350 1.135 1.100 620 1.300 525 6.030 

2015 1.350 1.135 1.100 620 1.300 525 6.030 

2016 1.350 1.135 1.100 620 1.300 525 6.030 


Tabela 38 – Projeção da Capacidade de Produção de Propeno (mil t/ano), 2005/2016 

Ano BRASKEM COPESUL PETROBRAS PQU RIOPOL COMPERJ Total 

2005 537 581 455 250 - - 1.823 

2006 537 581 455 250 75 - 1.898 

2007 537 581 455 250 75 - 1.898 

2008 537 581 1.020 250 75 - 2.463 

2009 537 581 1.120 250 75 - 2.563 

2010 537 581 1.120 250 75 - 2.563 

2011 537 581 1.120 250 75 - 2.563 

2012 537 581 1.120 250 75 881 3.444 

2013 537 581 1.120 250 75 881 3.444 

2014 537 581 1.120 250 75 881 3.444 

2015 537 581 1.120 250 75 881 3.444 

2016 537 581 1.120 250 75 881 3.444 

Fonte: ABIQUIM (2006) e Petrobras (2006).


Tabela 39 – Projeção da Capacidade de Produção de Benzeno (mil t/ano), 2005/2016 

Ano BRASKEM COPESUL PETROBRAS PQU COMPERJ Total 

2005 427 265 30 200 - 922 

2006 427 265 30 200 - 922 

2007 427 265 30 200 - 922 

2008 427 265 30 200 - 922 

2009 427 265 30 200 - 922 

2010 427 265 30 200 - 922 

2011 427 265 30 200 - 922 

2012 427 265 30 200 608 1.530 

2013 427 265 30 200 608 1.530 

2014 427 265 30 200 608 1.530 

2015 427 265 30 200 608 1.530 

2016 427 265 30 200 608 1.530 


Tabela 40 – Projeção da Capacidade de Produção de Butadieno (mil t/ano), 2005/2016 

Ano BRASKEM COPESUL PQU COMPERJ Total 

2005 175 105 80 - 360 

2006 175 105 80 - 360 

2007 175 205 80 - 460 

2008 175 205 80 - 460 

2009 175 205 80 - 460 

2010 175 205 80 - 460 

2011 175 205 80 - 460 

2012 175 205 80 157 617 

2013 175 205 80 157 617 

2014 175 205 80 157 617 

2015 175 205 80 157 617 

2016 175 205 80 157 617 

Fonte: ABIQUIM (2006) e Petrobras (2006).

566 


3.4. Investimentos Totais com Expansão das Centrais Petroquímicas 

O investimento apurado pelos projetos antes mencionados é apresentado na Tabela 41. O investimento total 

previsto para ser realizado no País, nos próximos dez anos, pelas centrais petroquímicas, na expansão de sua capacidade 

de produção de petroquímicos básicos, será de cerca de US$ 7 bilhões. A Petroquímica União, Copesul e a 

Riopol, investirão, respectivamente, US$ 1,16 bilhões, US$ 70 milhões e US$ 108 milhões. A Petrobras investirá um 

montante de US$ 5,68 bilhões, sendo US$ 5,2 bilhões aplicados no Comperj. Cabe ressaltar que a Braskem não informou 

suas previsões de investimento. 

Tabela 41 – Investimento Total das Centrais Petroquímicas – US$ milhões 

PQU 1.160 

Copesul 70 

Riopol 108 

Petrobras e parceiros 

Comperj 5.200 

Outros 480 

Total Brasil 7.018 

Projeto “Jose”/Venezuela 1.350 a 2.500 

Outros Projetos 

Planta Polipropileno/Venezuela 370 

Pólo gás-químico/Bolívia 1.500 

4. Expansão da Infra-estrutura Nacional de Transporte de Petróleos e Derivados 


A expansão prevista para a infra-estrutura nacional de transporte de petróleos e derivados será desmembrada 

em duas partes: 

• Expansão da malha dutoviária; 

• Expansão da frota nacional de transporte marítimo. 

O trabalho apresentado a seguir não pretende esgotar as necessidades de expansão da infra-estrutura nacional 

de transporte de petróleo e derivados até 2016, mas tão somente indicar uma carteira de projetos, alguns em 

andamento, outros já aprovados, mas ainda não iniciados e, finalmente, outros ainda em estudo, todos sob a responsabilidade 

da Transpetro. A razão disso é a pequena participação, até o momento, de projetos de outros agentes 

do setor na área de infra-estrutura de transporte de petróleos e derivados. 

Assim, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo (ANP), em 2006, cinco empresas foram autorizadas a 

construir dutos, sendo todos de transferência: Premium Distribuidora de Petróleo, Ale Combustíveis, Granel Química, 

Liquigás Distribuidora e Air BP Brasil 34 . Estes dutos, porém, de pequena dimensão, servirão basicamente para interligar 

bases de distribuição destas empresas a pontos de abastecimento de derivados. No que se refere à construção 

ou ampliação de terminais, foram quatro as empresas autorizadas: Granel Química, PoliBrasil Resinas, Temmar e 

Multiportos 35 . 

34 As autorizações por empresa foram, respectivamente, de nº 17 (26/01/2006), nº 51 (13/03/2006), nº 79 (31/03/2006), nº 150 (19/06/2006) e 

nº 182 (20/07/2006). 

35 As autorizações por empresa foram, respectivamente, de nº38 (13/02/2006), nº 39 (13/02/2006), nº 121 (26/05/2006) e nº 210 

(15/05/2006).


Com relação ao transporte dutoviário de petróleo, é importante notar que os investimentos em expansão da 

malha nacional, a seguir apresentados, referem-se tão somente ao transporte a partir dos pontos em que as regiões 

de produção de petróleo entregam o produto à área de abastecimento, para ser enviado a alguma refinaria ou exportado. 

Os investimentos em dutos a serem realizados nas regiões de produção estão contabilizados dentro dos 

investimentos em exploração e produção. 

O estudo será iniciado com um panorama da situação atual da infra-estrutura nacional de transporte de petróleo 

e derivados, seguido do plano de expansão da mesma. 

4.2. Panorama Atual da Infra-estrutura Nacional de Transporte de Petróleo e Derivados 

A seguir, será feita uma breve caracterização da infra-estrutura dutoviária, de armazenamento e transporte 

marítimo de petróleo e derivados existente no Brasil no ano de 2005. 

4.2.1. Infra-estrutura Dutoviária para Transporte de Petróleo e Derivados 

A infra-estrutura dutoviária brasileira é composta por dutos destinados à movimentação de petróleo, derivados, 

gás natural e outros produtos. No ano de 2005, existiam no país 446 dutos em operação, sendo 327 dutos de 

transferência 36 e 119 dutos de transporte 37 . Estes dutos somavam 15.069 km de extensão, divididos em 5.092 km 

para transferência e 9.977 km para transporte. 

Tabela 42 – Quantidade e Extensão dos Dutos em Operação, por Função e Produto, em 2005 

Produto Função Nº dutos Extensão 

Derivados Transferência 220 905 

Transporte 92 4.529 

Total 312 5.434 

Gás natural Transferência 58 3.233 

Transporte 23 5.432 

Total 81 7.665 

Petróleo Transferência 25 1.932 

Total 25 1.932 

Outros1 Transferência 24 22 

Transporte 4 16 

Total 28 38 

Total 446 15.069 

Fonte: ANP (2006) 

Nota: 1Inclui dutos para movimentação de álcool anidro, álcool hidratado, aguarrás, metanol e gasolina de pirólise, além de etano, 

propano e propileno como insumos para indústria petroquímica. 

No que se refere aos dutos destinados à movimentação de petróleo e derivados, objeto do presente estudo, 

a infra-estrutura nacional era composta de 337 dutos, que somavam 7.366 km de extensão, divididos em 1.932 km 

para movimentação de petróleo (25 dutos, todos de transferência) e 5.434 km para derivados (220 dutos de transferência 

e 92 de transporte). 

36 Movimentação de petróleo, seus derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse específico e exclusivo do proprietário 

ou explorador das facilidades (ANP, 2006). 

37 Movimentação de petróleo, seus derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse geral (ANP, 2006).

568 


4.2.2. Infra-estrutura de Armazenamento de Petróleo e Derivados 

Para viabilizar a movimentação de petróleo e seus derivados no território nacional, o Brasil dispunha, em 2005, 

de 87 terminais autorizados a funcionar, compreendendo 9 centros coletores de álcool, 52 terminais marítimos e 26 

terminais terrestres. 

Tabela 43 – Número de Tanques e Capacidade de Armazenamento de Petróleo, 

Derivados e Álcool (mil m3), por Tipo de Terminal, em 2005 

Quantidade 

Capacidade Nominal de Armazenamento 

(mil m 3 ) 

Nº terminais Nº tanques Petróleo 

Derivados e 

álcool 

(exceto GLP) 

GLP 

Total 

Centro Coletor de Álcool 9 24 0 106 0 106 

Terminal Aqüaviário 52 1.063 3.988 3.191 252 7.431 

Terminal Terrestre 26 305 1.460 1.969 93 3.522 

Total 87 1.392 5.448 5.266 345 11.059 

Fonte: ANP (2006). 

Os terminais marítimos, instalações destinadas às operações de transferência de produtos entre navios e tanques 

terrestres ou entre navios, detém a maior capacidade nominal de armazenamento de petróleo, derivados e 

álcool, totalizando 7.431 mil m3 ou o equivalente a 67% do total existente no país. Seguem-se os terminais terrestres 

e os centros coletores de álcool, com respectivamente, 3.522 mil m3 (32%) e 106 mil m3 (1%) de capacidade nominal. 

4.2.3. Transporte Marítimo de Petróleo e Derivados 

Dado o papel de destaque dos terminais marítimos na infra-estrutura de transporte de petróleo e derivados, 

pode-se concluir que os navios são um dos principais agentes na cadeia logística da indústria do petróleo, conduzindo 

o petróleo e seus derivados, álcool e gás natural entre portos, em percursos internos (cabotagem) ou externos 

(longo curso, para importação e exportação dos produtos) 38 . 

A Transpetro, maior armadora 39 da América Latina e principal empresa de logística e transporte do Brasil, atende, 

entre outras, às atividades de transporte marítimo, operando uma frota própria de 50 navios 40 para navegação 

de cabotagem e de longo curso. 

38 Cabotagem é a navegação realizada entre portos interiores do país pelo litoral ou por vias fluviais. A cabotagem se contrapõe à navegação 

de longo curso, ou seja, aquela realizada entre portos de diferentes nações. 

39 Armadora é a empresa proprietária de navios. 

40 Do total da frota, cinco navios (navios aliviadores) são de propriedade da Fronape International Company (FIC), empresa subsidiária da 

Transpetro.


Tabela 44 – Frota de Navios da Transpetro, em 31/12/2005 

Produto Transportado 

Nº. navios 

TPB* 

(mil t) 

Capacidade Volumétrica** 

(mil m3) 

Petróleo (navios aliviadores 5 ) 7 1.057 1.008 

Petróleo/Produtos Escuros 12 458 488 

Produtos Escuros e Claros 7 400 418 

Produtos Claros 18 545 605 

Gases 6 40 43 

Total 50 2.500 2.562 

Fonte: Transpetro (2006). 

Nota: * Tonelada de Porte Bruto 6 ; ** Excluídos os tanques de resíduos. 

Os petroleiros, navios especialmente projetados para o transporte de petróleo e derivados (produtos claros 

e escuros), compõem 88% da frota atual da Transpetro, totalizando 44 navios, com capacidade volumétrica de 

2.519 mil m3. O transporte de gases liquefeitos é realizado por 6 navios, com capacidade para transportar 43 mil m3. 

A Transpetro dispõe também de duas unidades flutuantes de transferência e estocagem (navios cisternas), 

totalizando 187 mil m3 e de uma embarcação de apoio marítimo, com capacidade de 411 mil m3. 

Com relação à capacidade de transporte, os navios destinados exclusivamente ao transporte de petróleo 

(navios aliviadores) têm a maior participação na frota da Transpetro, correspondendo a aproximadamente 39% da 

capacidade total. São navios que apresentam, em média, 150.000 TPB. 

4.3. Expansão da Infra-estrutura Nacional de Transporte de Petróleo e Derivados 

4.3.1. Expansão do Transporte Dutoviário 41 de Petróleo e Derivados 

Os investimentos a seguir analisados estão divididos em três grupos: projetos aprovados (iniciados ou não), 

projetos em estudo e gastos com manutenção. 

4.3.1.1. Projetos Aprovados 

São os seguintes os projetos de expansão já aprovados na área de dutos e terminais para transporte de petróleo 

e derivados: 

a) Projetos de construção, ampliação ou reformulação de dutos: 

a.1) Reformulação da malha dutoviária da grande São Paulo. 

O projeto tem como objetivo adequar as rotas e faixas de dutos da região metropolitana de São Paulo, elevando-as 

a um novo patamar de segurança operacional e melhor convívio com a comunidade da maior região 

urbana do país e preparar a malha de dutos e faixas para suportar o desenvolvimento do estado de São Paulo. 

O investimento previsto é de R$ 2,451.1 bilhões. 

a.2) Ampliação de faixas de dutos e construção de novo duto de GLP no Rio de Janeiro. 

O projeto tem como finalidade permitir melhores condições de operação e acesso às instalações, bem como 

fazer frente ao aumento das movimentações. Serão ampliadas as faixas dos dutos Orbel II e Osduc II, realocado 

um trecho de duto de GLP e construído um novo duto de GLP entre a Reduc e a Ilha Redonda. O investimento 

previsto é da ordem de R$ 68,2 milhões. 

41 Os investimentos no transporte dutoviário para o escoamento de álcool estão relacionados no capítulo que trata especificamente do álcool.

570 


b) Projetos de construção ou ampliação de terminais: 

b.1) Implantação de melhorias no terminal de São Sebastião (SP). 

O projeto visa agilizar a movimentação de petróleo e derivados no TEBAR e reduzir as operações de limpeza 

e drenagem. A melhoria conta com a construção de 4 dutos novos (2 para petróleo e 2 para derivados), 

substituição de 2 dutos antigos de derivados, substituição dos braços de carregamento dos píeres Norte 

e Sul e investimentos em projetos de meio ambiente e segurança. O projeto prevê um investimento de 

R$ 172 milhões. 

b.2) Construção do Terminal de Pecém (CE). 

Trata-se da construção de um terminal aqüaviário para recebimento, armazenamento e carregamento de diesel, 

gasolina, QAV e álcool para as distribuidoras. O terminal terá 9 tanques capazes de armazenar 112 mil m3 

de derivados e custará R$ 228,222 milhões. 

b.3) Ampliação do escoamento de derivados do terminal de Niterói - TENIT (RS). 

O projeto tem a finalidade de melhorar a eficiência do escoamento de produtos do terminal TENIT, com redução 

de custos operacionais por meio da construção de uma barcaça, que substituirá os antigos navios afretados 

para esta operação. Será uma barcaça sem propulsão, com capacidade de transporte de 4.500 m3 de óleo 

e investimento de R$ 26,68 milhões. 

b.4) Construção de tanques de produtos especiais (gasolina de aviação, lubrificantes e aditivo AB-9) no terminal de 

Alemoa (SP). 

Trata-se da construção de tanques para o armazenamento de Gasolina de Aviação - GAV, Aditivo AB-9 e Lubrificantes, 

atendendo a demanda da refinaria RPBC. Serão construídos 14 tanques, linhas e estações de carga e descarga 

para produtos especiais, com o custo total de R$ 25,630 milhões. 

c) Projetos de ampliação da capacidade do sistema de escoamento de petróleo e derivados de refinarias 

c.1) Ampliação da capacidade do sistema de escoamento de petróleo e derivados da Refinaria de Paulínea 

– REPLAN (SP). 

O projeto tem o objetivo de aumentar a capacidade de processamento de petróleo da REPLAN de 27.200 

para 33.000 m3/d e adaptar a unidade para o processamento de petróleos ácidos e pesados da Bacia de 

Campos. Para tanto, será ampliado o duto OSVAT 30 para permitir o transporte de óleos de maior viscosidade, 

bem como construídas novas instalações intermediárias de bombeio. O investimento previsto é de 

R$ 274,395 milhões. 

c.2) Ampliação da capacidade do sistema de escoamento de petróleo e derivados da Refinaria Alberto Pasqualini 

– REFAP (RS). 

O projeto visa aumentar a capacidade de processamento de petróleo da REFAP de 20.000 para 30.000 m3/d, 

gerando um aumento de 50% na produção de derivados, que passará de 600 milhões para 900 milhões de 

litros por mês. A ampliação das instalações envolve o incremento na quantidade de instrumentos e válvulas 

de grande diâmetro e o aumento da capacidade de bombas, a reversão do fluxo de duto entre a refinaria e o 

terminal, e o acréscimo de mais um ponto de atracação de navios. O projeto prevê investimentos da ordem de 

R$ 132,38 milhões.


4.3.1.2. Projetos em Estudo 

São os seguintes os projetos de expansão em estudo, na área de dutos e terminais para transporte de petróleo 

e derivados: 

d) Projetos integrados de construção de dutos e ampliação de terminais: 

d.1) Construção de duto entre São Sebastião e Guararema (OSVAT 2 - petróleo) e de um píer em São Sebastião (SP). 

O projeto tem a finalidade de garantir maior confiabilidade no abastecimento de petróleo para as refinarias de 

São Paulo. Será construído um duto de 34 polegadas de diâmetro e 84 km de extensão entre São Sebastião e 

Guararema e um novo píer em São Sebastião, para atracação de navios petroleiros de até 280.000 toneladas 

de porte bruto. O investimento total será de R$ 107,88 milhões. 

d.2) Construção de duto de propeno, esferas de GLP e instalações no píer de Paranaguá (PR). 

O projeto tem como objetivo oferecer uma solução logística para atender à Suzano, cliente da Petrobras na 

compra de propeno. Consta da construção de um duto entre Araucária (REPAR) e o Terminal de Paranaguá, 

esferas para armazenamento de propeno no terminal, linhas até o píer de embarque, braços de carregamento 

e duto entre a Ilha Redonda (DTSE) e as instalações da Suzano. O investimento previsto é de R$ 27.840.000,00. 

e) Projeto de ampliação de terminal: 

e.1) Construção de pátio e píer para coque e derivados de petróleo no porto de Paranaguá (PR). 

O projeto tem a finalidade de adequar a infra-estrutura portuária às necessidades futuras de movimentação 

de derivados em Paranaguá e permitir a valorização do coque grau anodo produzido em Araucária através da 

exportação. Trata-se da construção de um pier e de um pátio de coque para exportação de 3.500 mil m3/ano 

pelo porto de Paranaguá e custará R$ 47,792 milhões. 

f) Projeto de construção de estação de tratamento: 

f.1) Construção de estação de tratamento de petróleo em Angra dos Reis (RS). 

O projeto tem como finalidade tratar o petróleo, principalmente aquele produzido na Bacia de Campos, tornando-o 

mais atrativo ao mercado internacional. Envolve a construção de uma estação de tratamento de óleo 

(ETO), o aproveitamento de tancagem de petróleo e da infra-estrutura do terminal de Angra dos Reis, a instalação 

de permutadores de calor e unidades de tratamento para redução da presença de água e sal no petróleo 

e tratamento de efluentes. O investimento previsto é de R$ 23,2 milhões. 

4.3.1.3. Manutenção da Infra-estrutura de Transporte Dutoviário de Petróleo e Derivados 

Trata-se de investimentos permanentes, necessários à manutenção de toda a infra-estrutura de transporte 

dutoviário de petróleo e derivados instalada no País, tais como: remoção de gargalos operacionais, adequação das 

instalações para movimentação de diesel e manutenção em geral. Os custos estimados para o período 2006/2010 

perfazem um total de R$ 1,653 bilhões. 

4.3.2. Expansão do Transporte Marítimo de Petróleo e Derivados 

Os investimentos a seguir analisados estão divididos em dois grupos: aquisição já aprovada de navios em 

estaleiros nacionais (com construção iniciada ou não) e gastos com manutenção e adequação da frota nacional de 

navios para transporte marítimo de petróleo e derivados. 

4.3.2.1. Aquisição de Navios em Estaleiros Nacionais 

O objetivo é renovar a frota nacional, por meio da aquisição de navios com pelo menos 65% de nacionalização, 

construídos por estaleiros nacionais, para fomentar a indústria naval brasileira. O Programa de Modernização e 

Expansão da Frota (PROMEF) será realizado em duas etapas, com um investimento orçado em R$ 7,766 bilhões: 

Etapa 1 – PROMEF 26 (aquisição de 26 navios) 

Etapa 2 – PROMEF 16 (aquisição de 16 navios) 

Para a primeira etapa (PROMEF 26), já foram definidos os tipos de navios e os consórcios de construção, divididos 

em cinco lotes. Seu investimento será de R$ 5,423 bilhões.

572 


Tabela 45 – Tipos de Navios e Consórcios para Construção dos Lotes do PROMEF 26 

Lote Navio Consórcio Construção 

Lote 1 10 navios Suezmax 7 

Consórcio Atlântico Sul formado pelas empresas Camargo Corrêa, Andrade 

Gutierrez, Queiroz Galvão, Aker Promar e Samsung 

Pernambuco 

Lote 2 

Cinco navios 

Aframax 8 

Consórcio Rio Naval formado pelas empresas MPE Participações e Administrações 

S.A., IESA Projetos, Equipamentos e Montagens S.A. e Sermetal 

Estaleiros S.A. 

Rio de Janeiro 

Lote 3 

Quatro navios Panamax 

9 

Consórcio Rio Naval formado pelas empresas MPE Participações e Administrações 

S.A., IESA Projetos, Equipamentos e Montagens S.A. e Sermetal 

Estaleiros S.A. 


Lote 4 

Quatro navios de 

Produtos 10 

Estaleiro Mauá Jurong S.A. 


Lote 5 

Três navios de GLPs 

(gaseiros) 11 

Estaleiro Itajaí S.A. 

Santa Catarina 

Fonte: Transpetro (2006). 

Para a segunda etapa (PROMEF 16), o investimento previsto é de R$ 2,343 bilhões, mas ainda não foram definidos 

os lotes de navios. 

4.3.2.2. Manutenção e Adequação da Frota Nacional de Navios 

A manutenção tem a finalidade de garantir a eficiência do transporte marítimo por meio de manutenção e 

adequação constante da frota de navios. Serão investidos R$ 15,04 milhões. 

 

4.4. Investimentos Totais com Expansão e Manutenção da Infra-estrutura Nacional de Transporte 

de Petróleo e Derivados 

Como pode ser visto na tabela a seguir, o total de investimentos previstos, a partir de 2006, para a expansão da 

infra-estrutura nacional de transporte de petróleo e derivados, será de R$ 11,352 bilhões, dos quais R$ 3,378 bilhões 

na malha dutoviária e R$ 7,766 bilhões na frota nacional de transporte marítimo. Além disso, serão também gastos 

R$ 1,668 bilhões na manutenção desta infra-estrutura, sendo R$ 1,653 bilhões na malha dutoviária e R$ 15 milhões 

na frota nacional de transporte marítimo de petróleo e derivados. O investimento total em expansão e manutenção 

será de R$ 13,02 bilhões, o qual inclui as duas etapas do PROMEF. Observa-se que, para além de 2011, ainda não há 

definições sobre os projetos na área, sabendo-se apenas que a segunda etapa do Programa de Modernização e Expansão 

da Frota (PROMEF 16) deverá estar concluída até 2013. 

Com relação aos projetos dutoviários, há um que se destaca, correspondendo a 72% do total de investimentos 

aprovados: o da Reformulação da malha dutoviária da Grande São Paulo. Dois outros projetos visam a aumentar a 

capacidade de processamento das refinarias REPLAN e REFAP, desengargalando seus sistemas de escoamento de 

petróleo e derivados. O que se pode depreender daí é que não há grandes perspectivas de ampliação da malha dutoviária 

no País nos próximos anos. 

Com relação a terminais, o maior projeto também é mais voltado para a melhoria operacional e segurança 

ambiental (implantação de melhorias no TEBAR), enquanto o segundo maior é de um novo terminal (em Pecém, no 

Ceará), o qual ampliará a capacidade de movimentação de petróleo e derivados no Nordeste. 

Quanto ao plano de expansão da frota nacional de navios para transporte de petróleos e derivados, trata-se 

efetivamente do maior de todos os projetos de expansão da infra-estrutura de transporte de petróleo e derivados 

programados para os próximos anos, tendo-se em vista um duplo objetivo: ampliação da participação da frota nacional 

no transporte de petróleo e derivados, assim como o reerguimento da indústria naval brasileira.


Tabela 46 – Relação dos Investimentos Previstos em Expansão e Manutenção da Infra-Estrutura Nacional de Transporte de Petróleo e Derivados, a partir de 2006 

Relação de investimentos em dutos e terminais para transporte de petróleo e derivados 

Total (R$ mil)* Total (US$ mil) 

5.238.333 2.398.330 

Projetos aprovados na área de dutos e terminais para transporte de petróleo e derivados 3.378.607 1.546.869 

a.1 Reformulação da malha dutoviária da grande São Paulo. 2.451.100 1.122.217 

a.2 Ampliação de faixas de dutos e construção de novo duto de GLP no Rio de Janeiro. 68.200 31.225 

b.1 Implantação de melhorias no Terminal de São Sebastião (SP). 172.000 78.749 

b.2 Implantação do Terminal de Pecém (CE). 228.222 104.490 

b.3 Ampliação do escoamento de derivados do terminal de Niterói – TENIT (RS). 26.680 12.215 

b.4 Construção de tanques de produtos especiais (gasolina de aviação, lubrificantes e aditivo AB-9) no Terminal de Alemoa (SP). 25.630 11.734 

c.1 Ampliação da capacidade do sistema de escoamento de petróleo e derivados da Refinaria de Paulínea – REPLAN (SP). 274.395 125.630 

c.2 Ampliação da capacidade do sistema de escoamento de petróleo e derivados da Refinaria Alberto Pasqualine – REFAP (RS). 132.380 60.609 

Projetos em estudo na área de dutos e terminais para transporte de petróleo e derivados 206.712 94.641 

d.1 Construção de duto entre São Sebastião e Guararema (OSVAT 2 - petróleo) e de um píer em São Sebastião (SP). 107.880 49.392 

d.2 Construção de duto de propeno, esferas de GLP e instalações no píer de Paranaguá (PR). 27.840 12.746 

e.1 Construção de pátio e píer para coque e derivados de petróleo no porto de Paranaguá (PR). 47.792 21.881 

f.1 Construção de estação de tratamento de petróleo em Angra dos Reis (RJ). 23.200 10.622 

Manutenção da infra-estrutura de transporte dutoviário de petróleo e derivados 1.653.014 756.820 

Relação de investimentos em navios para transporte de petróleo e derivados 7.781.908 3.562.886 

Aquisição de navios em estaleiros nacionais 7.766.868 3.556.000 

Manutenção e adequação da frota nacional de navios 15.040 6.886 

Total de investimentos em expansão da infra-estrutura nacional de transporte de petróleo e derivados 11.352.187 5.197.510 

Total de gastos com manutenção da infra-estrutura nacional de transporte de petróleo e derivados 1.668.054 763.706 

Total de investimentos em expansão e manutenção da infra-estrutura nacional de transporte de petróleo e derivados 13.020.241 5.961.216 

Nota: *Dólar médio de R$2,18 em 2006 (IPEA, 2006).

574 


5. Aspectos Socioambientais Referentes aos Derivados de Petróleo 

As atividades de refino, transporte e distribuição, bem como o consumo de combustíveis, lubrificantes e outros 

derivados de petróleo, podem causar impactos sobre o meio-ambiente, gerando diversos tipos de emissões, 

efluentes e resíduos que podem alterar a qualidade do ar, da água e do solo, com efeitos nocivos à natureza. 

Para melhor compreender os impactos socioambientais decorrentes da indústria de transformação do petróleo, 

inicialmente far-se-á uma breve exposição das etapas de refino, transporte e distribuição de derivados de 

petróleo. 

5.1. Refino, Transporte e Distribuição 

O petróleo é processado nas refinarias, basicamente, em três estágios: destilação atmosférica, destilação a vácuo 

e craqueamento (térmico ou catalítico). Na destilação atmosférica, o petróleo é aquecido e, a partir daí, suas diversas 

frações são separadas de acordo com suas temperaturas de ebulição em um equipamento denominado torre 

de fracionamento. As frações mais pesadas obtidas da destilação atmosférica são encaminhadas para a segunda 

fase de processamento, chamada de destilação a vácuo, consistindo de uma torre de fracionamento que opera com 

pressão reduzida, com o objetivo de se baixar a temperatura de ebulição dos compostos pesados. A terceira fase do 

processamento, chamada de craqueamento (quebra), visa a quebrar as cadeias moleculares de óleos pesados, obtendo-se 

frações mais leves. Há, ainda, diversos outros processos que visam adequar as frações destiladas às especificações 

para o consumo e eliminar impurezas presentes nas frações que possam comprometer sua qualidade final. 

Os derivados produzidos nas refinarias são transportados até os terminais de distribuição e, destes, até os 

postos revendedores que, por sua vez, realizam a venda aos consumidores. O transporte de derivados é realizado, 

em grande escala, através de dutos (oleodutos e polidutos) e por meio de navios petroleiros. Em média ou pequena 

escala, o transporte pode ser feito por meio de vagões ou de caminhões-tanque. Os dutos são a forma mais segura, 

tanto sob o ponto de vista operacional como ambiental, de se transportar grandes volumes de petróleo e derivados 

a grandes distâncias, pois os sistemas de supervisão e controle aumentam a eficiência e a segurança das operações. 

5.2. Impactos Sociambientais e Medidas Adotadas 

Desde a pesquisa de jazidas de petróleo, que pode afetar ecossistemas marinhos, até a comercialização de derivados, 

que pode trazer impacto ao solo e aos aqüíferos, a operação dos diversos setores da indústria de petróleo, 

bem como o maciço consumo de seus produtos, exige atenção constante de instituições responsáveis pelo controle 

ambiental das atividades econômicas. 

Com o objetivo de minimizar os impactos nas áreas próximas às refinarias, o Governo Federal exige padrões 

rígidos quanto ao consumo de recursos naturais e volumes de emissões, além de regras de implementação e operação 

específicas para refinarias. 

Destacam-se aqui as regras de licenciamento ambiental (instituído pela Lei 6.938/81). Estas prevêem que 

atividades potencialmente poluidoras (listadas na Resolução Conama nº 001/86) devem se submeter a um processo 

que inclui levantamentos preliminares de impactos (condição para se obter o licenciamento prévio), estudos sobre 

os riscos de operação (que possibilitam obter a licença de instalação) e planos de ação em situações de emergência 

(condição para obter a licença de operação). Antes desses procedimentos, são exigidos o Estudo de Impacto Ambiental 

(EIA) e o Relatório de Impacto Ambiental (Rima). 

O licenciamento ambiental é realizado com base em levantamentos de especificidades técnicas, econômicas 

e sociais do empreendimento e de suas áreas de influência conduzido pelos órgãos ambientais competentes. A Lei 

prevê que o órgão competente pode exigir as melhores técnicas disponíveis, tornando-se assim um instrumento 

de política que pode ir além do controle de impactos ambientais, ao criar mecanismos de indução à difusão de tecnologias 

“ambientalmente corretas”, com a conseqüente intensificação da produção de conhecimento científico e 

tecnológico na área. 

Os combustíveis, quando consumidos, contribuem com parte da poluição desprendida na cadeia produtiva, 

principalmente pela emissão de monóxido de carbono, hidrocarbonetos, óxidos de nitrogênio, óxidos de enxofre e 

material particulado. Dessa forma, a qualidade dos derivados produzidos nas refinarias também é fator determinan-


te para as características das emissões geradas pela queima dos mesmos, em sua maioria, por veículos movidos a 

gasolina e diesel, cuja participação no consumo total de derivados no Brasil foi de aproximadamente 70%, em 2006 

(Fonte: MME). 

A queima de combustíveis com altos teores de enxofre, além de gerar óxidos de enxofre, prejudica a ação de 

catalisadores de conversão de gases poluentes em substâncias não-nocivas, instalados nos escapamentos. Nesse 

sentido, há um grande esforço por parte do Governo Federal em adotar medidas para que sejam comercializados 

combustíveis com menor teor possível de enxofre e particulados, a exemplo do Diesel Metropolitano e, em breve, 

do Diesel 50. É oportuno destacar que os fabricantes de veículos também têm um importante papel: o de fornecer 

motores adequados aos combustíveis produzidos. 

Os limites de emissões geradas pelo consumo de derivados em veículos são estabelecidos no âmbito do 

Proconve (Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores). Cabe ao Proconve estabelecer procedimentos 

para análise dos parâmetros de controle dos limites de emissão de poluentes e definir testes para quantificar 

tais emissões. 

Por outro lado, a ANP, no âmbito de sua competência, estabelece as especificações dos combustíveis, adequando-as 

ao estágio de desenvolvimento dos motores, de modo a garantir o cumprimento aos limites de emissões 

definidos em resoluções do Conama. Essas especificações exigem a adoção de atualizações significativas nos processos 

de produção de combustíveis. 

Verificam-se resultados positivos na redução da poluição gerada. As emissões de veículos leves novos em 

2005, por exemplo, de acordo com o Ministério de Meio Ambiente, foram em média 94% menores do que as verificadas 

no início do Proconve, em 1986. Espera-se que as regras fixadas pelo programa para os veículos a diesel permitam 

que, na etapa P-6, as emissões desses veículos sejam quatro vezes menores do que no início do programa.

576 



Nº. 

Título 

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2002

578 


LISTA DE TABELAS 

Tabela 1 – Equações para a Projeção dos Preços Internacionais dos Derivados de Petróleo ..........................................514 

Tabela 2 – Preços Internacionais dos Derivados e do Brent (US$2006/bbl)...........................................................................514 

Tabela 3 – Equações para a Projeção dos Preços Nacionais do Óleo Combustível e QAV.................................................516 

Tabela 4 – Preços Nacionais dos Derivados (US$2006/bbl).........................................................................................................516 

Tabela 5 – Capacidades das Refinarias Nacionais – 2005 (M b/d) .............................................................................................522 

Tabela 6 – Principais Projetos Previstos pela Petrobras para as Refinarias Existentes – Capacidade Adicionada ....524 

Tabela 7 – Identificação de Unidades e Processos ..........................................................................................................................525 

Tabela 8 – Parque Nacional de Refino – Capacidades Nominais Máximas em 2006 (m 3 /d).............................................527 

Tabela 9 – Parque Nacional de Refino – Capacidades Nominais Máximas em 2007 (m 3 /d).............................................529 

Tabela 10 – Parque Nacional de Refino – Capacidades Nominais Máximas em 2011 (m 3 /d) ..........................................531 

Tabela 11 – Parque Nacional de Refino – Capacidades Nominais Máximas em 2015 

Conforme Previsão dos Refinadores (m 3 /d) ......................................................................................................................................533 

Tabela 12 – Expansões e Adições de Capacidade Conforme Previsão dos Refinadores (m 3 /d)......................................534 

Tabela 13 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado - 2007 .................................................................535 

Tabela 14 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado – 2011 ................................................................535 

Tabela 15 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado – 2013 ................................................................536 

Tabela 16 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Configurado - 2016 .................................................................536 

Tabela 17 – Adições ao Parque de Refino em 2013 ........................................................................................................................537 

Tabela 18 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Reconfigurado – 2013 ...........................................................537 

Tabela 19 – Produção de Derivados pelo Parque de Refino Reconfigurado – 2016 ...........................................................538 

Tabela 20 – Quadro Comparativo - Reconfiguração 2013 (m 3 /d)..............................................................................................538 

Tabela 21 – Quadro Comparativo - Reconfiguração 2016 (m 3 /d)..............................................................................................538 

Tabela 22 – Produção de Derivados Combustíveis do COMPERJ ..............................................................................................540 

Tabela 23 – Produção de Derivados Combustíveis da Refinaria de Suape / PE ....................................................................541 

Tabela 24 – Capacidade das Unidades de Processo para o Módulo de Produção Flexível ...............................................543 

Tabela 25 – Produções de Derivados - Módulo de Produção Flexível ......................................................................................544 

Tabela 26 – Capacidade das Unidades de Processo para a Refinaria Alternativa ................................................................545 

Tabela 27 – Produção de Derivados .....................................................................................................................................................545 

Tabela 28 – Investimentos em Ampliações (EPE) ............................................................................................................................547 

Tabela 29 – Avaliação de Investimentos para um Módulo de Produção Flexível Módulo: 250.000 b/d ......................548 

Tabela 30 – Avaliação de Investimentos para dois Módulos de Produção Flexível Módulo: 500.000 b/d ..................548 

Tabela 31 – Avaliação de Investimentos – MMI – 250.000 b/d ...................................................................................................549 

Tabela 32 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Inferior ............................................551 

Tabela 33 – Balanço de Petróleo – Trajetória Inferior .....................................................................................................................553 

Tabela 34 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Superior (m 3 /d) ............................555 

Tabela 35 – Balanço de Petróleo – Trajetória Superior...................................................................................................................557 

Tabela 36 – Projeção da Capacidade de Produção de Eteno, Propeno, Benzeno e 

Butadieno (mil t/ano), 2005/2016.........................................................................................................................................................563 

Tabela 37 – Projeção da Capacidade de Produção de Eteno (mil t/ano), 2005/2016 .........................................................564 

Tabela 38 – Projeção da Capacidade de Produção de Propeno (mil t/ano), 2005/2016 ....................................................564 

Tabela 39 – Projeção da Capacidade de Produção de Benzeno (mil t/ano), 2005/2016 ...................................................565 

Tabela 40 – Projeção da Capacidade de Produção de Butadieno (mil t/ano), 2005/2016 ................................................565 

Tabela 41 – Investimento Total das Centrais Petroquímicas (US$ milhões) ...........................................................................566 

Tabela 42 – Quantidade e Extensão dos Dutos em Operação, por Função e Produto, em 2005 ....................................567 

Tabela 43 – Número de Tanques e Capacidade de Armazenamento de Petróleo, Derivados e 

Álcool (mil m 3 ), por Tipo de Terminal, em 2005 ................................................................................................................................568 

Tabela 44 – Frota de Navios da Transpetro, em 31/12/2005 ........................................................................................................569


Tabela 45 – Tipos de Navios e Consórcios para Construção dos Lotes do PROMEF 26 ......................................................572 

Tabela 46 – Relação dos Investimentos Previstos em Expansão e Manutenção da Infra-Estrutura 

Nacional de Transporte de Petróleo e Derivados, a partir de 2006 ...........................................................................................573 


Gráfico 1 – Preços Internacionais dos Derivados e do Brent (US$2006/bbl) .........................................................................515 

Gráfico 2 – Preços Nacionais dos Derivados (US$2006/bbl)........................................................................................................517 

Gráfico 3 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Inferior ..............................................552 

Gráfico 4 – Balanço (Oferta - Consumo) Nacional de Petróleo – Trajetória Inferior .............................................................553 

Gráfico 5 – Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados – Trajetória Superior ...........................................555 

Gráfico 6 – Balanço (Oferta - Consumo) Nacional de Petróleo – Trajetória Superior ..........................................................557 

LISTA DE FIGURAS 

Figura 1 – Refinaria “Brasil”– Esquema de Refino 2007 .................................................................................................................521 

Figura 2 – Esquema simplificado do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro ...............................................................539 

Figura 3 – Diagrama Esquemático de Refino da Refinaria de Suape / PE ...............................................................................541 

Figura 4 – Esquema de Refino para o Módulo de Produção Flexível ........................................................................................543 

Figura 5 – Esquema de Refino para a Refinaria Alternativa .........................................................................................................545

6 Oferta de Gás Natural 

Perspectivas de Preços de Gás Natural 585 

Expansão da Oferta de Gás Natural 591 

Infra-Estrutura de Transporte de Gás Natural 607 

Aspectos Socioambientais 624

6 Oferta de Gás Natural 

1. Perspectivas de Preços de Gás Natural ............................................................................................. 585 

1.1. Premissas para as Previsões de Preços ........................................................................................................ 585 

1.2. Preços Henry Hub ....................................................................................................................................... 586 

1.3. Preços de Gás Importado no Brasil via GNL ................................................................................................. 587 

1.4. Competitividade do Gás Natural no Brasil ................................................................................................... 588 

1.5. Projeção de Preços ...................................................................................................................................... 589 

1.5.1. Perspectivas de Gás Natural de Origem Boliviana ........................................................................ 589 

1.5.2. Projeção dos Preços de Gás Natural de Origem Importada via GNL .............................................. 589 

1.5.3. Projeção da Competitividade ...................................................................................................... 590 

2. Expansão da Oferta de Gás Natural ................................................................................................. 591 

2.1. Introdução .................................................................................................................................................. 591 

2.2. Metodologia ............................................................................................................................................... 591 

2.3. Índice de Disponibilidade ........................................................................................................................... 592 

2.4. Capacidade de Oferta de Gás Natural Nacional e Importado ....................................................................... 593 

3. Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural .................................................................................. 595 

3.1. Estados da Região Norte ............................................................................................................................. 596 

3.2. Estados da Região Nordeste ........................................................................................................................ 598 

3.3. Estados das Regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste ........................................................................................ 601 

3.4. Balanço de Oferta e Demanda do Brasil ...................................................................................................... 604 

3.5. Considerações Finais ................................................................................................................................... 607 

4. Infra-Estrutura de Transporte de Gás Natural .................................................................................. 607 

4.1. Introdução .................................................................................................................................................. 607 

4.2. Panorama Atual ......................................................................................................................................... 608 

4.2.1. Estados da Região Norte ............................................................................................................. 608 

4.2.2. Estados da Região Nordeste ........................................................................................................ 609 

4.2.3. Estados da Região Sudeste .......................................................................................................... 611 

4.2.4. Estados da Região Sul e Centro-Oeste ......................................................................................... 612 

4.3. Expansão da Infra-estrutura de Transporte de Gás Natural ......................................................................... 614 

4.3.1. Estados da Região Norte ............................................................................................................. 614 

4.3.2. Estados da Região Nordeste ........................................................................................................ 616 

4.3.3. Estados da Região Sudeste .......................................................................................................... 619 

4.3.4. Estados da Região Sul e Centro-Oeste ......................................................................................... 619 

4.3.5. Novos Sistemas em Estudos ......................................................................................................... 619 

4.4. Estimativa de Investimentos....................................................................................................................... 621 

4.5. Expansão da Infra-estrutura Via GNL .......................................................................................................... 621 

4.5.1. Custos da Cadeia do GNL ............................................................................................................. 622 

4.5.2. Investimentos na Regaseificação e Prazos de Construção ............................................................ 623

5. Aspectos Socioambientais .............................................................................................................. 624 

5.1. Processamento de Gás Natural ................................................................................................................... 625 

5.2. Transporte de Gás Natural ........................................................................................................................... 626 

5.3. Utilização do Gás Natural ............................................................................................................................ 626 

5.4. Metodologia e Procedimentos de Análise ................................................................................................... 627 

5.5. Caracterização da Malha Existente ............................................................................................................. 627 

5.6. Análise Socioambiental da Malha Planejada .............................................................................................. 630 

5.7. Análise Processual ...................................................................................................................................... 637 




LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................................................................... 641

OFERTA DE GÁS NATURAL 585 

Introdução 

Este capítulo apresenta os resultados dos estudos de expansão da oferta de gás natural no horizonte decenal. 

Inicialmente, é feita uma síntese da análise elaborada quanto às perspectivas de preços de gás natural. 

Em seguida, são apresentados os resultados dos estudos referentes à expansão da capacidade de oferta de gás 

natural nacional e importado, bem como da infra-estrutura nacional de transporte desse energético, incluindo uma 

estimativa dos investimentos associados a essa expansão. 

Finalmente, são analisados os efeitos socioambientais decorrentes das atividades de processamento, transporte 

e utilização do gás natural, sendo também elaborada uma primeira análise socioambiental da malha de gasodutos. 

1. Perspectivas de Preços de Gás Natural 

1.1. Premissas para as Previsões de Preços 

Para o próximo período decenal, as regiões Sul, Sudeste e Nordeste terão seus suprimentos ampliados com a 

implantação de novos sistemas de produção de gás natural, em andamento, sendo complementados com a importação 

via GNL (pelo menos 14,0 milhões de m3/dia para o Sudeste e 6,0 milhões de m3/dia para o Nordeste) [1] e com 

gás natural oriundo de novas descobertas. 

Conforme sinalizações de produtores no Brasil, os novos preços deverão convergir para os níveis internacionais, 

que representam os custos marginais de suprimento do país, contribuindo também, para isto, uma tendência 

mundial de “commoditização” do gás natural. 

O crescimento da indústria de GNL vem permitindo uma maior flexibilização dos contratos de compra e venda 

e um incremento das transações spot de gás natural. Em conseqüência, os preços internacionais se tornaram 

referências. Na Bacia do Atlântico, na qual o Brasil está inserido, o preço referencial é o do Henry Hub [12], que vem 

apresentando níveis de preços superiores aos do gás natural de origem nacional e boliviano. 

Em relação ao gás natural de origem boliviana, cujo contrato prevê que o preço da commodity seja atrelado 

a uma cesta de óleos, o gás natural torna-se mais competitivo frente aos combustíveis líquidos quando ocorrem 

elevações dos preços do petróleo, pois existe uma parcela na composição do preço final do gás natural, (custo de 

transporte), que não varia na mesma proporção do preço do petróleo. 

Frente à Bacia do Atlântico, deve perdurar a prevalência da Bacia do Pacífico, onde o Japão desponta como 

maior importador de GNL. Este cenário deverá manter-se mesmo quando os EUA passarem a importar maiores volumes 

de GNL, devido às novas plantas de regaseificação previstas para a costa oeste americana. Além do aumento da 

importação atual, serão incluídos no grupo de importadores da Bacia do Pacífico, a China e a Índia. 

Os mecanismos de fixação de preços do GNL têm dinâmicas diferentes, variando em cada região. Na Bacia do 

Atlântico, os preços são determinados pelos balanços de oferta e demanda, baseados em pontos de comercialização 

de gás natural. Nos EUA, os preços são regidos pelos preços do Henry Hub (Louisiana) e na Europa, pelos preços do 

National Balancing Point – NBP (Reino Unido). Eles constituíram-se em preços referenciais para mercados físicos e 

não físicos (opções financeiras) de gás natural. Existe uma tendência de convergência entre os preços do Henry Hub 

e do NBP, motivada pela arbitragem de preços entre os dois referenciais [12]. 

Na Bacia do Pacífico, o preço do GNL é normalmente relacionado ao chamado preço do Japan Crude Cocktail 

– JCC, uma média de preços CIF (Cost, Inssurance and Freight) do petróleo importado no Japão. O preço do GNL é 

calculado por fórmulas ajustadas ao preço do petróleo, com curvas de correção para quando o preço do petróleo 

estiver muito baixo ou muito alto. 

No Gráfico 1, onde são mostrados valores históricos de preços de importação de GNL no período 1997/2005, 

observa-se uma razoável paridade entre os preços de GNL nos EUA, União Européia e Japão.

586 


Gráfico 1 – Preços de Importação de GNL 

10 

9 

8 

7 

US$/ MBtu 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

Jan 

97 

Jul 

97 

Jan 

98 

Jul 

98 

Jan 

99 

Jul 

99 

Jan 

00 

Jul 

00 

Jan 

01 

Jul 

01 

Jan 

02 

Jul 

02 

Jan 

03 

Jul 

03 

Jan 

04 

Jul 

04 

Jan 

05 

GNL Japão GNL EUA GNL UE JCC (petróleo) 

Fonte: IEA [3] 

1.2. Preços Henry Hub 

A evolução da comercialização de GNL na direção de uma contratação mais flexível e do aumento de transações 

nos mercados “spot” vem transformando, de forma significativa, o mercado de gás natural, podendo, inclusive, 

modificar a correlação entre os mercados de gás natural e de petróleo no futuro. 

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estabeleceu uma correlação para o preço de gás natural utilizando 

uma regressão linear entre os preços registrados para o gás Henry Hub e para o petróleo Brent. Para a realização desta 

correlação, utilizou-se a média mensal do preço do gás no Henry Hub, em US$/MBtu, fornecido pelo Platts, compreendendo 

o período de janeiro de 1996 a maio de 2007 (corrigidos para preços de maio de 2007) e a média mensal de 

petróleo Brent, em US$/MBtu, fornecido pelo Platts, compreendendo igual período (corrigidos para preços de maio 

de 2007). A expressão de correlação encontrada foi: Preço do Gás (Henry Hub) = exp {-0,0231 + 0,9212 x ln(Preço 

Brent)} e o respectivo R-Quadrado da regressão foi de 0,6557689. Utilizando-se essa correlação, foram calculadas as 

previsões de preços de gás natural (Henry Hub) relacionados aos preços de petróleo tipo Brent usados como referências 

para as trajetórias superior e inferior, conforme apresentados na Tabela 1.


Tabela 1 – Previsões do Henry Hub (2007/2016) 

Ano 

Brent 

(US$/bbl) 

Henry Hub 

(US$/MBtu) 

2007 66,5 7,60 

2008 65,5 7,49 

2009 62,5 7,18 

2010 58,0 6,71 

2011 54,0 6,28 

2012 50,0 5,86 

2013 47,5 5,59 

2014 45,7 5,40 

2015 45,0 5,32 

2016 45,0 5,32 

1.3. Preços de Gás Importado no Brasil via GNL 

Para estimar o preço do gás natural importado no Brasil, via GNL, considerou-se o conceito de net-back 5 para 

a definição do preço do GNL na origem (planta de liquefação). Os preços de GNL estimados para a Bacia do Atlântico 

estão apresentados na Tabela 2. 

Tabela 2 – Cálculo Net-Back de Preços de GNL – Bacia do Atlântico 

Valores (US$/MBtu) 

Fonte 

Trinidad & Tobago Nigéria Argélia 

Tobago 

Preço Henry Hub (EUA) 6,71 6,71 6,71 

Custo transporte em gasoduto (EUA) 0,10 0,10 0,10 

Custo regaseificação 0,60 0,60 0,60 

Custo frete (EUA - fonte) 0,38 0,98 0,84 

Preço GNL na fonte 5,63 5,03 5,17 

Nordeste 

Custo frete (opção considerada - NE) 0,28 0,44 0,56 

Custo regaseificação NE 0,72 0,72 0,72 

Custo transporte em gasoduto (NE) 0,45 0,45 0,45 

Preço de GNL internalizado - NE 7,08 6,64 6,90 

Sudeste 

Custo frete (opção considerada - SE) 0,52 0,55 0,75 

Custo regaseificação SE 0,69 0,69 0,69 

Custo transporte malha gasoduto (SE) 0,25 0,25 0,25 

Preço de GNL internalizado - SE 7,09 6,52 6,86 

5 A partir do preço do gás natural cotado no mercado americano Henry Hub,, utilizando-se estimativas para os valores de frete, regaseificação 

e transporte por dutos.

588 


A Tabela 3 apresenta as estimativas de preços de gás natural via GNL, para as regiões Nordeste e Sudeste. 

Tabela 3 – Estimativas de Preços de Gás Natural, via GNL 

Ano 

Brent Henry Hub Nigéria Nordeste Sudeste 

(US$/Bbl) (US$/MBtu) (US$/MBtu) (US$/MBtu) (US$/MBtu) 

2007 66,50 7,60 5,92 7,53 7,41 

2008 65,50 7,49 5,81 7,42 7,30 

2009 62,50 7,18 5,50 7,11 6,99 

2010 58,00 6,71 5,03 6,64 6,52 

2011 54,00 6,28 4,60 6,21 6,09 

2012 50,00 5,86 4,18 5,79 5,67 

2013 47,50 5,59 3,91 5,52 5,40 

2014 45,70 5,40 3,72 5,33 5,21 

2015 45,00 5,32 3,64 5,25 5,13 

2016 45,00 5,32 3,64 5,25 5,13 

1.4. Competitividade do Gás Natural no Brasil 

O mercado de gás natural no Brasil vem observando um grande crescimento nos últimos anos, influenciado por vários 

fatores, entre eles, a competitividade do combustível frente aos energéticos substitutos. 

Foram elaboradas projeções de preços de óleo combustível ATE (ex-refinaria) em conformidade com a curva 

de correlação entre os valores de óleo combustível e de petróleo Brent. Para a realização desta correlação, utilizou-se 

a média mensal do preço do óleo combustível ATE, em US$/bbl, fornecido pelo Platts, compreendendo o período 

de agosto de 1998 a maio de 2007 (corrigidos para preços de maio de 2007) e a média mensal de petróleo Brent, em 

US$/bbl, fornecido pelo Platts, compreendendo igual período (corrigidos para preços de maio de 2007). A expressão 

de correlação encontrada foi: Preço do OC ATE = exp {0,1538 + 0,8731 x ln(Preço Brent)} e o respectivo R-Quadrado 

da regressão foi de 0,9164. 

Calculou-se também, as relações de competitividade entre os preços de gás natural (Henry Hub) nos city gates 

e o óleo combustível ATE ex refinaria (internalizado) para o ano de 2010, correspondentes às projeções de preços de 

petróleo Brent em estudo. Os resultados estão apresentados na Tabela 4, destacando-se os valores para a competitividade 

de 85% em relação ao OC ATE, conforme análise apresentada a seguir.


Tabela 4 – Competitividade do Henry Hub (HH) Frente ao OC ATE Internalizado 

Ano 

Brent HH OC HH/OC HH (85% OC) 

(US$/Bbl) (US$/MBtu) (US$/MBtu) (%) (US$/MBtu) 

2007 66,50 7,60 8,30 91,5 7,06 

2008 65,50 7,49 8,21 91,3 6,97 

2009 62,50 7,18 7,92 90,7 6,73 

2010 58,00 6,71 7,49 89,6 6,37 

2011 54,00 6,28 7,10 88,5 6,04 

2012 50,00 5,86 6,71 87,3 5,70 

2013 47,50 5,59 6,46 86,6 5,49 

2014 45,70 5,40 6,28 86,0 5,34 

2015 45,00 5,32 6,21 85,7 5,28 

2016 45,00 5,32 6,21 85,7 5,28 

1.5. Projeção de Preços 

1.5.1. Perspectivas de Gás Natural de Origem Boliviana 

Através de curvas de correlação entre o petróleo Brent e os óleos combustíveis componentes da fórmula de 

cálculo de preços de gás natural de origem boliviana, calculam-se as projeções de preços de gás natural 6 , apresentados 

na Tabela 5. 

Tabela 5 – Estimativa de Preços de Gás de Origem Boliviana 

Ano 

Brent 

(US$/Bbl) 

Gás (US$/MBtu) 

Total 

2007 66,50 5,54 

2008 65,50 5,54 

2009 62,50 5,43 

2010 58,00 5,22 

2011 54,00 4,99 

2012 50,00 4,76 

2013 47,50 4,58 

2014 45,70 4,46 

2015 45,00 4,39 

2016 45,00 4,37 

1.5.2. Projeção dos Preços de Gás Natural de Origem Importada via GNL 

O anunciado Plano de Negócios 2007/2011 da Petrobras prevê, em atendimento à demanda doméstica esperada 

(termelétrica e não termelétrica) em 2011, uma importação de 50,0 milhões de m 3 /dia, sendo 30,0 milhões de m 3 /dia da 

Bolívia e 20,0 milhões de m 3 /dia via GNL. 

6 Os preços de gás apresentados não incluem impostos (PIS/COFINS e ICMS) e referem-se à preços nos citygates (para a formação do preço 

final ao consumidor deve-se acrescentar as margens de distribuição).

590 


Elaborou-se a projeção de um preço “mix”, formado pela ponderação dos preços das fontes de gás natural nacional 

e importado via GNL, segundo os volumes projetados no horizonte de dez anos deste Plano. Este preço mix 

poderia ser considerado um preço mínimo que os “ofertantes” de gás natural estariam dispostos a aceitar. Quantidades 

complementares de gás natural, para atendimento de eventuais déficits entre a demanda e oferta do combustível 

de origem nacional, serão importadas via GNL (Tabela 6). 

A inclusão de novos suprimentos com custos superiores aos existentes resultará em uma elevação de preço do 

gás natural, de forma que sua competitividade frente aos outros derivados líquidos deverá ser comprometida em 

relação às condições atuais, tendendo às cotações internacionais. 

Foi verificado que uma relação de competitividade de 100% entre o gás natural (no city-gate do gasoduto de 

transporte) e seu principal energético substituto, o óleo combustível (ex-refinaria), não deve ocorrer, pois os preços 

projetados de gás natural estariam superiores aos preços de gás via importação e internalização de GNL (paridade 

de importação). 

Por sua vez, uma relação de competitividade de 70% também não deve ocorrer, pois não atenderia ao ofertante, 

uma vez que o custo de fornecimento mix de gás natural estaria acima dos níveis de preço do gás natural neste 

nível de competitividade. 

Com o descarte das competitividades de 70% e de 100%, estima-se que a competitividade de 85% atende a 

ambos os agentes – ofertante e demandante –, constituindo-se em um nível satisfatório para o mercado, dadas as 

condições de precificação utilizadas. 

Tabela 6 – Tipos de Oferta de Gás Natural Considerados 

Oferta de gás Origem do gás Preços (US$/MBtu) 

Descobertas nacional gás nacional 

Novas descobertas nacional (1) opção 1 = gás nacional 

opção 2 = GNL internalizado 

Déficit (demanda – oferta) importado GNL internalizado 

(1) Para o gás natural de origem nacional, oriundo de novas descobertas, existem, basicamente, duas opções para sua precificação: 

• Opção 1 – acompanhar os preços de gás nacional (sistemática estabelecida pela Portaria Interministerial nº. 3, de 17.02.2000, do Ministério da Fazenda e 

Ministério das Minas e Energia), ou seja, adotar os preços praticados internamente. Com relação à sistemática estabelecida na Portaria Interministerial MME/MF 

nº.3/200, cumpre ressaltar que, a despeito da caducidade da mencionada Portaria, sua sistemática está disposta nos contratos de compra e venda de gás natural 

de origem nacional em vigor. Entretanto, para novos contratos, a sistemática a adotar será livremente negociada entre as partes 

• Opção 2 – acompanhar os preços de GNL (Henry Hub) internalizados, ou seja, adotar os níveis de preços internacionais 

1.5.3. Projeção da Competitividade 

Em função da necessidade de importação de GNL para o suprimento do mercado brasileiro de gás natural e da 

perspectiva de maior aderência aos preços internacionais, estima-se que a relação de competitividade entre o gás 

natural e o óleo combustível ATE no país apresentará uma tendência de convergência para valores próximos a 85%. 

Nessa hipótese, os preços de gás natural partem de uma situação atual de competitividade entre o gás natural 

e o óleo combustível ATE, da ordem de 60%, evoluindo até atingir 85%, em 2010, e permanecendo neste patamar 

até o final do período (2016). Nesta conjectura, os preços de gás natural no Brasil manteriam uma pequena diferença 

em relação aos preços internacionais (preços de Henry Hub para GNL). 

Utilizando-se essa evolução de competitividade, obtêm-se a curva de evolução de projeção de preços de gás 

natural para novos contratos. O Gráfico 2, a seguir, apresenta esta evolução.


Gráfico 2 – Evolução de Preços de Gás para Novos Contratos Seguindo a Premissa de 85% 

8,00 

7,50 

7,00 

US$/MBtu 

6,50 

6,00 

5,50 

5,00 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Novos_Contratos_GN GN=85%_OC GNL_NE GNL_S-SE-CO 

2. Expansão da Oferta de Gás Natural 


A estimativa de oferta futura de gás natural no Brasil, para o período analisado, decorre das previsões de produção 

dos campos descobertos, das futuras descobertas no país e das importações via gasodutos ou via GNL. 

As previsões de produção dos campos descobertos possuem características de incerteza, devido à incorporação 

de volumes vinculados às reservas ainda não provadas, podendo ser superiores ou inferiores às estimativas 

atuais, e devido aos cronogramas de implantação dos novos sistemas de produção sujeitos a modificações, notadamente 

os projetos de grande impacto, como: Golfinho, Jubarte e Parque das Conchas no Espírito Santo; Roncador, 

Espadarte, Marlim Sul, Frade e área do BS-500 no Rio de Janeiro; e Mexilhão no Estado de São Paulo. 

A estimativa de oferta de gás natural, decorrente de recursos ainda não descobertos apresenta um grau de incerteza 

mais elevado, conforme citado anteriormente. Entretanto, em função da utilização de um viés conservador, 

a previsão de produção de gás natural decorrente de futuras descobertas apresenta um padrão de razoável aceitabilidade. 

Destaca-se, também, que a participação das “novas descobertas” na oferta total projetada ocorre com maior 

relevância apenas nos últimos três anos do período decenal, contribuindo para a aceitação do nível de incerteza, 

dado o caráter de médio/longo prazo do planejamento deste período. 

A oferta de gás natural importado via gasodutos diz respeito à importação da Bolívia e da Argentina. Já a oferta 

via GNL refere-se aos estudos de importação de gás natural para a região Nordeste e Sudeste do país. 

2.2. Metodologia 

A partir das previsões de produção de gás associado e gás não associado dos campos descobertos e das novas 

descobertas, foram determinados índices prospectivos médios de disponibilidade de gás natural, com base nos 

índices históricos do somatório dos volumes de gás natural utilizados nas seguintes atividades: 

• Consumo no processo produtivo de petróleo e gás natural; 

• Injeção em projetos de recuperação secundária do petróleo; 

• Absorção via transformação em líquidos nas UPGNs; 

• Queima (gás não aproveitado). 

Buscando-se maior precisão nas previsões, estes índices foram determinados por estados, separando-se cada 

uma das aplicações do gás natural no processo de produção de gás associado e gás não associado, uma vez que os 

percentuais de consumo, injeção, absorção e queima são muito influenciados pela maior ou menor participação da 

produção do gás associado na totalidade da produção.

592 


Os índices para a determinação do volume de gás natural consumido, de gás injetado e de gás queimado foram 

relacionados à produção do gás associado, ou seja, o consumo de gás natural no processo produtivo, a injeção e 

a queima operacional, são vinculados às necessidades do tratamento do petróleo e à necessidade de compressão do 

gás natural, quando em terra. No caso de instalações marítimas, considera-se, ainda, a geração de energia elétrica. 

Para a produção do gás não associado foram estabelecidos índices globais, ou seja, foi assumido que, em um 

campo de gás não associado, 1% da produção perde-se em queimas esporádicas em situações de emergência, até 

que os poços sejam fechados, e outros 2% referem-se ao consumo em compressores de baixa pressão, nos sistemas 

de estabilização de condensado e nos usos em unidades de tratamento. Para a parcela do gás natural absorvido em 

UPGN, foi considerado como regra geral que 3% do volume de gás não associado são transformados em líquidos, 

existindo, porém, situações em que foi possível uma determinação mais precisa. 

2.3. Índice de Disponibilidade 

As Tabelas 7 a 9 apresentam os índices médios de disponibilidade utilizados para a determinação das ofertas 

de gás natural relacionadas aos campos descobertos. 

Tabela 7 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) 

Norte (Campos Descobertos) 

Itens 

S/Gasoduto C/Gasoduto 1 

GA GNA GA GNA 

Queima 5,0 1,0 5,0 1,0 

Consumo 8,0 2,0 6,0 2,0 

Injeção 80,0 94,0 0,0 0,0 

Absorvido 7,0 3,0 7,0 3,0 

Total 100,0 100,0 18,0 6,0 

Disponível 0,0 0,0 82,0 94,0 

GA – Gás associado, GNA – Gás não associado 


Nordeste (Campos Descobertos) 

Itens 

CE RN AL SE BA 

GA GNA GA GNA GA GNA GA GNA GA GNA 

Queima 5,0 0,0 7,0 1,0 1,5 1,0 8,0 1,0 5,0 1,0 

Consumo 50,0 0,0 35,0 2,0 3,0 2,0 37,0 2,0 12,0 2,0 

Injeção 0,0 0,0 0,0 0,0 10,0 0,0 34,0 0,0 2,0 0,0 

Absorvido 6,0 0,0 12,0 4,0 4,0 2,0 13,0 7,0 8,0 3,0 

Total 61,0 0,0 54,0 7,0 18,5 5,0 92,0 10,0 27,0 6,0 

Disponível 39,0 0,0 46,0 93,0 81,5 95,0 8,0 90,0 73,0 94,0 

GA – Gás associado, GNA – Gás não associado



Sudeste (Campos Descobertos) 

Itens 

ES 2 RJ SP PR 

GA GNA GA GNA GA GNA GA GNA 

Queima 5,0 1,0 10,0 1,0 0,0 1,0 94,0 1,0 

Consumo 20,0 2,0 25,0 2,0 0,0 2,0 6,0 2,0 

Injeção 0,0 0,0 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 

Absorvido 8,0 3,0 8,0 3,0 0,0 2,0 0,0 3,0 

Total 33,0 6,0 46,0 6,0 0,0 5,0 100,0 6,0 

Disponível 67,0 94,0 54,0 94,0 0,0 95,0 0,0 94,0 

GA – Gás associado, GNA – Gás não associado 

A Tabela 10 apresenta os índices médios de disponibilidade utilizados para a determinação da oferta de gás 

natural relacionada às novas descobertas. 


Brasil (Novas descobertas) 

Associado Terra Associado Mar Não Associado 

Itens % Itens % Itens % 

Queima 5 Queima 10 Queima 1 

Consumo 12 Consumo 25 Consumo 2 

Injeção 2 Injeção 3 Injeção 0 

Absorvido 8 Absorvido 8 Absorvido 3 

Total 27 Total 46 Total 6 

Disponível 73 Disponível 54 Disponível 94 

2.4. Capacidade de Oferta de Gás Natural Nacional e Importado 

Os volumes anuais de oferta de gás natural no Brasil foram calculados a partir das estimativas de produção dos 

campos, em cada estado, e agrupados nos denominados “Pontos de Oferta” 7 . 

Em cada estado haverá tantos pontos de oferta quantos são as unidades ou grupos de unidades de processo 

existentes. Mais precisamente, as estimativas de ofertas para este plano consideraram os seguintes pontos de ofertas 

de gás natural ao mercado: Urucu e Silves (futuro) no Amazonas; LUBNOR no Ceará; Guamaré no Rio Grande do 

Norte; Pilar em Alagoas; Carmópolis e Atalaia em Sergipe; Catu, Candeias e São Francisco (Manati) na Bahia; Lagoa 

Parda, Cacimbas e Ubu (futuro) no Espírito Santo; Cabiúnas e BS-500 (futuro) no Rio de Janeiro; Merluza e Mexilhão 

(futuro) em São Paulo e Barra Bonita (possibilidade) no Paraná. 

As Tabelas 11 a 13 apresentam, respectivamente, as previsões das ofertas de gás natural referentes aos campos 

já descobertos, às novas descobertas e à importação, via gasoduto da Bolívia e via GNL, considerado neste plano já 

a partir de 2008 para o NE e 2009 para o SE. Entretanto, para esta questão optou-se por uma hipótese mais conservadora, 

ampliando a robustez de curto prazo deste plano decenal. Os Gráficos 3 e 4 sintetizam os resultados para as 

regiões Nordeste e Sudeste/C. Oeste/Sul. 

7 Estes pontos de oferta são aqueles a partir dos quais o gás natural é considerado disponível ao mercado, já tendo sido especificado por uma 

unidade de processamento, unidade de tratamento ou similar.

594 


Considerando-se os projetos de ampliação da infra-estrutura de transporte em implantação, para o atendimento 

do crescente mercado não termelétrico de gás natural e das termelétricas atuais, verifica-se que não há necessidade 

de outras ampliações. Esta situação pode, no entanto, ser alterada em função dos resultados dos programas 

exploratórios em curso, ou em função da implantação e da localização de novas termelétricas a gás natural, 

indicadas no planejamento da expansão de oferta de energia elétrica no país. 

Neste contexto de incertezas, notadamente no segundo qüinqüênio do período decenal, caso não surjam 

grandes descobertas de recursos de gás natural nos próximos dois anos, a alternativa de complementação da oferta 

de gás natural que se apresenta como mais adequada seria a instalação de novos terminais de regaseificação de 

GNL, em locais que já apresentam infra-estrutura portuária, como Suape (PE) e Aratu (BA). 

Para o trecho sul do Gasbol existe a opção da instalação de um terminal de regaseificação de GNL em São 

Francisco do Sul – SC, onde há condições de porto abrigado. Este terminal, além de suprir o crescimento de demanda 

de gás natural na Região Sul do país, poderia até ampliar a oferta de gás natural para o Estado de São Paulo, que 

também poderia reter mais gás natural boliviano. 

Tabela 11 – Capacidade de Oferta de Gás Natural – Campos Descobertos 

milhões de m 3 /dia 

Regiões 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Norte - - 9,3 11,1 10,7 10,3 10,0 9,7 9,4 8,4 

Nordeste 14,6 14,1 14,0 13,8 12,8 11,0 9,5 8,1 6,9 6,0 

Sudeste 13,1 16,7 42,4 49,1 50,3 50,1 49,8 48,6 43,8 38,9 

Total 27,7 30,8 65,7 74,0 73,8 71,5 69,4 66,4 60,1 53,3 

Total - bilhões m 3 /ano 10,1 11,3 24,0 27,0 26,9 26,2 25,3 24,2 22,0 19,5 

Tabela 12 – Capacidade de Oferta de Gás Natural – Novas Descobertas 


Regiões 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Norte - - - - - - - 0,1 0,1 0,1 

Nordeste - 0,1 0,5 0,7 0,8 0,8 1,0 3,3 7,5 10,6 

Sudeste - 0,0 0,0 0,1 0,1 0,7 3,7 14,5 23,8 27,8 

Total - 0,1 0,5 0,8 0,9 1,5 4,7 17,8 31,4 38,5 

Total - bilhões m 3 /ano - 0,0 0,2 0,3 0,3 0,6 1,7 6,5 11,5 14,1 

Tabela 13 – Capacidade de Oferta de Gás Natural – Importado Considerado 


Regiões 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Importação Bolívia - TBG 30,1 30,1 30,1 30,1 30,1 30,1 30,1 30,1 30,1 30,1 

Importação Bolívia - Cuiabá 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 

Importação Argentina - RS 3 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 

Importação GNL - Nordeste - 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 

Importação GNL - Sudeste - - 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 

Total 35,1 38,1 55,1 55,1 55,1 55,1 55,1 55,1 55,1 55,1 

Total - bilhões m 3 /ano 12,8 13,9 20,1 20,1 20,1 20,2 20,1 20,1 20,1 20,2


Gráfico 3 – Oferta Total da Região Nordeste 

45.000 

40.000 

35.000 

30.000 

mil m 3 /dia 

25.000 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Campos descobertos Importação GNL Novas Descobertas 

140.000 

Gráfico 4 – Oferta Total das Regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste 

120.000 

100.000 

mil m 3 /dia 

80.000 

60.000 

40.000 

20.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Campos descobertos Novas Descobertas Importação GNL 

3. Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural 

Nos últimos anos o gás natural vem tendo uma participação crescente na matriz energética brasileira. As perspectivas 

para os próximos dez anos indicam que esta participação será ainda maior. A entrada de novos campos 

produtores e a necessidade de atender as demandas termelétricas 8 provocará um aumento dos volumes movimentados 

de gás natural. 

Para que não ocorram problemas no fornecimento de gás natural, é necessário que a infra-estrutura seja suficiente 

para transportar o gás natural de sua fonte produtora até o consumidor final. Esta infra-estrutura é, portanto, 

um ponto fundamental de todo o sistema e deve ser dimensionada de forma a permitir que o gás natural, produzido 

ou importado, possa chegar aos mercados consumidores de forma segura. 

Assim, para que seja possível a proposição de soluções para a ampliação da infra-estrutura de transporte de 

gás natural no Brasil é imperativo que estejam claramente definidos e quantificados os possíveis desequilíbrios entre 

oferta e demanda em cada uma das regiões brasileiras, permitindo, assim, a perfeita avaliação das necessidades 

específicas de cada área. 

8 Para as demandas das termelétricas foi adotado o atendimento médio de 92% da capacidade instalada.

596 


Destaca-se que os balanços de oferta e demanda de gás natural apresentados neste trabalho não consideram 

o Termo de Compromisso firmado entre a Petrobras e a ANEEL em 04/05/2007, que prevê reduções, até 2011, no 

fornecimento de gás natural para as termelétricas com contratos com esta empresa. 

Com este propósito serão ilustrados, nas seções que se seguem, os balanços de gás natural de três grandes 

regiões brasileiras, com suas respectivas previsões de ofertas e demandas. São elas: Região Norte, Região Nordeste e 

o agrupamento das Regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste 

Neste ponto, vale destacar a importância de serem observados, em separado, os balanços de gás natural da 

Região Nordeste e das Regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste, pelo fato da interligação entre essas redes de transporte 

ainda não estar plenamente concluída (a conclusão do GASENE, segundo o acompanhamento do PAC, está prevista 

para dezembro de 2009). Esta consideração permitirá visualizar a importância da movimentação de gás natural entre 

estas regiões. 

Por outro lado optou-se por analisar as Regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste em conjunto pelo fato das malhas 

de gasodutos de transporte das mesmas apresentarem elevado grau de integração, permitindo o livre deslocamento 

de gás natural entre elas, apesar dos limites restritivos atuais para a Região Sul e de alguma restrição localizada 

na movimentação na Região Sudeste, enquanto não se concluem os gasodutos GASDUC III, Campinas-Rio, Japeri- 

REDUC e GASBEL II. Excluíram-se também deste conjunto os sistemas isolados de importação de gás natural para as 

térmicas de Uruguaiana e Cuiabá. 

A Região Norte por se tratar de um sistema isolado e não possuir interligação com o restante da rede de transporte 

de gás natural será apresentada em um balanço independente. 

Ao final da seção, estará apresentado o balanço consolidado de gás natural brasileiro elaborado a partir dos 

dados constantes dos cenários de ofertas e demandas previstos para as três regiões anteriormente estudadas. 

3.1. Estados da Região Norte 

Conforme descrito anteriormente, serão apresentados os balanços de gás natural de três grandes regiões brasileiras 

buscando visualizar os desequilíbrios regionais entre o volume produzido e a demanda de gás natural de cada uma 

delas. Seguindo esta diretriz, a presente seção iniciará avaliando as projeções para oferta da Região Norte (Tabela 14). 

Na Região Norte, a oferta de gás natural destinar-se-á, principalmente, ao atendimento das termelétricas. A 

maior parcela do volume ofertado pela região será proveniente da Bacia do Solimões (bacia sedimentar onde se encontram 

o Pólo de Urucu e as jazidas da área de Juruá), cuja destinação será o atendimento dos mercados de Manaus 

e Porto Velho. 

Adicionalmente, a Região Norte apresenta um potencial complementar de produção na área de Silves (campo 

de Azulão), a qual ainda não possui destinação definida, mas provavelmente será utilizada para a geração elétrica 

na região. 

Tabela 14 – Região Norte: Projeção da Oferta de Gás Natural por Origem (mil m3/d) 

Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta Regional Líquida 0 0 9.282 11.068 10.704 10.339 9.975 9.664 9.352 8.433 N/A -4 

Importação 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N/A N/A 

Novas Descobertas 0 0 0 0 0 0 0 56 113 141 N/A N/A 

Total 0 0 9.282 11.068 10.704 10.339 9.975 9.720 9.465 8.574 N/A -4 

NA – Não aplicável


Com relação à demanda da Região Norte (Tabela 15), observa-se um amplo predomínio do consumo das termelétricas 

em relação aos demais segmentos. 

Neste ponto é importante destacar que já existem estudos para o atendimento do mercado não-termelétrico 

de Manaus no período decenal deste plano. A Companhia de Gás do Amazonas (CIGAS), por exemplo, analisa a 

construção de redes de distribuição visando o aproveitamento do gás natural para fins comerciais em Manaus e 

nos demais municípios por onde passará o gasoduto Coari-Manaus. Entretanto, como os volumes de gás natural 

destinados a estes segmentos específicos ainda não foram definidos e são consideravelmente inferiores aos montantes 

destinados às termelétricas, o presente estudo desconsiderou a demanda não-termelétrica na Região Norte 

no referido período. 

Tabela 15 – Região Norte: Projeção da Demanda de Gás Natural por Origem (mil m3/d) 

Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Não-Térmelétricas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N/A N/A 

Térmelétricas Total 0 0 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 N/A 0 

Térmelétricas Manaus 0 0 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 N/A 0 

Térmelétricas P. Velho 0 0 2.079 2.079 2.079 2.079 2.079 2.079 2.079 2.079 N/A 0 

Total 0 0 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 N/A 0 

NA – Não aplicável 

O Balanço da Região Norte (Tabela 16 e Gráfico 5) indica que a mesma possui um nível de oferta com capacidade 

para atender plenamente a demanda projetada (inclusive futuras demandas não-térmicas). Todavia, a principal 

dificuldade que se interpõe ao aproveitamento destas reservas é o relativo isolamento das áreas em que as mesmas 

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

Cabe ressaltar que, atualmente, grande parte do gás natural processado em Urucu é reinjetada nas jazidas, 

em conseqüência da inexistência da infra-estrutura de transporte para escoamento da produção até os mercados 

consumidores. 

Tabela 16 – Região Norte: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m 3 /d) 

Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta 0 0 9.282 11.068 10.704 10.339 9.975 9.720 9.465 8.574 N/A -4 

Demanda Total 0 0 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 N/A 0 

Demanda Manaus 0 0 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 7.917 N/A 0 

Demanda P. Velho 0 0 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 5.837 N/A 0 

Saldo 0 0 1.366 3.151 2.787 2.423 2.059 1.804 1.549 657 N/A -15 

NA – Não aplicável

598 


Gráfico 5 – Região Norte: Projeção do Balanço de Gás Natural 

12.000 

10.000 

mil m 3 /dia 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Térmicas Amazonas Térmicas Rondônia Oferta da Região Norte 

3.2. Estados da Região Nordeste 

Observando o comportamento da previsão de oferta de gás natural na Região Nordeste, verifica-se uma queda 

gradual da oferta regional líquida no referido período. O início da produção do campo de Manati é um evento de 

relevância que elevou consideravelmente os níveis de oferta da região no curto prazo. Entretanto, constata-se que 

após este fato, a oferta dos campos descobertos na região tem uma tendência declinante, que deverá se manter no 

restante do decênio, como pode ser visto na Tabela 17, a seguir. 

Por outro lado, a queda da produção da Região Nordeste será, em parte, compensada pela oferta adicional 

gerada pela construção do terminal de importação de GNL no Ceará, cujo início da operação está previsto para o ano 

de 2008. O terminal de importação de GNL será de vital importância para a região, pois além de fornecer considerável 

volume de gás natural ao sistema, propiciará maior flexibilidade de atendimento ao mercado termelétrico. 

Vale ressaltar que ao final do decênio, existe ainda a possibilidade de novo aumento na oferta de gás natural 

da Região Nordeste, caso sejam confirmadas as projeções de oferta proveniente de novas descobertas (vide Tabela 

17). O volume produzido por estes campos poderão, ao final do período, permitir, inclusive, a redução no volume de 

gás natural importado via GNL ou da parcela recebida da Região Sudeste via Gasene. 

Tabela 17 – Região Nordeste: Projeção da Oferta de Gás Natural por Origem (mil m3/d) 

Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta Regional 

Líquida 

14.609 14.101 14.033 13.772 12.798 11.041 9.545 8.118 6.949 5.998 -3 -11 

Importação via GNL 0 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 N/A 0 

Novas Descobertas 0 121 451 721 825 847 995 3.275 7.507 10.561 N/A 236 

Total 14.609 20.222 20.484 20.492 19.623 17.888 16.541 17.393 20.456 22.559 9 3 


Observa-se a tendência de expressivo aumento da demanda não-termelétrica (Tabela 18), devido principalmente 

ao crescimento das demandas das distribuidoras que devem, ao final do período, apresentar aumento de 

72% e 78% na trajetória inferior e superior, respectivamente, em relação à demanda prevista para o ano de 2007. Este 

fato deve-se, em parte, ao futuro atendimento da demanda reprimida, que teria sido gerada pela atual insuficiência 

de oferta de gás natural e de infra-estrutura de seu transporte, que estará parcialmente solucionada após a conclusão 

dos empreendimentos em curso.


Para o aumento de demanda de gás natural no segmento termelétrico, o primeiro evento será a entrada em 

operação da Termo Açu, prevista para o ano de 2008. A Termo Açu foi considerada no grupo “térmicas atuais” (Tabelas 

18 e 19). Os valores apresentados nas linhas “térmicas indicativas” são referentes às novas térmicas previstas pelo 

presente Plano com intuito de complementar a geração de energia elétrica na região 9 . 

Tabela 18 – Região Nordeste: Projeção da Demanda de Gás Natural por Origem (mil m 3 /d) 

Trajetória Inferior 

Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Não-Térmicas 9.822 10.057 11.997 13.786 14.854 15.462 16.255 16.595 16.730 16.868 13 3 

Térmicas 8.238 8.238 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 7 0 

Térmicas Indicativas 0 0 0 0 3.950 3.950 3.950 3.950 3.950 3.950 N/A 0 

Total 18.060 18.295 22.416 24.205 29.223 29.830 30.624 30.964 31.099 31.236 15 1 


Tabela 19 – Região Nordeste: Projeção da Demanda de Gás Natural por Origem (mil m 3 /d) 

Trajetória Superior 

Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Não-Térmicas 9.884 10.184 12.231 14.142 15.282 15.962 16.808 17.221 17.420 17.623 14 3 

Termicas 8.238 8.238 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 10.419 7 0 

Termicas Indicativas 0 0 0 0 3.950 3.950 3.950 3.950 3.950 3.950 N/A 0 

Total 18.122 18.422 22.650 24.561 29.650 30.330 31.176 31.589 31.788 31.992 16 2 


Finalmente, é apresentada a projeção do balanço de gás natural da Região Nordeste, confrontando-se as trajetórias 

de ofertas e demandas anteriormente comentadas (Tabelas 20 e 21 e Gráfico 6). 

Verifica-se que o Nordeste apresentará restrições ao crescimento do consumo com exceção do ano de 2008. 

Durante o início do segundo qüinqüênio, observa-se um aumento do déficit de gás natural no Nordeste em 

função da combinação de dois fatores: o declínio da produção regional e a tendência de crescimento da demanda, 

proporcionado pelas distribuidoras e pela perspectiva de instalação de novas térmicas. O déficit apresentado mostra 

que é fundamental a busca por novas fontes supridoras para a região, além de destacar a importância estratégica do 

Gasene, cuja construção permitirá o escoamento do excedente de produção da Bacia do Espírito Santo em direção 

ao Nordeste, reduzindo substancialmente o déficit acima citado. 

Ao final do período, estima-se uma atenuação do déficit de gás natural, em função do aproveitamento da 

oferta proveniente de novas descobertas na Região Nordeste. Considerando a imprecisão de estimativas na oferta 

de gás natural oriunda de campos ainda não descobertos, esse incremento de oferta pode sofrer significativas alterações. 

É também importante destacar que, para efeito do balanço de gás natural, as termelétricas de Camaçari e do 

Ceará foram consideradas como sendo bi-combustíveis. 

9 O Plano considerou que um grupo de térmicas indicativas seria atendido por gás natural, entretanto, somente os resultados dos leilões é 

definirão o combustível de cada uma delas.

600 


Descrição 

Tabela 20 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m 3 /d) 


Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta 14.609 20.222 20.484 20.492 19.623 17.888 16.541 17.393 20.456 22.559 9 3 

Demanda 18.060 18.295 22.416 24.205 29.223 29.830 30.624 30.964 31.099 31.236 15 1 

Saldo -3.451 1.928 -1.932 -3.713 -9.600 -11.942 -14.083 -13.571 -10.643 -8.678 -45 2 

Tabela 21 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m 3 /d) 


Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta 14.609 20.222 20.484 20.492 19.623 17.888 16.541 17.393 20.456 22.559 9 3 

Demanda 18.122 18.422 22.650 24.561 29.650 30.330 31.176 31.589 31.788 31.992 16 2 

Saldo -3.513 1.800 -2.165 -4.068 -10.028 -12.442 -14.636 -14.196 -11.333 -9.433 -46 1 

Gráfico 6 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Inferior) 

mil m 3 /dia 

45.000 

40.000 

35.000 

30.000 

25.000 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Demanda Não-Termelétrica 

Térmicas Indicativas (Trajetória Inferior) 

Térmicas a Gás Natural 

Térmicas Bi-combustíveis 

Oferta da região Nordeste


mil m 3 /dia 

Gráfico 7 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Superior) 

45.000 

40.000 

35.000 

30.000 

25.000 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


Térmicas Indicativas (Trajetória Superior) 


Térmicas Bi-Combustíveis 

Oferta da Região Nordeste 

3.3. Estados das Regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste 

Do ponto de vista da oferta é importante destacar a previsão de aumento da produção de gás natural nas 

Bacias de Campos, do Espírito Santo e de Santos, as quais, além de abastecer a Região Sudeste, auxiliarão no fornecimento 

para a Região Nordeste, após a conclusão do Gasene. 

Outro destaque do próximo decênio será a complementação da oferta interna da região com a instalação de, 

pelo menos, um terminal de importação de GNL, que propiciará maior segurança e flexibilidade ao abastecimento 

na região. 

É importante ressaltar que o presente balanço considera que a importação de gás natural da Bolívia será mantida 

na capacidade atual do Gasbol, de 30,08 milhões de m 3 /dia ao longo de todo o período, sem considerar nenhuma 

expansão para o mesmo. 

Na Tabela 22 são apresentas as projeções da oferta de gás natural no período decenal para as regiões Sudeste, 

Sul e Centro-Oeste. 

Tabela 22 – Regiões Sudeste, Sul e C.Oeste: Projeção da Oferta de Gás Natural por Origem (mil m 3 /d) 

Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta Regional 

Líquida 

Importação (Gasbol 

+ GNL) 

13.088 16.717 42.355 49.127 50.302 50.145 49.840 48.570 43.839 38.917 71 -5 

30.080 30.080 44.080 44.080 44.080 44.080 44.080 44.080 44.080 44.080 12 0 

Novas Descobertas 0 8 46 81 96 658 3.708 14.506 23.779 27.787 N/A 5.789 

Total 43.168 46.805 86.482 93.288 94.478 94.882 97.628 107.156 111.698 110.785 30 3 

NA – Não Aplicável 

No cômputo da oferta regional líquida não se considerou como disponível, nos anos de 2007 e 2008, uma expressiva 

parcela da produção proveniente da Bacia do Espírito Santo, em função de ainda não estarem integralmente 

concluídas as interligações das malhas de transporte entre estes campos e os demais estados consumidores. 

Do ponto de vista da oferta, existe a possibilidade de aumento na disponibilidade de gás natural na Região 

Sudeste, se confirmadas as previsões de novas descobertas na região.

602 


Neste caso, o volume produzido por estes campos permitirá, em alguns períodos, a redução do volume de gás 

natural importado via GNL, mesmo nos momentos de despacho das termelétricas. A importação via GNL, ao final, 

resulta em uma modalidade de importação com flexibilidade em função do período despachos das térmicas. 

Com relação à demanda (Tabelas 23 e 24), o destaque é a elevação do consumo previsto para Regiões Sudeste 

e Sul no primeiro qüinqüênio, devido, principalmente, à ampliação da demanda não-termelétrica, com aumento de 

até 48% e 51% em relação ao consumo de 2007, para as trajetórias inferior e superior, respectivamente. 

Tabela 23 – Regiões Sudeste, Sul e C.Oeste: Projeção de Demanda (mil m 3 /d) 


Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Não-Térmicas 33.137 37.057 40.336 45.625 49.061 52.781 55.028 56.522 57.972 59.291 12 4 

Térmicas 28.052 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 1 0 

Térmicas Indicativas 0 0 0 0 878 3.950 8.119 8.119 8.119 8.119 N/A 165 

Total 61.189 66.038 69.317 74.606 78.920 85.711 92.128 93.622 95.071 96.390 7 4 


Tabela 24 – Regiões Sudeste, Sul e Centro Oeste: Projeção de Demanda (mil m 3 /d) 


Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Não-Térmicas 33.414 37.627 41.268 46.914 50.620 54.667 57.190 58.978 60.723 62.355 13 5 

Térmicas 28.052 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 28.981 1 0 

Térmicas Indicativas 0 0 0 0 2.194 6.583 10.971 10.971 10.971 10.971 N/A 80 

Total 61.466 66.608 70.249 75.895 81.795 90.230 97.142 98.930 100.675 102.307 8 5 


Observando-se o balanço de gás natural (Tabelas 25 e 26, Gráficos 8 e 9), verifica-se que a região tende a 

apresentar, nos dois primeiros anos da análise, algumas restrições aos despachos de termelétricas a plena carga e 

ao crescimento de demanda das distribuidoras. Entretanto, o sistema apresentará forte recuperação nos anos que 

se seguem, em função da instalação do terminal de GNL e das novas unidades de produção nas Bacias do Espírito 

Santo, de Campos e de Santos. 

Após a conclusão das obras de infra-estrutura que interligarão os campos de produção do Estado do Espírito 

Santo ao restante da malha de gasodutos nacional, existe a perspectiva deste estado se tornar um dos principais 

fornecedores de gás natural para o restante do país tendo em vista que o mesmo possui uma previsão de produção 

de gás natural muito superior à sua demanda projetada para este estado. 

As ofertas das Bacias de Campos e de Santos como já foi constatado também apresentarão aumentos significativos 

até meados do decênio. Contudo, observa-se que nas regiões próximas a estas bacias haverá também um 

significativo crescimento da demanda, que provavelmente absorverá internamente quase toda a oferta adicional 

proveniente dos mesmos. 

Observa-se ainda que nos próximos dez anos, a importação de gás natural da Bolívia manterá uma considerável 

importância no cenário nacional, tendo em vista que a mesma continuará sendo uma alternativa para o fornecimento 

de gás natural à regiões que apresentam limitação na oferta, como por exemplo, a Região Sul.


Ao final do período são previstos excedentes de oferta, resultantes do aumento na produção de gás natural 

proveniente de novas descobertas. Os volumes produzidos nestes campos permitirão, inclusive, a redução no volume 

de gás natural importado via GNL e/ou a exportação para a Região Nordeste. 

É importante, finalmente, destacar que para efeito do balanço de gás natural apresentado nos Gráficos 8 e 9, 

as seguintes termelétricas foram consideradas como sendo bi-combustíveis: Canoas, Termorio, Nova Piratininga, 

Piratininga 1 e 2, Ibirité, Eletrobolt, William Arjona e Roberto Silveira. 

Tabela 25 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m 3 /d) 


Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta 43.168 46.805 86.482 93.288 94.478 94.882 97.628 107.156 111.698 110.785 30 3 

Demanda 61.189 66.038 69.317 74.606 78.920 85.711 92.128 93.622 95.071 96.390 7 4 

Saldo -18.021 -19.233 17.164 18.682 15.558 9.171 5.500 13.534 16.626 14.394 47 -1 

Tabela 26 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m 3 /d) 


Descrição 

Período 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Variação 

(% ao ano) 

2007 

/2011 

2011 

/2016 

Oferta 43.168 46.805 86.482 93.288 94.478 94.882 97.628 107.156 111.698 110.785 30 3 

Demanda 61.466 66.608 70.249 75.895 81.795 90.230 97.142 98.930 100.675 102.307 8 5 

Saldo -18.298 -19.802 16.232 17.393 12.682 4.652 486 8.225 11.023 8.477 42 -7 

Gráfico 8 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Inferior) 

120.000 

100.000 

80.000 

mil m 3 /dia 

60.000 

40.000 

20.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


Térmicas Indicativas (Trajetória Inferior) 



Oferta da Região Sudeste, 

Sul e Centro-Oeste

604 


Gráfico 9 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Superior) 

120.000 

100.000 

mil m 3 /dia 

80.000 

60.000 

40.000 

20.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


Térmicas Indicativas (Trajetória Superior) 



Oferta da Região Sul, 

Sudeste e Centro-Oeste 

3.4. Balanço de Oferta e Demanda do Brasil 

Com intuito de melhor visualizar a importância da integração das malhas das regiões Nordeste e Sudeste além 

de avaliar o potencial de movimentação de gás natural entre estas, é apresentado, nos Gráficos 12 e 13, o balanço 

consolidado de gás natural brasileiro, excluindo-se a Região Norte que, por não estar interligada às demais, não tem 

possibilidade de estabelecer intercâmbios de gás natural com qualquer outra região. 

Como pode ser verificado, considerando-se a trajetória inferior de demanda, para os anos de 2007 e 2008, o 

volume ofertado mostra-se insuficiente para o atendimento integral da demanda considerada, assumindo o despacho 

simultâneo de todas as térmicas operando com gás natural. No entanto, essa restrição na oferta não deve ser 

vista como um problema, na medida em que as térmicas bi-combustíveis dispõem de combustível alternativo para 

sua operação. Adicionalmente, o Termo de Compromisso firmado entre a Petrobras e a ANEEL prevê a inoperância 

de algumas térmicas, o que implica, na prática, na exclusão dessas térmicas da demanda efetiva. Como o presente 

balanço foi elaborado antes da assinatura do Termo de Compromisso citado, o mesmo não foi considerado, assim a 

demanda considerada acabou situando-se acima da real. 

Entre 2009 e 2011, a oferta conjunta das Regiões Nordeste, Sudeste, Sul e Centro-Oeste é suficiente para o 

atendimento da demanda considerada para as Regiões. 

Releva destacar que, conforme já mencionado, até a conclusão do GASENE (prevista para dez/09), a avaliação 

conjunta das regiões é meramente demonstrativa. Nesse período, a oferta de gás natural para o atendimento da 

demanda da Região Nordeste mostra-se insuficiente para o atendimento integral da demanda, considerando todos 

os despachos térmicos simultâneos e com gás natural. No entanto, novamente, essa restrição na oferta não deve ser 

vista como um problema, na medida em que as térmicas bi-combustíveis dispõem de combustível alternativo para 

sua operação. Adicionalmente, o Termo de Compromisso firmado entre a Petrobras e a ANEEL prevê a inoperância 

de algumas térmicas, o que implica, na prática, na exclusão dessas térmicas da demanda efetiva. 

Entre 2012 e 2014, a oferta para as regiões analisadas mostra-se insuficiente para o atendimento pleno da demanda, 

considerando o despacho simultâneo de todas as térmicas existentes e das indicativas. Não obstante, a operação 

com combustível alternativo por parte das térmicas bi-combustível se mostra suficiente para assegurar o pleno 

atendimento energético da demanda considerada. Adicionalmente, convém ressaltar que parte do crescimento da 

demanda pode não se materializar, ou ser contratado de maneira interruptível. Essa observação é valida também para 

as térmicas indicativas, que não necessariamente se viabilizarão no processo de leilão operando com gás natural. 

Considerando a trajetória superior, observa-se um cenário bastante semelhante.


mil m 3 /dia 

Gráfico 10 – Brasil sem a Região Norte: Balanço de Gás Natural (Trajetória Inferior) 

35.000 

30.000 

25.000 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Déficit Térmicas a Gás Natural do NE 

Déficit Térmicas Bi-Combustíveis do NE 

Excedente do SE sem atendimento as Bi-Combsutíveis do SE 

Déficit Térmicas Indicativas do NE (Traj. Inf.) 

Excedente do SE após 

atendimento as Bi-Combustíveis do SE 

34.000 

29.000 

Gráfico 11 – Brasil sem a Região Norte: Balanço de Gás Natural (Trajetória Superior) 

mil m 3 /dia 

24.000 

19.000 

14.000 

9.000 

4.000 

-1.000 

-6.000 

Capaciade do Gasene 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Déficit Térmicas a Gás Natural do NE 

Déficit Térmicas Bi-Combustíveis do NE 


Défit Térmicas Indicativas do NE (Traj. Sup.) 

Excedente do SE após 

atendimento as Bi-Combustíveis do SE 

Os dados apresentados demonstram a viabilidade do atendimento da demanda projetada com a oferta prevista 

de gás natural, considerando a redução de demanda introduzida pelo Termo de Compromisso firmado entre a 

ANEEL e a Petrobras e a operação das térmicas bi-combustível com o combustível alternativo em parte do período. 

Não obstante, recomenda-se avaliar com maior profundidade a conveniência de se buscar oferta adicional de gás 

natural para atendimento das térmicas bicombustível, ponderando o custo do despacho com o energético alternativo 

versus o custo do despacho com o gás natural proveniente dessa oferta adicional, tomando-se em conta também 

a expectativa de despacho dessas térmicas. 

Os Gráficos 14 e 15 contrapõem o excedente de oferta previsto para a Região Sudeste (com e sem atendimento 

às térmicas bi-combustíveis das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste) com as demandas não atendidas pela oferta 

interna da região Nordeste, nas trajetórias inferior e superior. Projeta-se, assim, a futura movimentação entre a região 

Nordeste e as Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, após a conclusão do Gasene. 

Observando o comportamento da trajetória inferior, verifica-se que, de 2009 até 2011 a oferta da Região Sudeste 

deverá ser capaz de cobrir todo déficit da Região Nordeste. Entretanto, nos anos de 2012 a 2014, caso haja despachos simultâneos 

de todas as térmicas, o excedente da oferta da Região Sudeste só será capaz de atender ao déficit da Região 

Nordeste se parte das térmicas bicombustíveis das regiões S-SE-CO não utilizarem gás natural como combustível.

606 


Nos dois últimos anos, ambas as regiões apresentam tendência de recuperação da produção, em função das 

novas descobertas previstas para o período. Por esse motivo, nos anos de 2015 e 2016 a Região Sudeste volta a ser 

capaz de atender integralmente o déficit da região Nordeste, mesmo se houver consumo de gás natural simultâneo 

de todas as térmicas, inclusive as bicombustíveis. 

No caso da trajetória superior de demanda, o comportamento da movimentação requerida de gás natural 

entre a Região Sudeste e Nordeste, considerando o despacho simultâneo de todas as térmicas do País, é bastante semelhante 

ao da trajetória inferior. Observa-se, no entanto, que o período em que o atendimento pleno da demanda 

nordestina irá requerer a utilização de combustível alternativo nas térmicas bicombustível do Sudeste será maior, se 

estendendo de 2012 até 2016. Destaca-se também que, nesse cenário, em 2013, será necessária, no caso de despacho 

pleno das térmicas, a utilização do combustível alternativo em todas as térmicas bicombustíveis consideradas. 

Gráfico 12 – Movimentação de Gás Natural entre o Sudeste e Nordeste (Trajetória Inferior) 

4,89% 

Costeiro 

16,78% 58,51% 

Cerrado 

Mata Atlântica 

0,42% 

Campos Sulinos 

12,08% 

Caatinga 

4,55% 

Amazônia 

2,77% 

Pantanal 

Gráfico 13 – Movimentação de Gás Natural entre o Sudeste e Nordeste (Trajetória Superior) 

0,65% 


3,25% 

Caatinga 

0,69% 

Cerrado 

0,38% 

Costeiro 

25,90% 

Amazônia 

69,13% 

Mata Atlântica


3.5. Considerações Finais 

Deve-se resaltar que todas as situações simuladas em que se explicita a necessidade de complementar a oferta de 

gás natural são casos mais críticos, com simultaneidade dos despachos termelétricos, pequena probabilidade de ocorrência 

na maior parte do tempo, mas, entretanto o sistema de gás natural deve estar preparado, e remunerado, para o 

atendimento destas situações. As térmicas, quando despacham, necessitam de uma grande quantidade de combustível. 

Quando as mesmas não são despachadas ocorrem sobras de gás natural em todo o sistema. Como já informado, 

para a projeção da demanda de gás natural das termelétricas considerou-se um fator de capacidade de 92%. 

A Região Norte, por não estar interligada às demais, é totalmente independente quanto ao atendimento de 

sua demanda, tendo-se constatado, pela análise efetuada, que as reservas localizadas nesta região são plenamente 

capazes de atender ao crescimento do mercado local no período decenal deste plano. Para se concretizar o suprimento 

de gás natural, no entanto, é necessário implantar-se uma infra-estrutura de transporte, a qual será viabilizada 

pela construção do gasoduto Coari-Manaus, previsto para entrar em operação em 2008. 

A Região Nordeste apresentará, nos primeiros anos estudados, dificuldades para atender ao crescimento das 

demandas e aos despachos das térmicas. No médio prazo, a queda na produção regional líquida e o aumento na 

demanda, especialmente no segmento das distribuidoras, corrobora a necessidade da instalação de terminais de 

importação de GNL e a interligação, via gasodutos, com regiões superavitárias em gás natural, como a Bacia do 

Espírito Santo. 

Nas regiões Sudeste/Sul e Centro-Oeste, destaca-se a significativa elevação da capacidade de oferta após 

2008, em função do expressivo crescimento nas produções das Bacias do Espírito Santo, de Campos e de Santos 

além da instalação do terminal de importação de GNL na Baía de Guanabara, cujo início de operação está previsto 

para o ano de 2009. Para este plano, a importação da Bolívia foi mantida na capacidade atual, sem considerar nenhuma 

expansão da mesma. Ao final do decênio são previstas novas descobertas que gerarão excedentes de produção 

na Região Sudeste possibilitando a exportação de gás natural para outras regiões. 

Para o atendimento pleno com gás natural de toda a demanda considerada, inclusive a das térmicas indicativas 

e das térmicas bicombustíveis, será necessária a elevação da oferta disponível, notadamente na trajetória superior, 

após 2011. A alternativa de um terceiro terminal de regaseificação GNL deve ser considerada, com objetivo de 

redução de custos de geração. 

4. Infra-estrutura de Transporte de Gás Natural 


Para a avaliação da infra-estrutura foram consideradas as demandas das Companhias Distribuidoras, das térmicas 

e da Petrobras. Pelo lado da oferta, foram consideradas aquelas decorrentes dos campos já descobertos, as 

novas descobertas e a importação de gás natural via gasodutos e GNL. Foi considerada como premissa a importação 

de GNL na vazão de 20,0 milhões de m 3 /dia, em pelo menos um terminal na Região Nordeste e pelo menos um na 

Região Sudeste/Sul. 

Foram elaborados balanços volumétricos das previsões de oferta e demanda de gás natural, por sistemas regionais 

e interdependentes de infra-estrutura de transporte de gás natural. Em relação às previsões de oferta nacional 

de gás natural, foram consideradas as curvas projetadas, nas quais se utilizaram as informações sobre áreas 

produtoras anunciadas recentemente pelas concessionárias de petróleo. 

Para a avaliação da capacidade de transporte de cada um dos dutos analisados foi utilizado o modelo computacional 

especializado em simulações termo hidráulicas PipelineStudio, da Energy Solutions, adquirido pela EPE. 

As estimativas dos investimentos necessários à expansão da infra-estrutura de transporte de gás natural do 

Brasil incluíram a análise da necessidade de ampliações das unidades de processamento de gás natural e as alternativas 

de suprimento por GNL, utilizando, como subsídio, a avaliação técnica das ampliações necessárias em infraestrutura 

de transporte de gás natural.

608 


4.2. Panorama Atual 

4.2.1. Estados da Região Norte 

A Figura 1 e as Tabelas 27 e 28 apresentam as principais características das instalações de transporte e processamento 

de gás natural da região Norte do país, com a indicação do único gasoduto existente na região produtora de petróleo 

e gás natural de Urucu, no Estado do Amazonas, interligando esta região produtora até a localidade de Coari. 

Atualmente, todo o volume de gás natural disponível está sendo reinjetado nos campos produtores até que 

se conclua a construção do gasoduto Coari - Manaus. O balanço energético dessa região, apresentado na Tabela 16, 

considera o volume do contrato de compra e venda de gás natural celebrado entre a Petrobras e a CIGAS. 

Quanto ao potencial de produção de gás natural da área de Silves, ainda não há definição para o aproveitamento 

dos volumes já descobertos. 

Atualmente, a área de Urucu já possui instaladas UPGNs que totalizam uma capacidade de processamento de 

9,6 milhões de m 3 /dia. 

Figura 1 – Sistemas de Transporte e UPGNs Existentes – Região Norte 

Tabela 27 – Sistema de Transporte Existente – Região Norte 

Estado 

Gasoduto 

Diâmetro Extensão Capacidade 4 

Polegadas km mil m 3 /dia 

AM Urucu - Coarí 18 281 0 


Total 281


Tabela 28 – UPGNs Existentes – Região Norte. 

Estado 

UPGN 

Capacidade 

mil m 3 /dia 

Total 

AM 

Urucu I 600 

Urucu II 6.000 

Urucu III 3.000 

9.600 

Total 9.600 


4.2.2. Estados da Região Nordeste 

A Figura 2 e a Tabela 30 apresentam as principais características das instalações de transporte e de processamento 

de gás natural da região Nordeste do país, com uma extensão total de 1.613 km de gasodutos com diâmetros 

variáveis de 10 a 26 polegadas, já com as inclusões dos recentes novos gasodutos entre Carmópolis – Pilar, Atalaia – 

Itaporanga e Candeias - Down – Camaçarí. 

Atualmente, a região Nordeste já possui instaladas Unidades de Processamento e Tratamento de Gás Natural 

que totalizam uma capacidade de processamento de 23,3 milhões de m 3 /dia. 

Figura 2 – Sistemas de Transporte e UPGNs Existentes – Região Nordeste

610 


Tabela 29 – Sistema de Transporte Existente – Região Nordeste 

Estados 

Gasoduto 

Diâmetro Extensão Capacidade 


CE 

Lubnor - Pecen 10 52 

Aracatí - Lubnor (Gasfor) 10 118 

2.050 

CE/RN Guamaré - Aracatí (Gasfor) 12 213 

RN/PB Guamaré - Natal (Nordestão) 12 130 

RN/PB Natal - João Pessoa (Nordestão) 12 162 

2.030 

PB/PE João Pessoa - Cabo (Nordestão) 12 132 

AL/PE Pilar - Cabo (Gasalp) 12 204 2.600 

SE 

Atalaia -Itaporanga 14 29 3.100 

Carmópolis - Pilar 26 177 16.000 

BA/SE Catu - Atalaia (Gaseb) 14 230 1.300 

Catu - Camaçari I 14 32 1.500 

Catu - Camaçari II 18 32 3.000 

BA 

Candeias - Camaçarí 10/12/14 37 1.250 

Candeias - Down - Camaçarí 14/10 37 2.200 

Down -Aratu - Camaçarí 14 28 1.000 

Fonte:Transpetro 

Total 1.613 

Tabela 30 – UTGs e UPGNs Existentes – Região Nordeste 

Estados 

UPGN 

Capacidade 

mil m 3 /dia 

Total 

CE Lubnor 350 350 

Guamaré I 2.400 

RN 

Guamaré II 2.200 

Guamaré III 1.500 

6.100 

AL Pilar 1.800 1.800 

SE 

BA 

Carmópolis 350 

Atalaia 2.800 

Catu 1.400 

Candeias 1.980 

Bahia 2.500 

S. Francisco 6.000 

3.150 

11.880 


Total 23.280


4.2.3. Estados da Região Sudeste 

A Figura 3, as Tabelas 31 e 32 apresentam as principais características das instalações de transporte e de processamento 

de gás natural da região Sudeste, com uma extensão total de 1.493 km de gasodutos, com diâmetros 

variáveis de 8 a 22 polegadas. 

Atualmente, a região Sudeste já possui instaladas Unidades de Processamento e Tratamento de Gás Natural 

que totalizam uma capacidade de processamento de 25,4 milhões de m 3 /dia. 

Figura 3 – Sistemas de Transporte e UPGNs Existentes – Região Sudeste

612 


Tabela 31 – Sistema de Transporte Existente – Região Sudeste 

Estado 

Gasoduto 



ES Lagoa Parda - Vitória 8 95 1.360 

Cabiunas - Reduc I (Gasduc I) 16 183 4.500 

RJ 

Cabiunas - Reduc II (Gasduc II) 20 183 9.500 

Reduc - Volta Redonda (Gasvol) 18 95 5.000 

RJ/SP Volta Redonda - Guararema (Gaspal) 22 325 5.000 

RJ/MG Reduc - Regap (Gasbel) 16 357 3.800 

Replan - Recap (Gasan) 22 60 7.200 

SP 

Recap - Rpbc (Gasan) 12 42 7.200 

Replan - Guararema (Gasbol) 24 153 9.200 

Total 1.493 

Fonte: Transpetro 

Tabela 32 – UTGs e UPGNs Existentes – Região Sudeste 

Estados 

UPGN 

Capacidade 

mil m 3 /dia 

Total 

ES 

RJ 

Lagoa Parda I 400 

Lagoa Parda II 1.500 

Cacimbas 3.500 

Cabiunas I 3.500 

Cabiunas II 620 

Cabiunas III 4.500 

Cabiunas IV 4.500 

Reduc I 2.500 

Reduc II 2.000 

5.400 

13.120 

4.500 

Fonte: Petrobras 

SP Cubatão 2400 2400 

Total 25.420 

4.2.4. Estados da Região Sul e Centro-Oeste 

A Figura 4 apresenta a rede de gasodutos da Região Sul e Centro Oeste. Observa-se que estas regiões não 

possuem nenhuma UPGN instalada por movimentarem gás natural oriundo da Bolívia, já processado e especificado 

para o transporte.


Figura 4 – Sistemas de Transporte Existentes – Região Sul e Centro Oeste 

A Tabela 33 apresenta as principais características das instalações de transporte de gás natural da Região Sul, 

com uma extensão total de 1.241 km de gasodutos com diâmetro de 22 e 24 polegadas, correspondendo ao trecho 

Sul do Gasbol. 

A Tabela 34 apresenta as principais características das instalações de transporte de gás natural da Região Centro 

Oeste, com uma extensão total de 1.531 km de gasodutos com diâmetro de 18 e 32 polegadas, correspondendo 

ao trecho Norte do Gasbol, incluindo o gasoduto de importação da Bolívia para o Estado de Mato Grosso, denominado 

de Lateral Cuiabá.

614 


Tabela 33 – Sistema de Transporte Existente – Região Sul 

Estado 

Gasoduto 



SP/PR/SC Replan - Siderópolis (Gasbol) 22 937 7.350 

SC/RS Siderópolis - Canoas (Gasbol) 22 254 1.900 

RS 

Gasbol - Triunfo 24 25 2.800 

Térmica Uruguaiana 24 25 2.800 

Total 1.241 

Fonte: Transpetro 

Tabela 34 – Sistema de Transporte Existente – Região Centro-Oeste 

Estado 

Gasoduto 



MS/SP Mutum - Replan (Trecho Norte do Gasbol) 32 1.264 3.080 

MT Lateral Cuiabá 18 267 2.800 

Total 1.531 


Como síntese dos quantitativos (km), constata-se a partir das Tabelas 27, 29, 31, 33 e 34 um total de 6.159 km 

de gasodutos existentes. 

4.3. Expansão da Infra-estrutura de Transporte de Gás Natural 

A análise da expansão da infra-estrutura de transporte de gás natural considerou os projetos já definidos pelo 

Plangas/Petrobras, os projetos definidos pelo PAC e outras ampliações que, sob o ponto de vista da EPE, se mostram 

necessárias, alguns deles em fase de estudos. 

4.3.1. Estados da Região Norte 

A construção de um gasoduto Coari - Manaus torna o sistema de transporte do Amazonas adequado para 

atendimento às térmicas e ao mercado de Manaus, no período de 2007 a 2016, cuja conclusão está prevista para 

2008 [6] ( Figura 5 e Tabela 35).


Figura 5 – Sistemas de Transporte - Ampliações – Região Norte 

Tabela 35 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Norte 

Estado 

Gasoduto 



Urucu - Coari (GLP) 10 280 - 

AM 

Coarí - Manaus 20 383 10.200 

Urucu - Porto Velho 14 520 2.320 


Total 1.183

616 


Apesar do andamento de estudos e providências para iniciar a construção do gasoduto Urucu-Porto Velho, 

possibilitando a conversão do parque térmico existente (Termo-Norte) para geração a gás natural, em Porto Velho, a 

viabilidade econômica deste gasoduto está sendo reavaliada, pois com a implantação do complexo hidrelétrico do 

Rio Madeira, que fornecerá energia elétrica para a região, a geração termelétrica se tornaria complementar e flexível, 

despachando apenas quando o complexo hidrelétrico tivesse sua geração reduzida 10 . 

A construção do duto de GLP entre Urucu e Coari, libera o atual duto para o transporte do gás natural, retornando 

este duto à sua finalidade original. 

Da mesma forma, a capacidade de processamento de gás natural nesta área atenderá às produções e movimentações 

previstas para o período de 2007 a 2016. 

4.3.2. Estados da Região Nordeste 

Para atender às necessidades de movimentação de gás natural nos estados do Nordeste estão previstas as 

construções de quatro novos gasodutos, além dos recém construídos: Atalaia – Itaporanga, Carmópolis – Pilar e 

Dow – Aratu – Camaçarí. Estas ampliações acrescerão nos sistema de transporte mais 534 km de novos dutos, não 

considerando o Gasene, significando um aumento percentual de 33%. A Figura 6 e a Tabela 36 apresentam o sistema 

com as ampliações mencionadas, detalhadas nos itens a seguir. 

Figura 6 – Sistemas de Transporte – Ampliações – Região Nordeste 

10 Não estão incluídos no PAC investimentos para a construção do gasoduto Urucu – Porto Velho, estimados em R$ 735 milhões (estimativa 

da EPE)


Tabela 36 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Nordeste 

Estados 

Gasoduto 



RN Serra do Mel - Açu 14 31,4 2.320 

AL/PE Pilar - Ipojuca 24 187 5.000 a 15.000 

BA/SE Catu - Itaporanga - Carmópolis 26 263,7 12.000 

Total 482,1 

Fonte: MME [6]; 

Estado do Ceará 

Da mesma forma, a capacidade de processamento de gás natural nesta área atende às produções e movimentações 


Estados do Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco e Alagoas 

No Estado do Rio Grande do Norte, as novas instalações restringem-se à construção de um ramal de 31,4 km, 

com 14 polegadas de diâmetro e vazão de 2.320 mil m 3 /dia, para o atendimento à Termo Açu, com prazo de conclusão 

no final de 2007 [6], e início de operação da Termo-Açu no início de 2008. 

Esta ampliação torna o sistema de transporte do Rio Grande do Norte adequado para atendimento às demandas 

de gás natural no período de 2007 a 2016. 

Da mesma forma, a capacidade de processamento de gás nesta área atende às produções e movimentações 


Estados da Bahia e Sergipe 

As necessidades de ampliações no sistema de transporte dos Estados da Bahia e Sergipe contemplam as construções 

do gasoduto Catu–Itaporanga e o gasoduto Itaporanga-Carmópolis, ambos com 26 polegadas de diâmetro 

e com capacidade de transportar 12.000 mil m 3 /dia de gás natural, com início de operação previsto para o final de 

2007 [6]. 

Não há previsão da ampliação da capacidade de processamento de gás natural nesta área, já considerando a 

recente instalação da UTG de São Francisco do Conde, ligada ao projeto de produção do campo de Manati. 

Estas ampliações, além da construção do gasoduto Cacimbas (ES) – Catu (BA) tornam o sistema de transporte 

dos Estados da Bahia e Sergipe adequado para atendimento às demandas de gás no período de 2007 a 2016. 

4.3.3. Estados da Região Sudeste 

Para atender as necessidades de movimentação de gás natural nos estados do Sudeste estão previstas construções 

de grandes gasodutos interligando as instalações do Estado do Espírito Santo com os sistemas da Bahia e 

Rio de Janeiro, assim como outras grandes ampliações nos estados de Minas Gerais e São Paulo. Estas ampliações 

acrescentarão nos sistemas de transporte do Sudeste mais 2.555 km de novos dutos, significando um aumento de 

171%, com a inclusão do Gasene (Figura 7).

618 


Figura 7 – Sistemas de Transporte -Ampliações – Região Sudeste 

A construção do gasoduto Cacimbas – Catu (Gasene), com capacidade de 20.000 mil m 3 /dia, possibilitará o 

transporte de gás natural produzido no Estado do Espírito Santo, para os estados do Nordeste a partir de 2009. 

Estas ampliações, e a consideração do início de operação do terminal de GNL no Rio de Janeiro, tornam o sistema 

de transporte de gás natural da região Sudeste adequado para atendimento às demandas deste combustível 

no período de 2007 a 2016. 

Quanto à capacidade de processamento de gás natural nesta área, estão previstas ampliações de 10.500 mil 

m 3 /dia no Estado do Espírito Santo, correspondente ao projeto inserido no PAC, denominado PLANGAS- UTG Cacimbas, 

qual seja a instalação de três unidades de processamento de gás (UPGN-CA) e três unidades de processamento 

de condensado (UPCGN-CA), que receberão gás rico proveniente dos campos de Golfinho, Camarupim e do Pólo de 

Peroá. Outros 15.000 mil m 3 /dia deverão ser instalados no Estado de São Paulo, na Unidade de Tratamento de Gás de 

Caraguatatuba (projeto contido no PAC) para adequar o produto às especificações da ANP, dotando todo o sistema 

com o dimensionamento adequado em processamento de gás para o período de 2007 a 2016. 

Nas Tabelas 37 e 38, a seguir, são apresentadas as ampliações anteriormente mencionadas.


Tabela 37 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Sudeste 

Estado 

Gasoduto 



Cacimbas - Catu 26 980 20.000 

ES 

Vitória - Cacimbas 16/26 130 20.000 

Cabiunas - Vitória 28 300 20.000 

RJ/MG Cabiunas - Reduc (Gasduc III) 30 183 30.000 

RJ/MG Gasbel II 16/18 291,5 6.900 

RJ/MG Japeri - Reduc 28 40 5.000 a 15.000 

SP Caraguatatuba - Taubaté 26 101,5 15.000 

SP/MG Paulínia - Jacutinga 14 80 5.000 

SP/RJ Replan - Japerí (Campinas - Rio) 28 448 8.600 

SP Gaspal II 22 100 8.500 

Total 2.654 

Fonte: / Petrobrás 

Tabela 38 – Novas UPGNs – Região Sudeste 

Estados 

UPGN 

Capacidade 

mil m 3 /dia 

Total 

ES 

SP 

Cacimbas II 3.500 

Cacimbas III 3.500 

Cacimbas IV 3.500 

Cacimbas V 3.500 

Nova UPGN 1 3.500 




14.000 

14.000 

Total 28.000 

Fonte: / Petrobrás 

4.3.4. Estados da Região Sul e Centro-Oeste 

Como síntese dos quantitativos (km), constata-se a partir das Tabelas 35, 36 e 37 um total de 4.371 km de gasodutos 

planejados. 

4.3.5. Novos Sistemas em Estudos 

Alguns Estados brasileiros não atendidos por gasodutos até 2002 pleiteiam a construção de infra-estrutura de 

transporte de gás natural utilizando recursos da Conta de Desenvolvimento Econômico – CDE (Lei n° 10483/2002). 

Nesses Estados foram criadas companhias distribuidoras de gás natural canalizado que promoveram estimativas de 

mercados potenciais. Paralelamente, também foram criadas companhias transportadoras de gás natural e em seguida 

foram encaminhados processos ao MME solicitando os enquadramentos dos projetos de transporte dutoviário 

de gás natural, segundo as regras estabelecidas pelo Ministério. 

Conforme as regras definidas no Manual de Instruções da CDE, havendo insuficiência de recursos da CDE para

620 


atendimento de todos os pedidos, procedem-se análises de prioridade segundo os critérios definidos no mesmo 

Manual. Há que se considerar, que em termos de atratividade econômica, estes projetos de gasodutos são de grande 

risco, portanto requerem análises de grande complexidade incluindo os benefícios indiretos de estímulo aos desenvolvimentos 

regionais. 

Apresenta-se a seguir um resumo das estimativas de mercado potencial de gás natural elaborado pelas Cias 

Distribuidoras destes Estados. 

Estado de Rondônia 

De acordo com o projeto da TNG, (Empresa constituída pela Gaspetro/Petrobras e a Dutonorte), esse gasoduto 

tem capacidade de transportar cerca de 2,3 milhões de m 3 /dia de gás natural, sem compressão e 3,5 milhões de m 3 /dia 

com compressão, possibilitando a conversão dos 500 MW do parque térmico existente para geração com gás natural. 

As Usinas Termonorte com um total de 409 MW já se encontram habilitadas a operação a gás natural. (Pedroso, 2007) 

Estado do Pará 

A Cia de Gás do Pará realizou levantamentos da potencialidade de utilização de gás natural nos segmentos 

industrial, automotivo e cogeração, tendo sido identificada uma demanda potencial, no curto-médio prazo, de cerca 

de 0,6 milhões de m 3 /dia e, no médio-longo prazo, de cerca de 1,5 milhões de m 3 /dia. (Luczynski, 2007). 

Atualmente estes dados estão sendo revisados, através de estudo de levantamento de mercado detalhado 

para todo o estado. Entre as alternativas aventadas para o suprimento da demanda de gás do Pará incluem-se a 

interligação com o Maranhão (projeto do Gasoduto Meio Norte), o projeto do Grande Gasoduto do Sul (importação 

da Venezuela) e importação de GNL. (Luczynski, 2007). 

Estado do Maranhão 

A Cia Maranhense - GASMAR realizou levantamento do mercado de gás natural na sua área de concessão, 

identificando demandas potenciais de cerca de 1,3 milhões de m 3 /dia em 2009, 1,4 milhões de m 3 /dia em 2012 e 1,7 

milhões de m 3 /dia em 2016. Estes potenciais podem atingir 2,0 milhões de m 3 /dia em 2009, 2,2 milhões de m 3 /dia 

em 2012 e 2,6 milhões de m 3 /dia em 2016, na hipótese de substituição do carvão mineral 

Segundo a GASMAR, o atendimento da demanda deste estado se daria a partir da concretização do projeto 

denominado de Gasoduto Meio Norte, compreendendo 1.895 km de extensão total, ligando, no seu tramo principal, 

as cidades de Fortaleza (CE), Terezina (PI) e São Luiz (MA), além de outros ramais. (Travincas, 2007). 

Estado do Piauí 

A Cia de Gás do Piauí – GASPISA realizou levantamento do mercado de gás natural na sua área de concessão, 

identificando demandas potenciais para os segmentos GNV, residencial e industrial de cerca de 22 mil de m 3 /dia em 

2009, 66 mil de m 3 /dia em 2012 e 150 mil de m 3 /dia em 2016. 

De acordo com a GASPISA, o atendimento da demanda deste estado se daria a partir da concretização do projeto 

denominado de Gasoduto Meio Norte13, compreendendo 1.895 km de extensão total, ligando, no seu tramo 

principal, as cidades de Fortaleza (CE), Terezina (PI) e São Luiz (MA), além de outros ramais. (Oliveira, 2007). 

Estado de Goiás e Distrito Federal 

A Cia Brasiliense de Gás – CEBGAS e a Agência Goiana de Gás Canalizado – GOIASGAS realizaram levantamento 

de mercado, em suas respectivas áreas de concessão, considerando os segmentos industrial, residencial/comercial e 

automotivo, onde foram identificados mercados potenciais de 50 mil m 3 /dia em 2009, 1,4 milhão de m 3 /dia em 2012 

e 2,2 milhões de m 3 /dia em 2012 para a GOIASGAS e 45 mil m 3 /dia em 2009, 0,6 mil de m 3 /dia em 2012 e 0,8 milhões 

de m 3 /dia em 2012 para a CEBGAS 

Segundo a GOIASGAS e a CEBGAS, esta demanda seria atendida através da concretização do projeto do Gasoduto 

do Brasil Central, ligando São Carlos (SP) , Goiana e Brasília, com 885 km, além de dois outros ramais com mais 

595 km. (Sá e Lima, 2007).


4.4. Estimativa de Investimentos 

É previsto para os próximos 10 anos um elevado montante de investimentos necessários à expansão da infraestrutura. 

A Tabela 39 mostra o resumo dos investimentos previstos referentes aos gasodutos. 

Tabela 39 – Resumo dos Investimentos em Gasodutos 

Região Custo milhões de R$ 

Norte 2.285 

Brasil 

Nordeste 1.540 

Sudeste 6.210 

Sul 310 

Total 10.325 

Fonte: Balanço Quadrimestral do PAC, set/07. 

4.5. Expansão da Infra-Estrutura Via GNL 

A instalação de terminais de regaseificação de GNL podem complementar, ou servir como alternativa, às ampliações 

adicionais na infra-estrutura de gasodutos. 

O Plano Decenal de Expansão da Geração Termelétrica indica a instalação de novas usinas termoelétricas (indicativas) 

no sul/sudeste e nordeste do país. Estas indicações estão divididas em duas hipóteses, denominadas Trajetória 

Superior e Trajetória Inferior. A Tabela 45 mostra para estas trajetórias o consumo equivalente, em 2016, para 

cada uma destas regiões do país, caso o combustível venha a ser gás natural. Os valores desta tabela tomam como 

base as indicações do Capítulo III-1 – Geração de Energia Elétrica , atualizando-as à luz das informações do leilão de 

energia nova realizado em de junho de 2007. 

Tabela 40 – Expansão das Termelétricas Indicativas 

Região 


Consumo de Gás - mil m 3 /dia 


NE 9.654 7.460 

SE 29.183 9.654 

Brasil 38.837 17.115 

Estas demandas podem ser atendidas através de projetos, que integrem em uma mesma área, usinas termelétricas 

e um terminal de regaseificação de GNL. Além do atendimento da demanda termelétrica, o terminal de GNL 

também poderia atender às outras demandas existentes na região. 

Verifica-se que as térmicas indicativas elevarão consideravelmente a demanda do segmento de geração elétrica 

da Região Nordeste, no horizonte dos próximos dez anos. Estes cenários de grandes elevações dos consumos das 

termelétricas, associados ao crescimento da demanda das distribuidoras de gás natural, induz à necessidade de instalação 

de novos terminais de GNL, além do terminal já previsto para o Ceará, ampliando, desta maneira, a oferta de 

gás natural da região, a qual possui tendência declinante de produção local. Ademais, os sistemas de abastecimento 

por GNL deverão propiciar maior flexibilidade de atendimento ao mercado termelétrico. 

Observando-se a trajetória superior, verifica-se a tendência de aumento considerável da demanda termelétrica 

a partir do ano de 2010. Neste cenário, a instalação de novos terminais de GNL, além do previsto atualmente 

para a Baía de Guanabara, será necessária, caso não se confirmem grandes volumes de novas descobertas de gás 

natural nas bacias sedimentares brasileiras em exploração, a tempo de produzir para o atendimento das demandas 

de gás natural projetadas.

622 


O GNL, uma vez entregue em um terminal de regaseificação, também pode ser novamente transferido via 

terrestre para locais não atendidos pela malha de gasodutos, através de carretas criogênicas, aumentando assim a 

sua utilização. 

O GNL é também comumente utilizado como um pulmão para períodos de elevação temporária da demanda 

de gás natural ou, ainda, quando a infra-estrutura existente de gasodutos não permitir a movimentação entre áreas 

com disponibilidade excedente de oferta e áreas com demanda não atendida. Esta situação poderá ocorrer quando 

houver a necessidade de várias usinas termelétricas despachando ao mesmo tempo. 

Existem hoje no mercado dois tipos de regaseificação: a regaseificação clássica onde os tanques criogênicos 

e os trocadores de calor da regaseificação são instalados em terra e a regaseificação “offshore”. A escolha entre uma 

ou outra opção depende, basicamente, do prazo mínimo para o atendimento do mercado e, também, da duração 

prevista para o terminal operar (longo ou curto prazo). 

4.5.1. Custos da Cadeia do GNL 

Os custos na cadeia de GNL vêm caindo nos últimos anos. Em um projeto de GNL existem quatro principais 

componentes de custo, são eles: 

a. O preço do gás natural, que inclui os custos do gás desde o reservatório até a planta (incluído o transporte 

do gás até a planta de liquefação); 

b. A liquefação (incluindo o armazenamento do GNL na planta); 

c. O transporte; e 

d. A regaseificação (incluindo a descarga, armazenamento e a regaseificação). 

Normalmente, a produção de gás natural representa entre 15 e 20% dos custos totais. A planta de liquefação, 

incluindo o armazenamento, representa entre 30 e 45% do custo total. O transporte, entre 10 e 30%, e a regaseificação, 

entre 15 a 25% [8]. 

A seguir serão analisados os custos da cadeia do GNL. 

Custos de Liquefação do Gás Natural 

Normalmente o custo de liquefação do gás natural é o maior de toda a cadeia do GNL. Para que haja a decisão 

de investimento, em uma planta de liquefação de gás natural, é necessário envolver previamente todos os agentes 

relacionados à sua cadeia. Os agentes não são apenas aqueles envolvidos na implementação do projeto e dos elos 

da cadeia, mas também os que atuam de forma indireta, através da regulamentação, organização e estruturação, tais 

como governos e agências reguladoras. 

Atualmente o custo de liquefação do gás natural, incluindo o armazenamento de GNL na planta, gira em torno 

de US$ 1,3 e 1,8 por milhão de Btu. 

Custos do Transporte de Gás Natural 

O custo do transporte de GNL tem grande variação, dependendo da distância percorrida entre a fonte produtora 

e a consumidora. Existe uma variação de mais de cinco vezes entre os custos mínimo e máximo do transporte 

de GNL para os Estados Unidos, por exemplo, dependendo se o mesmo vem da de Trinidad & Tobago (valor mínimo) 

ou do Catar (valor máximo). 

Em relação ao Brasil, as fontes existentes mais próximas e, portanto, com tarifas mais baixas no transporte de 

GNL seriam Trinidad & Tobago, Venezuela e Nigéria. 

A partir de uma série de dados de tarifas de transporte de GNL, a EPE relacionou o custo do transporte do GNL 

em função da distância entre o vendedor e o comprador. Para um transporte de GNL a uma distância por exemplo 

de 3.000 km teria uma tarifa de transporte em torno de US$ 0,28 por milhão de Btu. 

Custos de Estocagem e Regaseificação do GNL 

O maior custo de uma unidade de regaseificação é o custo de seus tanques criogênicos de estocagem de GNL. 

Por operarem em baixíssimas temperaturas, os mesmos devem ser construídos com material especial (aço inox 304


ou com 9% de níquel) e possuir um bom isolamento térmico para evitar a evaporação indesejável de GNL. 

Nos EUA, o custo de um tanque padrão com capacidade de 153.000 m 3 de GNL, ou seja, com uma estocagem 

equivalente a 91 milhões de m 3 de gás natural estimado em US$ 75 milhões 11 . Este valor pode representar até um 

terço do custo de capital de um terminal de regaseificação, segundo estimativas feitas pelo Energy Information Administration 

- EIA. 

Os terminais de regaseificação são compostos por tanques de GNL, regaseificadores e outros equipamentos e 

estão normalmente localizados no litoral, pois o transporte do GNL é feito por grandes navios. Muitas vezes a regaseificação 

utiliza o frio liberado para outras finalidades, em geral ligado à indústria de alimentos. 

Atualmente existem alternativas economicamente viáveis para aproveitamento energético dos subprodutos 

derivados do processo de regaseificação do GNL como, por exemplo, o aproveitamento da sua criogenia no processo 

de separação do ar, refrigeração, geração de energia elétrica, etc. Além disso, existem outras alternativas em 

fase de desenvolvimento e aperfeiçoamento, visando torná-las atrativas comercialmente e, desta forma, tornar a 

importação do GNL menos dispendiosa. 

Segundo o Cambridge Energy Research Associates (CERA) o custo de estocagem e regaseificação, já considerando 

os custos de capital e operacional, variam entre US$ 0,4 e 0,6 por milhão de Btu. Já segundo o EIA elas variam conforme 

o volume e a região, indo desde US$ 0,33 por milhão de Btu para um terminal de 56,0 milhões de m 3 por dia no 

México, Texas ou Louisiana, até US$ 0,91 para um terminal de 14,0 milhões de m 3 por dia no Maine ou em Nova York. 

4.5.2. Investimentos na Regaseificação e Prazos de Construção 

Existem dois tipos de terminais de regaseificação: o convencional e o terminal “offshore”. 

Os prazos de construção de um terminal convencional de regaseificação de GNL são bastante conhecidos do 

mercado, já os prazos de construção de um terminal offshore, que apareceram há pouco tempo, foram estimados 

pela EPE. A Figura 9 mostra os prazos de construção de um terminal convencional, enquanto a Figura 10 os de um 

terminal offshore. 

Figura 8 – Prazos de Construção de um Terminal de Regaseificação Convencional 

Conceitual 

2 - 4 meses 

FEED 

Contratação 

EPC + Comissionamento 

6 - 8 meses 

4 - 6 meses 

36 - 40 meses 

Estudos + Licença Ambiental + ANP 

12a18meses 

Licença de operação + ANP 

2 a 4 meses 

Prazo Total 

Prazo total 48 a 60 meses 

Figura 9 – Prazos de Construção de um Terminal de Regaseficação Offshore 

Conceitual 

1 - 2 meses 

FEED 

Contratação 

EPC + Comissionamento 

5 - 6 meses 

4-6meses 

12 - 18 meses 

Aluguel do Navio 

2-3meses 

Adaptação do sistema de regas ao navio 

12 - 16 meses 

Estudos + LP + LI + AC 

12 a 18 meses 

Licença de operação + ANP 

Prazo Total 

Prazo total 24 a 34 meses 

1a2meses 

Segundo o EIA, um terminal convencional com capacidade de 14,0 milhões de m 3 por dia (0,5 bilhão de pés 3 

por dia), da mesma ordem de grandeza do terminal anunciado pela Petrobras para a baía de Guanabara, teria uma 

composição de custos de capital conforme a mostrada na Tabela 41. 

11 Phang, Chetha - 2006

624 


Custos de Capital 

Tabela 41 – Custos de Capital na Regaseificação de GNL 

Total 

(milhões de US$) 

% do Total 

1 tanque criogênico de 153.000 m 3 75 17 

Pier 50 11 

Vaporizadores 22,8 5 

Melhorias no local / estradas 20 5 

Edificações & Serviços 25 6 

Tubulações, controles e utilidades 35 8 

Instalações 75 17 

Engenharia e Gerenciamento de Projeto 40 9 

Terreno 70 16 

Contingência (7% do total) 29 6 

Total 442 100 

Fonte: EIA [3] 

Segundo o mesmo estudo do EIA, os custos de operação e manutenção do terminal seriam de 2,0% do custo de 

capital e de consumo, mais as perdas de GNL (por vazamento, não liquefação do GN, perdas na distribuição, eficiência e 

etc.) estimadas em 1,5%. O consumo interno do terminal de regaseificação é equivalente a 9 MW de potência elétrica. 

O custo de capital de um terminal tipo FSRU (Floating Storage Regaseification Unit) depende muito das estruturas 

portuárias existentes no local de sua implantação, tais como calado, existência de cais etc. O custo do tanque 

criogênico, dos vaporizadores e do terreno, existentes no terminal convencional, deixam de existir, aparecendo em 

seu lugar custos operacionais, sendo o principal o aluguel de navios. 

A estrutura de custos de um terminal de regaseificação tipo FSRU difere bastante de um terminal convencional. 

Os custos de capital são bem menores, no entanto, os custos operacionais são bem superiores 12 . 

Os projetos de novos terminais de GNL, além dos já atualmente definidos, devem ser estudados como alternativa 

à complementação da oferta interna para o atendimento ao mercado crescente no Brasil. Entretanto, há que se levar em 

conta o prazo da decisão, haja vista a possibilidade de resultados favoráveis das campanhas exploratórias em curso. 

Esta decisão não deverá ser postergada além do final de 2008, de forma a compatibilizar a necessidade com o 

tempo hábil para a ampliação da oferta de gás, incluindo a expansão prevista para as demandas das termelétricas. 

5. Aspectos Socioambientais 

É a seguir apresentada uma visão geral dos aspectos socioambientais decorrentes do processamento, transporte 

e utilização do gás natural. 

É também apresentada uma análise socioambiental da malha de gasodutos planejados, utilizando uma metodologia 

similar àquela utilizada para as linhas de transmissão de energia elétrica. 

Como observação geral, considerando as tecnologias atualmente disponíveis, o gás natural pode ser considerado 

o combustível fóssil menos poluente, em termos globais. As principais vantagens ambientais associadas ao uso 

do gás natural são: sua queima produz quantidades muito pequenas de óxidos de enxofre e material particulado, 

além de reduzir substancialmente as emissões de dióxido de carbono. 

12 O investimento total previsto no PAC, para os dois terminais marítimos de regaseificação, a serem instalados no Rio de Janeiro e no Ceará, 

incluindo a infra-estrutura necessária, foi estimado em R$ 2,9 bilhões.


5.1. Processamento de Gás Natural 

O processamento do gás natural pode ser definido como a série de beneficiamentos pelos quais essa substância 

passa para alcançar a especificação preconizada na Portaria ANP nº. 104, de 08.07.2002. 

A Tabela 42 apresenta a especificação do gás natural comercializado em território nacional. As Unidades de 

Processamento de Gás Natural devem adicionar uma substância odorante ao gás por medida de segurança, para 

facilitar a identificação de vazamentos. 

Os principais impactos da implantação e operação de unidades para o processamento de gás natural estão 

relacionados à perda de habitats, emissões atmosféricas, lançamento de efluentes, emissão de ruído e geração de resíduos 

sólidos [18]. De outro lado, pode-se destacar que a implantação de atividades relacionadas ao processamento 

de gás natural traz vantagens decorrentes do aumento da oferta de emprego e geração de demanda por serviços, 

com conseqüente incremento na arrecadação de impostos, em especial na etapa de construção. Durante a operação 

vale ressaltar o aumento da disponibilidade de gás natural, como impacto positivo, possibilitando o atendimento de 

parte da demanda crescente por esse energético no país. 

Unidades de processamento de gás natural podem ainda propiciar a dinamização da economia local e o aumento 

da oferta de postos de emprego. Também é observada interferência no cotidiano da população local seja 

pelo aumento no tráfego de veículo e do ruído seja pela pressão sobre a infra-estrutura de serviços essenciais. Vale 

ressaltar, ainda, alteração no uso e ocupação das terras para a implantação e operação da unidade industrial, restringindo-se 

em geral à área de implantação. 

Tabela 42 – Especificação do Gás Natural (1) 

(2) (3) 

Limite Método 

Característica 

Unidade 

Norte 

Nordeste 

Sul, Sudeste, 

Centro-Oeste 

ASTM Nº 

Poder calorífico superior (4) 

kJ/ m3 

kWh/m3 

34.000 a 38.400 

9,47 a 10,67 

35.000 a 42.000 

9,72 a 11,67 

D 3588 6976 

Índice de Wobbe (5) kJ/m3 40.500 a 45.000 46.500 a 52.500 — 6976 

Metano, mín. % vol. 68,0 86,0 86,0 D 1945 6974 

Etano, máx. % vol. 12,0 10,0 10,0 

Propano, máx. % vol. 3,0 3,0 3,0 

Butano e mais pesados, máx. % vol. 1,5 1,5 1,5 

Oxigênio, máx. % vol. 0,8 0,5 0,5 

Inertes (N 2 

+ CO 2 

), máx. % vol. 18,0 5,0 4,0 

Nitrogênio % vol. Anotar 2,0 2,0 

Enxofre Total, máx. mg/m 3 70 70 70 D 5504 

Gás Sulfídrico (H 2 

S), máx. (6) mg/m 3 10,0 15,0 10,0 D 5504 

6326-2 

6326-5 

6326-2 

6326-5 

Ponto de orvalho de água a 1 

atm, máx. 

ºC –39 –39 –45 D 5454 — 

Fonte: Portaria ANP Nº. 104, de 8.7.2002 – DOU 09.07.2002 

Observações: 

(1) O gás natural deve estar tecnicamente isento, ou seja, não deve haver traços visíveis de partículas sólidas e partículas líquidas. 

(2) Limites especificados são valores referidos a 293,15K (20ºC) e 101,325kPa (1atm) em base seca, exceto ponto de orvalho. 

(3) Os limites para a região Norte se destinam às diversas aplicações exceto veicular e para esse uso específico devem ser atendidos os limites equivalentes à 

região Nordeste. 

(4) O poder calorífico de referência de substância pura empregado neste Regulamento Técnico encontra-se sob condições de temperatura e pressão equivalentes 

a 293,15K, 101,325kPa, respectivamente em base seca. 

(5) O índice de Wobbe é calculado empregando o Poder Calorífico Superior em base seca. Quando o método ASTM D 3588 for aplicado para a obtenção do 

Poder Calorífico Superior, o índice de Wobbe deverá ser determinado pela fórmula constante do Regulamento Técnico. 

(6) O gás odorizado não deve apresentar teor de enxofre total superior a 70mg/m3.

626 


5.2. Transporte de Gás Natural 

Após ser produzido e processado, o gás natural deve ser transportado até os pontos de entrega (City-gates) e, 

destes, até os consumidores. O transporte de gás natural é realizado, principalmente através de gasodutos ou com 

a utilização de barcaças e navios especiais, quando na forma de GNC ou GNL. Os dutos são a forma mais segura de 

transportar grandes volumes de gás natural a grandes distâncias, pois os sistemas de supervisão e controle aumentam 

a eficiência e a segurança das operações. O transporte por dutos é constante, durante as 24 horas do dia, praticamente 

independe de fatores externos e possui alta eficiência energética, pois somente a carga se move. 

As atividades relacionadas à implantação (construção e montagem) e operação de gasodutos produzem impactos 

ambientais e sociais. Do ponto de vista do meio biótico, as interferências restringem-se, em geral, às faixas de 

servidão e podem ser sumarizados na alteração de remanescentes florestais e pressão sobre a fauna e a flora [19]. 

Se considerarmos os impactos sobre o meio antrópico, relatamos a dinamização da economia local e o aumento 

da oferta de postos de trabalho. Releva destacar o aumento na disponibilidade de gás natural transportado por 

meio de gasodutos. De outro lado, é possível observar interferências no cotidiano da população local e na infra-estrutura 

urbana, e ainda pressão sobre a infra-estrutura urbana devido à demanda de insumo, serviços e alocação de 

mão-de-obra [20]. Vale ressaltar, também, interferências com o uso e ocupação das terras, nas fases de implantação 

e operação dos gasodutos, restrigindo-se, principalmente às faixas de servidão. 

5.3. Utilização do Gás Natural 

O gás natural tem um amplo espectro de aplicações. Suas principais utilizações têm sido como combustível 

industrial, comercial, veicular e residencial, e na recuperação secundária de petróleo em campos petrolíferos, através 

de sua reinjeção no reservatório. Também é utilizado como matéria-prima nas indústrias petroquímica (plásticos, 

tintas, fibras sintéticas e borracha) e de fertilizantes (uréia, amônia e seus derivados), e para redução do minério de 

ferro na indústria siderúrgica [11]. 

Outra forma de utilização do gás natural é como combustível na geração de eletricidade, seja em usinas termelétricas, 

ou em unidades industriais, instalações comerciais e de serviços, em regime de cogeração (produção 

combinada de vapor e eletricidade). 

O uso do gás natural em residências já é comum em grandes cidades seja para cocção de alimentos ou para o 

aquecimento ambiental (que representa um significativo mercado de gás natural em países de clima frio). 

O impacto mais importante de sua utilização como combustível é a geração de gases de efeito estufa e poluentes 

atmosféricos. Porém, se comparado a outros combustíveis fósseis, se apresenta como o mais “limpo” de todos. A 

Tabela 43 apresenta os fatores de emissão para vários combustíveis de origem fóssil. 

Tabela 43 – Fatores de Emissão Utilizados na Estimativa das Emissões de Gases de Efeito Estufa 

Combustível 

Fator de Emissão 

(tCO 2 

equivalente / MWh) 

CO 2 

CH 4 

N 2 

O 

Gás Natural (1) 0,44893 0,00099 0,00000 

Carvão Nacional (2) 1,11593 0,00015 0,00288 

Óleo Diesel 0,88905 0,00023 0,00149 

Óleo Combustível 0,77388 0,00019 0,00093 

Fonte: adaptado de LA ROVERE, 1999 [7]. 

(1) 

Plantas a ciclo combinado. 

(2) 

Carvão das minas de Jacuí e Candiota – RS.


5.4. Metodologia e Procedimentos de Análise 

Foi efetuada uma primeira análise dos gasodutos previstos neste Plano Decenal, tendo-se utilizado, para tanto, 

uma metodologia similar àquela adotada para as linhas de transmissão, e seguindo, sempre que possível, os procedimentos 

metodológicos gerais propostos para os estudos socioambientais [5]. 

As análises tiveram início com o levantamento dos dados necessários e a elaboração do mapeamento, realizado 

com as informações públicas disponíveis. 

Com base nestas orientações, a análise socioambiental tomou como referência o mapeamento das principais 

características socioambientais do território nacional, ao qual foi acrescentada a malha de gasodutos existente e a 

malha de gasodutos planejada, segundo a alternativa disponível em novembro de 2006. 

Essas informações estão disponíveis em diferentes bases de dados no sistema de informações georreferenciadas. 

Um tratamento analítico mais detalhado foi dedicado às informações referentes aos biomas e às unidades de 

conservação. 

Procurou-se destacar aquelas áreas onde ocorre uma maior concentração de projetos e as suas principais características 

socioambientais. Dentre essas características foram identificados: 

• os principais ecossistemas; 

• as áreas protegidas (Unidades de Conservação e Terras Indígenas); e 

• as regiões metropolitanas. 

A análise socioambiental deste ciclo de planejamento constitu-se no primeiro passo para a organização das 

informações (georreferenciadas e outras) para o planejamento decenal do sistema de energia brasileiro. 

Metodologia 

Observa-se que não existe ainda uma proposição metodológica consolidada para o desenvolvimento das 

análises ambientais no planejamento, no horizonte decenal, para os projetos de gasodutos, como existe para o 

planejamento da geração elétrica. 

Assim, com base na metodologia utilizada para as linhas de transmissão, foram executados os seguintes passos 

para o desenvolvimento do trabalho: 

• caracterização da malha de gasodutos existente e dos principais aspectos socioambientais, incluindo a elaboração 

de mapa da situação atual; 

• coleta de informações sobre os projetos previstos no horizonte deste ciclo de planejamento; 

• mapeamento georreferenciado das informações obtidas, base para todas as análises; 

• sinalização de áreas ou regiões sensíveis socioambientalmente, destacando as áreas legalmente protegidas, 

as áreas com restrição de uso, as áreas consideradas prioritárias para conservação da biodiversidade, e as áreas metropolitanas; 

• levantamento inicial dos prazos médios para realização de estudos, obtenção de licenças e construção de 

gasodutos e realização de uma análise processual preliminar; 

• consolidação das informações para os níveis de abordagem propostos em mapas e relatórios. 

O desenvolvimento dos critérios e procedimentos, bem como as avaliações dos projetos, deve ser elaborado 

de forma mais aprimorada ao longo de 2007, contando com o apoio dos agentes envolvidos. 

5.5. Caracterização da Malha Existente 

O gás natural após ser produzido, em campos de gás associado e não associado, é tratado, processado ou 

condicionado para atender as especificações exigidas para o seu transporte em UPGNs (unidades de processamento 

de gás natural), e então deve ser levado através de gasodutos até as distribuidoras que se encarregam de levá-lo aos 

consumidores finais. Este gás natural pode também ter sua origem fora do Brasil, como já ocorre com o gás natural 

boliviano e o argentino, tornando as distâncias entre a produção e o consumo ainda maiores. 

No item 4.2 é apresentada uma descrição do sistema de gasodutos existentes, de onde se constata que a 

extensão da malha atual de gasodutos de transporte no Brasil é de 6.159 km. Esse montante pode ser considerado 

pequeno para um país de dimensões continentais como o Brasil e que tem produção de gás natural em estados tão

628 


distantes uns dos outros, como o Amazonas, Alagoas, Rio de Janeiro e São Paulo. A Figura 11 apresenta a malha de 

gasodutos existente. 

Com base nessa figura, observa-se que a região Sul-Sudeste tem a maior e mais complexa malha de gasodutos 

do País. Duas transportadoras operam na malha Sul-Sudeste, a TBG e a Transpetro, além da TSB com um trecho de 25 

km no final do Gasbol (não levado em conta nesta análise por ser apenas um trecho de ligação). 

A Tabela 44 e o Gráfico 14 apresentam a distribuição do percentual referente à malha de gasodutos implantada 

em cada bioma brasileiro. 

Tabela 44 – Percentual da Malha de Gasodutos Existente por Biomas Brasileiros (%) 

Bioma (1) 

Percentual de Faixas de Gasodutos 

Amazônia 4,45 

Caatinga 12,08 

Campos Sulinos 0,42 

Cerrado 16,78 

Costeiro 4,89 

Mata Atlântica 58,51 

Pantanal 2,77 

Total Brasil (6.159 km) 100 

Fonte: baseado em dados estimados a partir da digitalização realizada pela EPE. 

Dados de extensão total obtidos nas páginas de internet da Transpetro e da TBG. 

(1) Classificação segundo IBGE 

Gráfico 14 – Percentual da Extensão da Malha de Gasodutos por Bioma 

4,89% 

Costeiro 

16,78% 58,51% 

Cerrado 


0,42% 


12,08% 

Caatinga 

4,55% 

Amazônia 

2,77% 

Pantanal


Figura 10 – Malha de Gasodutos Existente sobre Mapa de Biomas 

A análise das informações acima permite também concluir que os biomas com maior concentração de faixas 

de gasodutos são a Mata Atlântica e a Caatinga, áreas bastante degradadas, com ocupação humana intensa e concentrada 

no litoral do país, no caso da Mata Atlântica.

630 


5.6. Análise Socioambiental da Malha Planejada 

Para o período 2006/2009, os estudos da EPE e as informações disponíveis na Petrobras e no MME, em novembro 

de 2006, indicam um conjunto de 20 projetos, os quais são apresentados na Tabela 46. Esta tabela resume as 

informações anteriormente apresentadas no item 4.3. 

Constata-se que a expansão da malha de gasodutos de transporte no Brasil será de 4.632 km (aproximadamente 

90 km 2 em faixas de passagem), acrescentando cerca de 70% à malha hoje existente. 

Destaca-se que a expansão está localizada, principalmente, na região Sudeste, com cerca de 56% da malha de 

gasodutos prevista no que se refere a extensão de dutos. A segunda região onde ocorrerá aumento significativo na 

malha é a região Norte com cerca de 26%. Para as regiões Nordeste e Sul estão previstos cerca de 12 e 6% da extensão 

da malha de gasodutos, respectivamente. 

Observa-se uma tendência de expansão da malha para a região Nordeste, com a construção do GASENE, que 

integra as regiões Nordeste e Sudeste, com 1.410 km de extensão (trechos Cacimbas – Catu, Vitória – Cacimbas e 

Cabiunas – Vitória), responsável por aproximadamente 31% da malha planejada. 

Tabela 45 – Gasodutos Previstos para o Período 2007-2009 

Estado 

Gasoduto 



Data prevista 

Coarí - Manaus 20 383 10.200 2008 

AM 

Urucú - Porto Velho 14 520 2.320 2009 

Urucu - Coari (GLP) 10 280 - 2008 

Total - Norte 1.183 

CE Pecen - Lubnor 14 52 6.000 ND 

RN Serra do Mel - Açu 14 31,4 2.320 2008 

AL/PE Pilar - Ipojuca 24 187 5.000 a 15.000 2009 

BA/SE Catu - Itaporanga - Carmópolis 26 263,7 12.000 2007 

Total - Nordeste 534 

Cacimbas - Catu 26 980 20.000 2009 

ES 

Vitória - Cacimbas 16/26 130 20.000 2007 

Cabiunas - Vitória 28 300 20.000 2007 

Cabiunas - Reduc (Gasduc III) 30 183 30.000 2009 

RJ/MG 

Gasbel II 16/18 291,5 6.900 2008 

Japeri - Reduc 28 40 5.000 a 15.000 2009 

SP Caraguatatuba - Taubaté 26 101,5 15.000 2009 

SP/MG Paulínia - Jacutinga 14 80 5.000 2008 

SP/RJ Replan - Japerí (Campinas - Rio) 28 448 8.600 2007 

SP Gaspal II 22 100 8.500 2009 

Total Sudeste 2.654 

PR Looping Araucária 24 80 9.000 ND 

PR/SC Looping Biguaçu 24 40 9.000 ND 

SC Looping Siderópolis 24 141 3.300 ND 

Total - Sul 261 

Total - Brasil 4.632 

ND – não definido


A Figura 12 apresenta o conjunto de obras planejadas sobre o mapa de vegetação. 

Na Figura 13 é apresentado o mapa de caracterização socioambiental do terrritório nacional e, sobre ele, a 

malha de gasodutos existentes e planejados. 

Figura 11 – Malha de Gasodutos Planejada sobre Mapa de Biomas

632 


Figura 12 – Malha de Gasodutos Existente e Planejada sobre Mapa de Caracterização Socioambiental 

Complementando, a Tabela 46 e o Gráfico 15 apresentam a distribuição do percentual referente à malha de gasodutos 

planejada em cada bioma brasileiro e, finalmente, na Tabela 47 é feita uma síntese das informações relativas 

aos gasodutos existentes, planejados e do conjunto existentes+planejados.


Tabela 46 – Percentual da Malha de Gasodutos Planejados por Biomas Brasileiros (%) 

Bioma (1) 

Percentual de Gasodutos 


Caatinga 3,25 


Cerrado 0,69 

Costeiro 0,38 


Pantanal 0,00 

Total Brasil (4.632 km) 100 




Gráfico 15 – Percentual de Extensão da Malha de Gasodutos Planejada por Biomas 

0,65% 


3,25% 

Caatinga 

0,69% 

Cerrado 

0,38% 

Costeiro 

25,90% 

Amazônia 

69,13% 

Mata Atlântica

634 


Tabela 47 – Percentual da Malha de Gasodutos por Biomas Brasileiros (%) 

Bioma (1) 

Percentual de Faixas 

Gasodutos Existentes Gasodutos Planejados Gasodutos Existentes + planejados 

Amazônia 4,45 25,90 15,18 

Caatinga 12,08 3,25 7,67 

Campos Sulinos 0,42 0,65 0,54 

Cerrado 16,78 0,69 8,74 

Costeiro 4,89 0,38 2,64 

Mata Atlântica 58,51 69,13 63,82 

Pantanal 2,77 0,00 1,39 

Total Brasil 100 100 100 




Apesar da redução do percentual relativo para a maioria dos biomas, vale destacar que a malha planejada 

ainda se encontra principalmente localizada na Mata Atlântica (cerca de 70%). 

Destaca-se, ainda, que o maior projeto em extensão previsto para este ciclo é o gasoduto Cacimbas-Catu 

(980 km), que irá interligar o sistema sudeste com o sistema nordeste, e está situado, em parte, neste bioma. 

Nas informações apresentadas, constata-se que a presença de gasodutos nos biomas Mata Atlântica e Cerrado, 

com referência aos demais biomas, aumenta de 60% para 70%, em relação ao sistema existente, no primeiro caso e 

diminui de 17% para 1%, no segundo. 

Já a ocupação prevista para o bioma Amazônico aumenta de cerca de 4% de presença de gasodutos na malha 

existente, para cerca de 25% no final do horizonte, comparando à presença de gasodutos nos demais biomas. A 

ocupação no bioma Caatinga diminui de 12% para 3% na malha planejada. 

Complementando, a Figura 14, a Figura 15 e a Figura 16, referentes, respectivamente ao gasoduto Porto Velho- 

Urucu-Coari-Manaus, aos gasodutos na região Nordeste e aos gasodutos nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Sul, 

permitem uma análise mais detalhada da malha existente e das ampliações planejadas. 

Verifica-se, a partir delas, que os traçados das faixas de gasodutos existentes evitam as áreas mais sensíveis 

(unidades de conservação federais, terras indígenas e densas áreas urbanas).

Figura 13 – Gasoduto Porto Velho-Urucu-Coari-Manaus 

OFERTA DE GÁS NATURAL 635

636 


Figura 14 – Gasodutos na Região Nordeste


Figura 15 – Gasodutos nas Regiões Sudeste, Centro Oeste e Sul 

5.7. Análise Processual 

Visando subsidiar a análise processual dos projetos previstos nos estudos do plano de expansão, foi realizado 

um levantamento junto à Petrobras sobre os prazos que vêm sendo incorridos para a viabilização de projetos, abrangendo 

os prazos necessários para a realização dos estudos socioambientais, para a obtenção das licenças ambientais 

e outras autorizações e permissões, além do prazo necessário para implantação dos empreendimentos. 

Os prazos adotados para esta avaliação são apresentados na Tabela 48.

638 


Tabela 48 – Prazos Médios Estimados para Implantação de Gasodutos 

Atividade Etapas Meses 

Realização de Estudos 

EIA/RIMA 

EAR 

4 a 6 

Licença Prévia 3 a 6 

Obtenção de Licenças 

Licença de Instalação 4 a 6 

Licença de Operação 2 

Construção 15 a 22 

Fonte: Planilha “Ficha Resumo dos Empreendimentos de 06/09/2006 encaminhada pela Petrobras para a EPE em novembro de 2006 

Esses prazos foram incorporados a uma planilha para a avaliação da possibilidade de atrasos em relação às 

datas previstas para início de construção e de operação. As etapas já concluídas, obtenção de Termo de Referência, 

elaboração de estudos ambientais, obtenção de licenças e construção foram incluídas na planilha, conforme informações 

da Ficha Resumo dos Empreendimentos (Petrobras, set/2006). 

Observou-se, de uma forma geral, que as previsões incorporam, de forma adequada, os prazos necessários 

para a viabilização dos projetos.



Nº. 

Título 

[1] Azevedo, José Gabrielli, Plano de Negócios 2007-2011, de 05/07/2006. 

[2] DOE – US Department of Energy, Liquefied Natural Gas: Basic Facts, 2006 

[3] EIA – Energy Information Administration, http://www.eia.doe.gov/ 

[4] Energy Prices & taxes, IEA 

[5] EPE-DEE-RE-038/2006-r0 - Estudos associados ao Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE 2007/2016. 

Procedimentos e critérios para os estudos socioambientais. Maio de 2006. 

[6] MME – Ministério de Minas e Energia, 2006 

[7] LA ROVERE, E. L.; AMERICANO, B. B. Greenhouse Gas Emissions Avoid by Procel: 1990 – 2020 - Final Report. 

Project Assessment of Global Environmental Impacts of Procel. PPE/COPPE/UFRJ. Rio de Janeiro, 1999. 

[8] DOE, Liquefied Natural Gas: Basic Facts, 2006 

[9] EIA. Phang, Chetha – Custos de Terminais de GNL, [mensagem pessoal]. USA, Washington-DC, 2006. 

[10] Abreu, A.L. Vahia. Sobre as Perspectivas de Emergência de um Preço Internacional de Referência para o Gás 

Natural – O Henry Hub é um Bom Parâmetro? IBP1575_06, 2006. 

[11] Portal Gasnet, www.gasnet.com.br, acesso em 15.02.07. 

[12] CERA, Cambridge Energy Research Associates http://www.cera.com 

[13] Pedroso, A. N. – TNGPARTS, Resposta à Consulta Pública 01/2007, MME. 

[14] Luczynski, E., - Gás do Pará, Ofício Nº. 005/07, GDP, de 01/08/2007 - Resposta à Consulta Pública 01/2007, MME. 

[15] Travincas, T.C.T., Ofício, Gasmar, 017/2007, de 02/08/2007 - Resposta à Consulta Pública 01/2007, MME. 

[16] Oliveira, G.H.M.X, Ofício, 034/07, de 02/08/2007 - Resposta à Consulta Pública 01/2007, MME. 

[17] Sá, C.M.G; Lima, J.J.V, Ofício s/n – Goiasgas e Cebgas - Resposta à Consulta Pública 01/2007, MME. 

[18] 

[19] 

[20] 

[21] 

Petróleo Brasileiro S.A., Petrobras. Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba. Relatório de Impacto Ambiental 

– RIMA, abril de 2006. 

Petróleo Brasileiro S.A., Petrobras. Gasoduto Caraguatatuba – Taubaté. Relatório de Impacto Ambiental – RIMA, 

abril de 2006. 

Petróleo Brasileiro S.A., Petrobras. Gasoduto Caraguatatuba – Taubaté. Relatório de Impacto Ambiental – RIMA, 

abril de 2006. 

Vieira et. al. Bahiagás Documenta. Gás natural: benefícios ambientais no Estado da Bahia. Salvador: Solisluna Design 

e Editora, 2005.

640 



Tabela 1 – Previsões do Henry Hub (2007/2016).............................................................................................................................587 

Tabela 2 – Cálculo Net-Back de Preços de GNL – Bacia do Atlântico ........................................................................................587 

Tabela 3 – Estimativas de Preços de Gás Natural, via GNL ............................................................................................................588 

Tabela 4 – Competitividade do Henry Hub (HH) Frente ao OC ATE Internalizado ...............................................................589 

Tabela 5 – Estimativa de Preços de Gás de Origem Boliviana .....................................................................................................589 

Tabela 6 – Tipos de Oferta de Gás Natural Considerados .............................................................................................................590 

Tabela 7 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) – Norte (Campos Descobertos) .............................592 

Tabela 8 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) – Nordeste (Campos Descobertos) .......................592 

Tabela 9 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) – Sudeste (Campos Descobertos) .........................593 

Tabela 10 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) – Brasil (Novas descobertas) ................................593 

Tabela 11 – Capacidade de Oferta de Gás Natural – Campos Descobertos ...........................................................................594 

Tabela 12 – Capacidade de Oferta de Gás Natural – Novas Descobertas ...............................................................................594 

Tabela 13 – Capacidade de Oferta de Gás Natural – Importado Considerado .....................................................................594 

Tabela 14 – Região Norte: Projeção da Oferta de Gás Natural por Origem (mil m3/d) .......................................................596 

Tabela 15 – Região Norte: Projeção da Demanda de Gás Natural por Origem (mil m3/d) ................................................597 

Tabela 16 – Região Norte: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m3/d) ...........................................................................597 

Tabela 17 – Região Nordeste: Projeção da Oferta de Gás Natural por Origem (mil m3/d) ................................................598 

Tabela 18 – Região Nordeste: Projeção da Demanda de Gás Natural por 

Origem (mil m3/d) – Trajetória Inferior ...............................................................................................................................................599 

Tabela 19 – Região Nordeste: Projeção da Demanda de Gás Natural por 

Origem (mil m3/d) – Trajetória Superior ............................................................................................................................................599 

Tabela 20 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m3/d) – Trajetória Inferior .............................600 

Tabela 21 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (mil m3/d) – Trajetória Superior ...........................600 

Tabela 22 – Regiões Sudeste, Sul e C.Oeste: Projeção da Oferta de Gás Natural por Origem (mil m3/d) ....................601 

Tabela 23 – Regiões Sudeste, Sul e C.Oeste: Projeção de Demanda (mil m3/d) – Trajetória Inferior ............................602 

Tabela 24 – Regiões Sudeste, Sul e Centro Oeste: Projeção de Demanda (mil m3/d) – Trajetória Superior ...............602 

Tabela 25 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de 

Gás Natural (mil m3/d) – Trajetória Inferior .......................................................................................................................................603 

Tabela 26 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de 

Gás Natural (mil m3/d) –Trajetória Superior ....................................................................................................................................603 

Tabela 27 – Sistema de Transporte Existente – Região Norte .....................................................................................................608 

Tabela 28 – UPGNs Existentes – Região Norte. .................................................................................................................................609 

Tabela 29 – Sistema de Transporte Existente – Região Nordeste ..............................................................................................610 

Tabela 30 – UTGs e UPGNs Existentes – Região Nordeste ............................................................................................................610 

Tabela 31 – Sistema de Transporte Existente – Região Sudeste .................................................................................................612 

Tabela 32 – UTGs e UPGNs Existentes – Região Sudeste...............................................................................................................612 

Tabela 33 – Sistema de Transporte Existente – Região Sul ...........................................................................................................614 

Tabela 34 – Sistema de Transporte Existente – Região Centro-Oeste ......................................................................................614 

Tabela 35 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Norte ............................................................................................615 

Tabela 36 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Nordeste .....................................................................................616 

Tabela 37 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Sudeste .......................................................................................619 

Tabela 38 – Novas UPGNs – Região Sudeste .....................................................................................................................................619 

Tabela 39 – Resumo dos Investimentos em Gasodutos ................................................................................................................621 

Tabela 40 – Expansão das Termelétricas Indicativas ......................................................................................................................621 

Tabela 41 – Custos de Capital na Regaseificação de GNL .............................................................................................................624


Tabela 42 – Especificação do Gás Natural .........................................................................................................................................625 

Tabela 43 – Fatores de Emissão Utilizados na Estimativa das Emissões de Gases de Efeito Estufa ................................626 

Tabela 44 – Percentual da Malha de Gasodutos Existente por Biomas Brasileiros ..............................................................628 

Tabela 45 – Gasodutos Previstos para o Período 2007-2009 .......................................................................................................630 

Tabela 46 – Percentual da Malha de Gasodutos Planejados por Biomas Brasileiros ...........................................................633 

Tabela 47 – Percentual da Malha de Gasodutos por Biomas Brasileiros .................................................................................634 

Tabela 48 – Prazos Médios Estimados para Implantação de Gasodutos .................................................................................638 


Gráfico 1 – Preços de Importação de GNL .........................................................................................................................................586 

Gráfico 2 – Evolução de Preços de Gás para Novos Contratos Seguindo a Premissa de 85% ..........................................591 

Gráfico 3 – Oferta Total da Região Nordeste .....................................................................................................................................595 

Gráfico 4 – Oferta Total das Regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste ............................................................................................595 

Gráfico 5 – Região Norte: Projeção do Balanço de Gás Natural ..................................................................................................598 

Gráfico 6 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Inferior).....................................................600 

Gráfico 7 – Região Nordeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Superior) ..................................................601 

Gráfico 8 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Inferior) ........................603 

Gráfico 9 – Regiões Sudeste, Sul e C. Oeste: Projeção do Balanço de Gás Natural (Trajetória Superior) ......................604 

Gráfico 10 – Brasil sem a Região Norte: Balanço de Gás Natural (Trajetória Inferior) .........................................................605 

Gráfico 11 – Brasil sem a Região Norte: Balanço de Gás Natural (Trajetória Superior) ......................................................605 

Gráfico 12 – Movimentação de Gás Natural entre o Sudeste e Nordeste (Trajetória Inferior) .........................................606 

Gráfico 13 – Movimentação de Gás Natural entre o Sudeste e Nordeste (Trajetória Superior) ......................................606 

Gráfico 14 – Percentual da Extensão da Malha de Gasodutos por Bioma ..............................................................................628 

Gráfico 15 – Percentual de Extensão da Malha de Gasodutos Planejada por Biomas ........................................................633 


Figura 1 – Sistemas de Transporte e UPGNs Existentes – Região Norte ..................................................................................608 

Figura 2 – Sistemas de Transporte e UPGNs Existentes – Região Nordeste ...........................................................................609 

Figura 3 – Sistemas de Transporte e UPGNs Existentes – Região Sudeste ..............................................................................611 

Figura 4 – Sistemas de Transporte Existentes – Região Sul e Centro Oeste ...........................................................................613 

Figura 5 – Sistemas de Transporte - Ampliações – Região Norte ...............................................................................................615 

Figura 6 – Sistemas de Transporte – Ampliações – Região Nordeste .......................................................................................616 

Figura 7 – Sistemas de Transporte -Ampliações – Região Sudeste ...........................................................................................618 

Figura 8 – Prazos de Construção de um Terminal de Regaseificação Convencional ..........................................................623 

Figura 9 – Prazos de Construção de um Terminal de Regaseficação Offshore ......................................................................623 

Figura 10 – Malha de Gasodutos Existente sobre Mapa de Biomas..........................................................................................629 

Figura 11 – Malha de Gasodutos Planejada sobre Mapa de Biomas ........................................................................................631 

Figura 12 – Malha de Gasodutos Existente e Planejada sobre Mapa de Caracterização Socioambiental ..................632 

Figura 13 – Gasoduto Porto Velho-Urucu-Coari-Manaus .............................................................................................................635 

Figura 14 – Gasodutos na Região Nordeste ......................................................................................................................................636 

Figura 15 – Gasodutos nas Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Sul .............................................................................................637

7 

Oferta de 

Biocombustíveis Líquidos 

Expansão da Oferta de Etanol 647 

Expansão da Oferta de Biodiesel 662

7 

Oferta de 

Biocombustíveis Líquidos 

1. Expansão da Oferta de Etanol ......................................................................................................... 647 

1.1. Introdução .................................................................................................................................................. 647 

1.2. Preços Internacionais e Nacionais de Etanol ................................................................................................ 647 

1.3. Mercado Brasileiro de Etanol ...................................................................................................................... 649 

1.4. Principais Mercados Internacionais para o Etanol Brasileiro ........................................................................ 650 

1.4.1. Estados Unidos ............................................................................................................................ 652 

1.4.2. Europa ......................................................................................................................................... 653 

1.4.3. Japão ........................................................................................................................................... 654 

1.5. Perspectivas para o Etanol Brasileiro .......................................................................................................... 655 

1.5.1. EUA ............................................................................................................................................. 655 

1.5.2. União Européia............................................................................................................................ 655 

1.5.3. Japão .......................................................................................................................................... 655 

1.5.4. Outros ......................................................................................................................................... 656 

1.5.5. Potencial Total de Exportação...................................................................................................... 657 

1.6. Produção do Etanol no Brasil ...................................................................................................................... 657 

1.7. Logística de Transporte do Etanol para Exportação ..................................................................................... 659 

1.7.1. Capacidade Atual ........................................................................................................................ 659 

1.7.2. Potencial de Expansão ................................................................................................................ 659 

1.7.3. Investimentos para a Expansão ................................................................................................... 660 


2. Expansão da Oferta de Biodiesel ..................................................................................................... 662 

2.1. Introdução .................................................................................................................................................. 662 

2.2. Preços Internacionais e Nacionais de Biodiesel ........................................................................................... 664 

2.3. Disponibilidade de Insumos para a Produção de Biodiesel .......................................................................... 668 

2.4. Potencial de Oferta de Biodiesel ................................................................................................................. 669 

2.4.1. Disponibilidade de Matéria-Prima .............................................................................................. 670 

2.5. Potencial de Consumo Além do Obrigatório ................................................................................................ 671 

2.5.1. Volumes Potenciais da Autoprodução de Biodiesel ...................................................................... 672 

2.5.2. Atratividade da Autoprodução .................................................................................................... 674 

2.5.3. O Potencial Nacional ................................................................................................................... 676 





LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................................................................... 681

OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS 647 

Introdução 

Este capítulo apresenta os resultados dos estudos de expansão da oferta de biocombustíveis líquidos, realizados 

para o período 2007/2016. Para este ciclo de planejamento os estudos se concentraram na análise da oferta do 

etanol e do biodiesel, no âmbito do mercado de combustíveis líquidos carburantes. 

Para o etanol, é inicialmente feita uma síntese quanto às perspectivas de preços internacionais e nacionais 

desse energético. Em seguida, são abordados os aspectos de mercado para o etanol brasileiro e a expansão da 

capacidade de oferta. Finalmente, é tratada a logística de transporte desse energético e seu potencial de expansão, 

incluindo a estimativa de investimentos associados. 

Para o biodiesel, a perspectiva de preços nacionais e internacionais também é abordada, bem como a competiividade 

desse energético nacional. São em seguida tratados os aspectos de disponibilidade de insumos para a 

produção e o potencial de oferta e de consumo desse combustível. 

Finalmente, são analisados os efeitos socioambientais referentes aos biocombustíveis. Neste ciclo de planejamento 

esta análise se restringiu às atividades associadas ao processamento e à utilização do etanol. 

Quanto à elaboração das projeções de preços para o etanol e o biodiesel, salienta-se que foi utilizada uma metodologia 

distinta daquela empregada para o petróleo e seus derivados, sobretudo devido à inexistência de dados 

históricos de preços internacionais, uma vez que o mercado mundial de biocombustíveis é relativamente recente 

- portanto, não consolidado - e comercializa apenas uma pequena parcela de sua produção total. 

1. Expansão da Oferta de Etanol 


O objetivo do estudo foi o de realizar uma estimativa da participação do etanol brasileiro no mercado mundial, 

elaborando o levantamento da capacidade atual e a identificação dos projetos potenciais para a sua produção, comparando 

com as projeções de demanda brasileira e as estimativas de exportações. 

Constituiu-se também objetivo deste estudo o levantamento da atual capacidade da infra-estrutura logística 

e dos investimentos que estão sendo propostos para atender às projeções da demanda desse energético e da sua 

compatibilidade com as estimativas da expansão da capacidade logística dos corredores de exportação. 

Nos itens a seguir o etanol é também designado por álcool carburante (hidratado ou anidro). 

1.2. Preços Internacionais e Nacionais de Etanol 

Para representar a evolução dos preços internacionais do etanol, a análise concentrou-se no Brasil e nos Estados 

Unidos da América, países cujos mercados são os mais expressivos. 

Em relação aos EUA, a análise utilizou a projeção de preços do etanol 5 e o cenário de preços internacionais do 

petróleo do tipo Brent, ambos elaborados pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos [11], [12]. A relação obtida 

entre os preços (etanol/Brent) do EIA para cada um dos anos do período em análise foi então aplicada ao cenário 

de preços de petróleo Brent elaborado pela EPE. Os resultados são apresentados no Gráfico 1 e na Tabela 1. 

5 Refere-se ao E85, mistura composta por 85% de etanol e 15% de gasolina.

648 


0,7000 

Gráfico 1 – Cenário para a Evolução do Preço do Etanol nos EUA 

0,6500 

0,6000 

US$2004 / 1litro 

0,5500 

0,5000 

0,4500 

0,4000 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Fonte: Elaboração EPE 

Tabela 1 – Cenário para a Evolução do Preço do Etanol nos EUA 

US$2004/L 

2007 0,63 

2008 0,66 

2009 0,64 

2010 0,61 

2011 0,57 

2012 0,51 

2013 0,49 

2014 0,47 

2015 0,46 

2016 0,46 

Para a determinação do preço nacional do etanol, foi estabelecida uma correlação entre o preço do álcool 

hidratado e o preço da gasolina automotiva, dada pela equivalência energética dos veículos flex-fuel. Com vistas à 

manutenção de níveis de competitividade adequados entre os combustíveis, estimou-se que o preço do álcool hidratado 

manter-se-á, em média, em uma relação de 70% do preço da gasolina C, este último, por sua vez, calculado 

com base nas projeções para a gasolina A apresentadas no Capítulo V.


O Gráfico 2 apresenta a projeção de preços da gasolina C e do álcool hidratado na bomba. 

3,00 

Gráfico 2 – Cenários da Evolução de Preços de Álcool Hidratado e Gasolina C 

2,50 

2,00 

R$ dez 2005 / litro 

1,50 

1,00 

0,50 

0,00 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


Gasolina 

Álcool hidratado 

1.3. Mercado Brasileiro de Etanol 

O mercado nacional de etanol é composto pelas vendas de álcool anidro e de álcool hidratado. O consumo 

de álcool anidro está relacionado ao consumo da gasolina C, uma vez que é misturado na proporção de 20-25% a 

este combustível. O álcool hidratado, por sua vez, é consumido pelos carros movidos puramente a álcool ou pelos 

veículos flex-fuel, os quais funcionam com álcool e/ou gasolina C em quaisquer proporções. Este tipo de automóvel 

foi lançado no mercado brasileiro em 2003 e vem conquistando o consumidor, representando aproximadamente 

83% do total de veículos leves licenciados em janeiro de 2007 [2]. 

O mercado brasileiro de etanol vem ganhando destaque no segmento agroindustrial brasileiro, proporcionado 

pela retomada do aumento do consumo doméstico em decorrência, sobretudo, da expansão do setor automobilístico 

e do uso crescente dos carros flex-fuel. 

O Gráfico 3 ilustra a previsão da demanda de álcool etílico carburante – hidratado e anidro - no Brasil para o 

período compreendido entre 2007 e 2016 [15] para as trajetórias superior e inferior do cenário macroeconômico 

adotado nos estudos, conforme tratado no Capítulo II.

650 


35.000 

Gráfico 3 – Projeção de Consumo de Álcool Carburante no Brasil 

30.000 

29.251 

25.000 

28.068 

Álcool (mil m³) 

20.000 

15.000 

10.000 

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


Superior 

Inferior 

1.4. Principais Mercados Internacionais para o Etanol Brasileiro 

O Gráfico 4 mostra a evolução das exportações de etanol do Brasil. Pode-se observar um aumento de cerca de 

32% dos volumes exportados no período de 2005 e 2006. 

Analisando os maiores importadores do Brasil para este período, pode-se constatar um aumento de 300% no 

volume de etanol destinado aos Estados Unidos, considerando que as exportações para a Jamaica e Costa Rica em 

2005 tiveram como destino final os EUA, que isentam esses países da taxa de importação com base no acordo do CBI 

– Caribbean Basin Initiative. 

4,0 

Gráfico 4 – Evolução das Exportações de Etanol - Brasil (2000/2006) 

3,5 

3,0 

bilhões de litros 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

0,0 

2001 2002 2003 2004 2005 2006 

Fonte: Elaboração EPE a partir de [28]


Vários países vêm estabelecendo e implementando políticas de incentivo à produção e uso do etanol como 

combustível, tendo como motivações a diminuição da dependência de importação de petróleo, a redução de impactos 

ambientais, o aquecimento da economia rural, dentre outros aspectos. No mercado mundial de combustíveis o 

etanol está sendo visto como o renovável mais viável, no curto prazo, para substituir e ser adicionado à gasolina. 

No contexto mundial, existem elementos que contribuem negativamente para o estabelecimento do etanol 

como uma commodity, tais como: subsídios aos produtores (notadamente EUA e Europa), falta de especificação 

única da qualidade do etanol e de estrutura de logística de escoamento dedicada ao etanol, dentre outros fatores. 

Adicionalmente, a expansão agrícola para produção de matéria-prima deve encontrar problemas de disponibilidade 

de áreas agricultáveis, a exemplo da Europa. 

Existe uma preocupação mundial quanto à questão sócio-ambiental no que tange aos impactos negativos 

relacionados à expansão da produção de biocombustíveis. Neste sentido, o Brasil apresenta uma grande vantagem 

quanto ao aumento de plantios energéticos ambientalmente corretos, haja vista a grande disponibilidade de áreas 

agricultáveis ociosas, cerca de 91 milhões de hectares, e que, vale destacar, encontram-se distantes da Floresta Amazônica. 

Cabe registrar que, em 2006, a área ocupada pela cana-de-açúcar foi de apenas 7,04 milhões de hectares, 

sendo que somente metade deste plantio foi destinada à produção de álcool. Apesar dessa realidade nacional de 

relativa tranqüilidade, há de se reconhecer a existência de situações diferentes em outros países, o que torna importante, 

para o meio-ambiente, o estabelecimento de indicadores de sustentabilidade, consolidados em sistemas de 

certificação que sejam fruto de um consenso dos produtores e mercados. 

O uso dos biocombustíveis pode desempenhar um relevante papel na mitigação de emissões de gases de efeito 

estufa (GEEs), o que já motivou a realização de diversas pesquisas sobre o tema. Resultados de estudo elaborado 

pela Agência Internacional de Energia [21] indicam que a contribuição para a mitigação do efeito estufa do etanol 

carburante é extremamente dependente da fonte de biomassa e das rotas tecnológicas. O uso do etanol brasileiro, 

oriundo da cana-de-açúcar, é o que resulta em maior redução de emissões de GEEs, sendo também o seu balanço de 

energia muito superior ao álcool etílico obtido de outras fontes. 

Ademais, a referida pesquisa evidencia a grande diferença dos custos de produção de etanol no Brasil, nos EUA 

e na União Européia, que é resultado de vários fatores, sobretudo os relacionados à eficiência do processo, ao tamanho 

das plantas, ao custo da matéria-prima e ao uso dos co-produtos. Conforme apresentado no Gráfico 5, o custo 

de produção do etanol obtido através do milho nos EUA é superior ao produzido a partir da cana-de-açúcar no Brasil 

e ainda mais alto na UE, oriundo da beterraba e do trigo. 

Gráfico 5 – Faixas de Custos da Produção de Etanol 

US$/litro, gasolina equivalente 

$0,00 $0,20 $0,40 

$0,60 $0,80 $1,00 

Gasolina 

Etanol de cana-de-açúcar, Brasil 

Etanol de milho, EUA 

2002 

Etanol de grãos, UE 

Etanol de celulose, IEA 

Fonte: [21] 

Baixo 

Alto 

Importa destacar que, não foi considerada a hipótese de produção de etanol a partir da celulose no horizonte 

decenal, apesar de haver diversos investimentos em P&D no país, o que viria a possibilitar o aumento da produção 

de etanol sem o necessário acréscimo de área de plantio.

652 


A análise das possibilidades de exportação brasileira de etanol requer o detalhamento dos principais mercados 

e suas possibilidades de autoprodução. Sendo assim, serão analisados os EUA, Europa e Japão, devido aos 

maiores volumes de etanol envolvidos. 

1.4.1. Estados Unidos 

Nas projeções acerca da oportunidade de exportação do álcool brasileiro para os EUA, são consideradas as 

previsões da EIA para o consumo e importação do etanol no mercado americano. 

A produção de etanol nos Estados Unidos apresentou um crescimento superior a 110% no período de 2000 a 

2005, passando de 7,6 a 16,2 bilhões de litros por ano. 

As diversas Legislações americanas de incentivo à indústria americana de etanol tiveram como objetivo a redução 

da dependência da gasolina como combustível, além das preocupações em relação às questões ambientais e 

de saúde pública relacionadas ao uso do MTBE (Metil-Terc-Butil Éter) – sendo a substituição deste produto um fator 

determinante para o aumento significativo da produção de etanol. Destaca-se o “Energy Policy Act of 2005”, EPAct 

2005, que estabeleceu diversas ações de estímulo ao uso do etanol e metas de consumo de combustível renovável 

até 2012, sendo provável que a maior parte deste volume venha a ser ocupado pelo etanol. Inclusive, devido ao alto 

custo de produção de álcool do milho, o governo americano remunera o formulador de combustíveis com USD0,51 

por galão de etanol misturado na gasolina. 

A análise da disponibilidade de matéria-prima e da capacidade de expansão industrial são fundamentais para 

avaliar as possibilidades de produção americana do etanol, as quais norteiam qualquer projeção do mercado local. 

Neste sentido, estudo desenvolvido pelo Departamento de Agricultura dos Estados Unidos da América [37] 

prevê uma forte expansão da produção de milho para fins energéticos, reflexo da EPAct 2005. A relação de utilização 

de milho para a produção de álcool e o montante total do mercado interno, em 2010, deverá exceder os 20%, não 

existindo limitação de matéria-prima para produção de etanol no atendimento do EPAct. O estudo prevê que em 

2010 a oferta de álcool suplantará a demanda estabelecida na EPAct. Após esse período, a produção de etanol acompanhará 

a legislação. No que se refere à capacidade industrial instalada de produção de etanol nos EUA, observou-se 

um aumento de 154% no período de janeiro de 1999 a janeiro de 2006, de acordo com a RFA [31]. 

Pelas informações apresentadas pode-se depreender que, no que tange à cadeia produtiva, há plena capacidade 

de expansão industrial e vasta disponibilidade de matéria-prima, as quais sugerem a possibilidade de autosuficiência 

à demanda americana por etanol, o que deve diminuir as possibilidades de aumento das exportações 

brasileiras deste combustível para os EUA. 

Segundo as previsões de demanda americana por etanol elaboradas pela EIA [12], [13], o consumo de etanol 

no setor de transportes passará de 20,4 a 41,9 bilhões de litros anuais, no período 2007/2016. Deste montante, o 

volume utilizado na mistura com a gasolina representa 41,8 bilhões de litros de etanol anuais em 2016, e o volume 

consumido pela frota de automóvel Flexible Fuel Vehicles, E85 (85% de etanol) responde por 135,3 milhões de litros. 

Os volumes previstos permitem afirmar que, apesar da crescente frota E85, a importância deste automóvel é muito 

inferior à importância da utilização do etanol como oxigenante e para aumentar a octanagem da gasolina. 

O Departamento de Energia Americano estima que a participação do etanol importado no total consumido 

internamente pelo setor de transporte seja de 2,7 bilhões de litros em 2016. 

Os EUA passaram de uma situação de exportador líquido de etanol, em meados da década de 1990, para importador 

líquido nos últimos sete anos. No entanto, diante da possibilidade de auto-atendimento de sua demanda, 

a forte política de proteção de sua indústria nacional atualmente praticada deverá ser mantida, com barreiras como a 

taxa de importação de USD0,54 por galão importado. É possível obter isenção desta taxa caso o etanol que ingressa 

no país seja totalmente produzido pelos países cobertos pela “Iniciativa Caribenha”, sendo chamado de “produto 

nativo”. 

O Gráfico 6 compara a demanda prevista pela EPAct 2005 com as estimativas da EIA e evidencia a notória diferença 

existente entre estas. É importante observar que a demanda legal projetada deverá ser plenamente atendida 

e que o volume adicional provavelmente acontecerá em função de causas de mercado, tais como oferta de excedentes 

de produção americana ou importações pelo CBI ou do Brasil.


Gráfico 6 – EPAct 2005 e Previsão da EIA para Consumo de Etanol 

40 

37,9 

39,8 

40,5 

41,2 

41,9 

31,0 

34,5 


30 

20 

20,4 

17,8 

23,7 

20,4 

27,1 

23,1 

25,7 

28,0 28,4 

10 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Produção Americana Importação Produção Americana + Importação EPAct 2005 

Fonte: Elaboração EPE a partir de [13] e [16] 

Posteriormente às projeções elaboradas pela EIA, utilizadas no gráfico anterior, o presidente norte-americano, 

George W. Bush, em seu pronunciamento anual à nação em janeiro de 2007, conclamou o país a unir esforços para 

a redução em 20% do consumo de gasolina nos próximos dez anos. Esse percentual seria obtido por meio de duas 

ações, quais sejam: o aumento de eficiência dos automóveis, o que significaria a redução de 5% do consumo total, e 

a utilização de 35 bilhões de galões de etanol, cerca de 132,5 bilhões de litros, que representariam 15% do consumo 

de gasolina em 2017. 

1.4.2. Europa 

Apesar de a Europa figurar em 2005 com apenas 9% da produção mundial de etanol (predominantemente 

oriundo de beterraba, cereais e excedentes de produção de vinho), é importante analisar sua possível expansão 

como produtor, com destaque para a União Européia - UE, e seu papel como potencial importador. 

Através da Diretriz para Combustíveis Renováveis de 2003, a UE estabeleceu a meta de participação dos combustíveis 

renováveis em 2% do total de gasolina e diesel consumidos em cada país em 2006. O percentual a ser 

atingido é apenas indicativo e não uma obrigação para os Estados-Membros. Para 2011, a meta a ser perseguida é de 

5,75%. O percentual pode ser atendido com o uso de biocombustível puro, misturas ou ETBE (Etil-Terc-Butil Éter). 

Em 2005, a UE utilizou no setor de transporte apenas 35% de sua produção de etanol, cerca de 700 milhões de 

litros, sendo o restante destinado ao setor de bebidas e industrial. A União Européia possui um histórico de exportadora 

de álcool originário da indústria do vinho (cerca de 100 milhões de litros por ano). Com o aumento da demanda 

por etanol combustível na Europa, o volume historicamente exportado foi absorvido pelo mercado interno. Adicionalmente 

ao aumento de volume de importações, ocorreu uma mudança de papel da União Européia, a qual passou 

de exportador líquido para importador líquido de etanol. 

O Gráfico 7 explicita a projeção da demanda de etanol combustível, por país da União Européia, segundo a 

Diretriz para Combustíveis Renováveis de 2003.

654 


milhões de litros 

Gráfico 7 – Demanda de Etanol na EU25 - por País (Diretriz para Combustíveis Renováveis de 2003) 

9000 

8.590 

8.300 

7.987 

8000 

7.651 

7.292 

7000 

6.909 

6.136 

6000 

5.325 

5000 

4.476 

4000 

3.588 

3000 

2.640 

2000 

1000 

0 

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Outros Espanha França Itália Reino Unido Alemanha Total EU25 

Fonte: Elaboração EPE a partir de [19] 

Obs: O ano de 2016 foi calculado por tendência. 

É importante destacar a recente sinalização da União Européia em que a participação das fontes renováveis 

de energia responda por 10% da matriz de transportes até 2020, o que poderia representar cerca de 15 bilhões de 

litros em 2016. 

1.4.3. Japão 

Apesar de representar um papel secundário na produção mundial de etanol (0,25%), o Japão foi o segundo 

maior importador do mundo em 2005: cerca de 500 milhões de litros, em sua maior parte etanol de origem brasileira. 

Em 2006, importou cerca de 225 milhões de litros do combustível do Brasil. A tarifa de importação sobre o álcool 

combustível corresponde a 23,8% (alíquota OMC) e será reduzida gradativamente até o patamar de 10%, em 2010. 

O País produz etanol sintético (de etileno) e oriundo de fermentação, cerca de 100 milhões e 15 milhões de 

litros anuais, respectivamente. O consumo de gasolina no Japão é o segundo maior do mundo, cerca de 60 bilhões 

de litros anuais. 

Em 2003, o governo japonês permitiu a adição de etanol à gasolina na proporção de 3% (E-3), embora esteja 

analisando a ampliação desse percentual como forma de atender às exigências do Protocolo de Quioto. A adoção 

do E-3 em bases mandatórias representaria um consumo de cerca de 1,8 bilhão de litros de etanol por ano. Diante 

da disposição do governo em elevar o percentual da mistura etanol/gasolina dos atuais 3% a 10% em 2012, o Japão 

pode ser entendido como um mercado potencial de cerca de 6 bilhões de litros/ano, ou seja, cerca de 35% da atual 

produção brasileira. 

Atualmente o governo japonês se concentra em delinear novas estratégias visando diminuir a dependência do 

país em combustíveis fósseis em pelo menos 20% até 2030. No entanto, no que tange ao uso de oxigenantes, ainda 

não foi definido qual o biocombustível a ser utilizado: etanol ou ETBE. 

No horizonte das perpectivas de comércio de etanol entre Brasil e Japão encontram-se ações da Petrobras 

voltadas a suprir o mercado japonês quando da introdução do etanol em sua matriz energética, em substituição 

aos combustíveis fósseis. A intenção da Petrobras é iniciar, a partir de 2008, a exportação de etanol para o mercado 

japonês, tendo como meta 1,8 bilhão de litros anuais.


1.5. Perspectivas para o Etanol Brasileiro 

1.5.1. EUA 

As informações apresentadas sobre o mercado americano de etanol permitem depreender que o aumento de 

exportação brasileira para os EUA acontece de forma situacional, ocasionada pela brusca substituição do MTBE e à 

logística desfavorável nas regiões costeiras leste e oeste. Todavia, os aumentos de escala e de infra-estrutura para o 

álcool no território americano deverão modificar tal situação. 

Em 2006, os EUA importaram cerca de 2,2 bilhões de litros de etanol do Brasil. As estimativas de exportação 

tomaram como referência as estimativas da EIA apenas a partir de 2010, pois as mesmas possuem significado maior 

em médio e longo prazos. Para os anos de 2007, 2008 e 2009, interpolaram-se valores de exportação baseados no 

volume exportado em 2006 e 2010. Os volumes estimados se referem àqueles que são comercializados diretamente 

com os EUA e também os que eventualmente envolvem negociação intermediária com a CBI. 

O cenário elaborado considerou que os níveis de importação americana do etanol brasileiro decrescem devido 

à expansão da produção doméstica americana e por permanecerem taxadas. A partir de 2010, as exportações 

brasileiras para os Estados Unidos se expandem até 2016, sendo o Brasil o fornecedor preferencial pela alta competitividade 

de seu produto. 

1.5.2. União Européia 

Através da Diretriz para Combustíveis Renováveis, a UE estabeleceu metas de participação dos combustíveis 

renováveis no consumo de cada país. O percentual é de 2% em 2006. Para 2011, a meta a ser perseguida é de 5,75%. 

O percentual pode ser atendido com o uso de biocombustível puro, misturas ou ETBE. 

Para analisar as perspectivas de exportação brasileira de etanol, é preciso verificar qual a possibilidade de produção 

interna, as quais são limitadas. Caso seja considerada a utilização de uma parte do 1,5 milhão de hectares, por 

exemplo, 750 mil hectares, poderiam ser produzidos cerca de 5,5 bilhões de litros de etanol (considerando plantio 

de beterraba com rendimento de cerca de 7.300 litros por hectare ano). 

Este valor de autoprodução deverá sofrer influência conforme a demanda do mercado de biodiesel, quanto à 

atratividade econômica, o que não acontece nos EUA. 

São necessárias as seguintes considerações: 

• O volume adicional de biocombustível que deveria ter sido utilizado em 2005 pela UE para atendimento da 

meta de 2% é de cerca de 1,5 bilhão de litros; 

• O potencial de autoprodução de biocombustíveis da UE é de 5,5 bilhões de litros por ano, segundo a F.O.Licht [19]; 

• Existem dúvidas quanto à parcela de biodiesel e de etanol que será utilizada para atendimento dos percentuais 

de combustíveis renováveis; 

• Antes disso, há dúvidas quanto à adoção dos percentuais de utilização de renováveis por todos os membros 

da UE. 

Sendo assim, estabeleceu-se em 20% o percentual de importação do etanol brasileiro pela UE em relação à demanda 

de etanol prevista pela F.O.Licht, que representa 100% das importações da UE [19]. 

1.5.3. Japão 

Em 2003, o governo japonês permitiu a adição de etanol à gasolina na proporção de 3%, embora esteja analisando 

a ampliação desse percentual como forma de atender às exigências do Protocolo de Quioto. A adoção do E-3 

em bases mandatórias representaria um consumo de cerca de 1,8 bilhão de litros de etanol por ano. 

Diante da disposição do governo em elevar o percentual da mistura etanol/gasolina de 3% a 10% em 2012, o 

Japão pode ser entendido como um mercado potencial para a produção brasileira. 

Considerando-se o volume exportado para o Japão em 2006, 225 milhões de litros, o cenário elaborado estima 

que em 2010 serão exportados 900 milhões de litros, o que significa 1,5% do consumo de gasolina. 

O volume exportado cresce atingindo 3 bilhões de litros em 2012 (E10), o que significa a metade da meta 

divulgada pela Petrobras para o ano. A partir de então, o crescimento ocorre a uma taxa inferior, o que resulta em 4 

bilhões de litros em 2016.

656 


1.5.4. Outros 

O cenário elaborado considerou a possibilidade de exportação para outros países que vêm sinalizando políticas 

de incentivo à utilização de etanol. Estimou-se que estes responderiam por cerca de 10% do somatório das 

importações de EUA, UE e Japão. Neste contexto, merecem destaque China, Índia e Nigéria. 

• China: É o maior produtor de etanol do continente asiático e o terceiro do mundo com cerca de 3,8 bilhões de 

litros anuais, dos quais 1,3 bilhão de litros foi utilizado como combustível. 

O consumo anual de gasolina na China é de aproximadamente 54 bilhões de litros. O país é um importador 

líquido de petróleo e atravessa uma situação de demanda reprimida de gasolina que, somada aos excedentes de 

produção de grãos que vêm sendo observados, direciona o poder público no sentido da criação de uma estratégia 

para o uso combustível do etanol. 

Em 2005 o governo decretou a Lei de Energias Renováveis, que estabelece como objetivo principal a ampliação 

da participação das fontes renováveis de 7% para 10% da matriz energética do país até 2020. De acordo com 

a Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma, em 2005 estas representaram 7% do consumo de energia do 

país. 

• Índia: As importações deste país se devem ao programa de governo iniciado em 2003, o qual estabeleceu 

percentual de 5% de etanol na mistura com a gasolina em nove localidades predeterminadas, as quais demandam 

350 milhões de litros do biocombustível. 

Em 2005, a Índia produziu 1,7 bilhões de litros, sendo apenas 200 milhões de litros utilizados como combustível. 

Problemas de safra e o fato de a indústria do etanol ainda estar em fase de instalação de novas unidades fizeram 

com que as importações fossem a única via para o atendimento à demanda do país. 

O programa indiano contempla mais duas fases distintas: a segunda prevê a extensão para todo o país do percentual 

de 5% de mistura do etanol e a terceira aumenta para 10%. A Tabela 2 ilustra os volumes requeridos nas três 

fases em cada ano e em cada fase. Por exemplo, caso no ano de 2007/08 já fosse exigido que todo o país utilizasse 

o E5, então seriam demandados 590 milhões de litros. Da mesma forma, caso em 2009/2010 seja utilizado E10, a 

demanda de etanol será de 1,3 bilhão. 

Tabela 2 – Demandas Possíveis de Etanol pela Índia (milhões de litros) 

Ano 

Etanol-Exigências 

1a. Fase 


2a. Fase 


3a. Fase 

2005/06 350 535 1.070 

2006/07 368 563 1.126 

2007/08 386 590 1.180 

2008/09 405 619 1.238 

2009/10 425 650 1.300 

Fonte: Elaboração EPE a partir de [19]. 

É importante salientar que o programa indiano está em fase inicial de implantação e pode sofrer descontinuidades 

ao longo do período proposto. 

• Nigéria: este país tornou-se um novo mercado consumidor do etanol brasileiro após a implementação de seu 

programa de adição do álcool à gasolina comercializada. 

O governo da Nigéria contará com o apoio técnico da Petrobras durante a implantação do programa de adição 

de 10% de etanol na gasolina. A primeira carga de 20 milhões de litros sinaliza o fornecimento de próximas cargas 

do combustível brasileiro para este mercado.


1.5.5. Potencial Total de Exportação 

Consolidando as projeções de exportação do etanol brasileiro descritas para cada um dos principais mercados 

analisados (Estados Unidos, União Européia e Japão) e para outros países, com destaque para Nigéria, China e Índia, 

tem-se o Gráfico 8. 

Gráfico 8 – Exportações Brasileiras de Álcool Combustíve 

10.000 

9.000 

8.000 

7.711 

8.196 

8.591 

8.981 

9.399 

7.000 


6.000 

5.000 

4.000 

3.429 

3.638 

3.918 

4.199 

4.435 

6.242 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


EUA+CBI EU JAPÃO OUTROS TOTAL 

1.6. Produção do Etanol no Brasil 

O cenário internacional favorável ao aumento de demanda de etanol pode se configurar em uma oportunidade 

para o Brasil, dados o potencial de expansão agrícola brasileiro e o grau de maturidade da indústria sucroalcooleira 

nacional. A competitividade desta indústria no país é reflexo, principalmente, do conhecimento acumulado em 

décadas de experiência no processo de produção de açúcar e álcool; do aproveitamento energético do bagaço e da 

pesquisa por técnicas industriais e agrícolas mais eficientes. 

É necessário avaliar o mercado brasileiro e sua provável expansão produtiva, assim como incluir a perspectiva 

de demanda brasileira de etanol. 

A cana-de-açúcar é uma cultura de clima tropical que se adaptou muito bem às condições edafoclimáticas 

brasileiras, sendo cultivada em larga escala em diferentes regiões do país e ocupando uma grande variabilidade de 

solos e ambientes de produção. Existem duas macroregiões produtoras de açúcar e álcool, cujos níveis de produtividade, 

vocação e sazonalidades são distintos. 

Com uma área plantada total de aproximadamente 6,2 milhões de hectares na safra 2005/2006, concentrando 

cerca de 87% da cana-de-açúcar produzida, está a Região Sudeste/Centro-Oeste (com destaque para o estado de 

São Paulo, com 59% da produção total). Os 13% restantes correspondem à Região Norte/Nordeste. Aproximadamente 

51% da produção nacional de cana-de-açúcar desta safra foram destinadas para a fabricação de etanol, que 

ocupou 3,1 milhões de hectares: 5,3% da superfície agrícola e somente cerca de 1% da superfície agricultável [25]. 

O aumento de produção, a melhoria das práticas empresariais e as inovações tecnológicas conseguiram reduzir 

em torno de quatro vezes os custos de produção do etanol, o que pode ser verificado no Gráfico 9.

658 


Gráfico 9 – Produção de Álcool e Custo de Produção no Brasil 

15 

Produção 

Custo 

800 

12 

600 

milhões m 3 

9 

6 

400 

US$/m 3 

3 

200 

0 

0 

1980 1985 1990 1995 2000 2005 

Fonte: [24] 

Em relação à capacidade industrial, o país dispõe de 351 unidades produtoras de açúcar e álcool, considerando 

as usinas cadastradas na ANP e no MAPA e excluindo-se as usinas que somente produzem açúcar, segundo o cadastro 

do MAPA. 

Para a previsão de novas unidades foram consideradas as usinas citadas no estudo da ISO [22], excetuando-se 

as unidades cuja verificação indicou que já se encontram em funcionamento e aquelas com insuficientes informações 

de localização. Somaram-se às projeções da ISO outros 25 novos investimentos relatados por órgãos estaduais 

e veículos de comunicação, o que resultou na perspectiva de 84 novos projetos para o horizonte decenal. 

No que tange às perspectivas de produção de etanol no Brasil para o período em análise, tomou-se como 

referência o estudo “Projeções do Agronegócio - Mundial e Brasil”, elaborado pelo MAPA [26]. De acordo com este 

estudo, a produção de etanol para 2015 está projetada em 36,9 bilhões de litros. O dado de produção para o ano de 

2016 foi extrapolado considerando-se a mesma taxa de crescimento para os anos anteriores, obtendo-se o volume 

de 39,6 bilhões de litros de etanol. As projeções de produção de etanol do MAPA foram consideradas como limite 

superior. No cálculo da trajetória inferior, a produção interna foi deduzida a partir das demandas. 

O Gráfico 10 ilustra a previsão da produção nacional de álcool etílico carburante e a oferta doméstica para o 

horizonte decenal. 

Gráfico 10 – Produção Nacional de Álcool e Oferta para o Mercado Carburante Doméstico 

40 

39,6 

milhões de m 3 / ano 

35 

30 

25 

20 

35,6 

32,9 

28,9 

15 

10 

2005 2007 2009 2011 2013 2015 

Produção - Trajetória Superior 

Of. doméstica - Trajetória Superior 

Produção - Trajetória Inferior 

Of .doméstica - Trajetória Inferior 

Fonte: Elaboração EPE


1.7. Logística de Transporte do Etanol para Exportação 

1.7.1. Capacidade Atual 

Os corredores de exportação da produção de etanol para o mercado externo, de forma análoga ao mercado interno 

estão concentrados em duas macrorregiões: Na Região Sudeste/Centro-Oeste, mostrado na Figura 1, com oito 

Centros Coletores localizados próximos às destilarias produtoras, que recebem o combustível pelo modal rodoviário 

e transferem o etanol pelo modal ferroviário aos Terminais Marítimos de Paranaguá (PR), com capacidade de 0,4 milhões 

de m3/ano e navios de até 40.000 tpb e Terminal Exportador de Álcool de Santos (TEAS), com capacidade de 1,5 

milhões de m3/ano e navios de até 40.000 tpb. O Terminal de Paulínia (REPLAN) recebe o combustível diretamente 

das destilarias pelo modal rodoviário, ou dos Centros Coletores pelo modal ferroviário e escoa o etanol através de 

malha dutoviária da Transpetro, de 520 km de extensão para a Refinaria de Duque de Caxias (REDUC) e ao Terminal 

Marítimo da Ilha D’Água (RJ) com capacidade de 1,2 milhões de m3/ano e navios de até 130.000 tpb. Na Região 

Nordeste o corredor de exportação está concentrado no Terminal Marítimo de Maceió (AL), com capacidade de 0,4 

milhões de m3/ano e navios de 55.000 tpb e no Terminal Intermodal de Suape (PE) do Grupo Decal, com capacidade 

de 0,15 milhões de m3/ano e navios de até 45.000 tpb. 

Figura 1 – Infra-estrutura Logística de Exportação da Região Sudeste/Centro-Oeste 

Fonte: [33]. 

A capacidade atual total dos terminais em operação no País é de 3,6 milhões de m3/ano de etanol, sendo 2,0 

milhões de m3/ano a capacidade total instalada da Transpetro e 1,6 milhões de m3/ano a capacidade instalada total 

dos grupos privados Crystalsev, Cosan, Nova América, Cargill e Plínio Nastari (TEAS) e Decal (Suape). 

Cabe destacar que a capacidade instalada não apresenta restrições quanto ao volume atual de etanol destinado ao 

mercado externo, que em 2006 atingiu cerca de 3,5 milhões de m3 de etanol. 

1.7.2. Potencial de Expansão 

A Petrobras sinalizou que pretende investir em projetos para aumento da capacidade de armazenamento, em 

expansão do modal dutoviário e principalmente na infra-estrutura dos terminais marítimos de grande porte. 

O investimento, denominado pela Petrobras como “Programa Etanol”, está dividido em três grandes áreas de 

interesse, que são:

660 


• Programa Corredor de Exportação de Etanol, que abrange as regiões Sudeste e Centro Oeste; 

• Projeto Exportação - Região Sul; e 

• Projeto Exportação - Região Nordeste. 

Em 2010, com os investimentos previstos pela estatal, estima-se que essa capacidade seja expandida para cerca 

de 13,5 milhões de m3/ano, concentrando na região Sudeste/Centro-Oeste uma capacidade total de exportação 

de 12 milhões de m3/ano e nas regiões Sul e Nordeste 0,75 milhões de m3/ano, em cada região. 

Cabe ressaltar que esses investimentos dependem, ainda, de decisão empresarial levando em conta o comportamento 

do mercado consumidor e os contratos a serem firmados no exterior, que justifiquem os volumes e as 

capacidades a serem atingidas. 

1.7.3. Investimentos para a Expansão 

Os projetos previstos para o desenvolvimento da infra-estrutura logística da Transpetro, subsidiária da Petrobras, 

que abrangem as regiões Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, resumidos na Tabela 3, totalizam investimentos 

da ordem de R$ 4.144 milhões até o ano de 2010 e incluem: 

• ampliação da capacidade de armazenagem e melhoria no sistema de descarga e expedição nos Centros 

Coletores; 

• facilidades portuárias, linhas de recebimento/expedição e tancagem, principalmente nos portos de maior 

calado como Rio de Janeiro e São Sebastião; 

• sistema de movimentação exclusiva para o álcool (alcooduto), aproveitando as áreas de servidão dos polidutos 

já existentes; e 

• dutos e estações de bombeamento e tancagem intermediária, desde as regiões de produção até os terminais 

portuários. 

Tabela 3 – Investimentos da Petrobras Transporte S.A. no Programa Etanol 

Região Terminal Marítimo Capacidade [10 6 m 3 ] Ano Custo [10 6 R$] 

Sudeste / 

Centro-Oeste 

Ilha D’Água 

São Sebastião 

4,00 

8,00 

2010 

2010 

4.110 

Sul Paranaguá 0,75 2008 25 

Nordeste Maceió 0,75 2008 9 

Total Transpetro 13,5 2010 4.144 

Fonte: Elaboração própria a partir de [34] e [29]. 

O Programa Corredor de Exportação de Etanol da Petrobras Transporte S.A. – Transpetro, localizado na região 

Sudeste/Centro-Oeste, está subdividido em 5 projetos, que incluem: 

• ampliação do sistema atual – REPLAN/Terminal Ilha D´Água, com investimentos previstos da ordem de 

R$ 98 milhões e previsão para ampliação da capacidade de exportação de etanol de 600 mil m3/ano para cerca de 

2,9 milhões m3/ano em 2008; 

• duto REPLAN/Guararema, com investimentos previstos da ordem de R$ 583 milhões e aumento da capacidade 

de exportação do Terminal Ilha D´Água para cerca de 4 milhões m3/ano em 2010; 

• sistema Duto Hidrovia Tietê-Paraná, com investimentos previstos da ordem de R$ 988 milhões, integrando a 

hidrovia ao corredor de exportação; 

• duto Guararema/São Sebastião, com investimentos previstos da ordem de R$ 315 milhões e elevação, em 

2010, da capacidade de exportação para 8 milhões m3/ano; e 

• duto da Faixa do OSBRA (Senador Canedo/Uberaba/Ribeirão Preto/REPLAN), com investimentos previstos da 

ordem de R$ 2.128 milhões.


A Figura 2 mostra o Programa Corredor de Exportação de Etanol da Transpetro. 

Figura 2 – Programa Corredor de Exportação de Etanol 

Fonte: [34]. 

O Sistema Duto Hidrovia Tietê – Paraná, com custo estimado em R$ 998 milhões, ente 2008/2010, compreende: 

a construção de quatro terminais (Hidrovia-SP, Araçatuba-SP, Presidente Epitácio-SP e São Simão-GO), com opção de 

mais um em Foz do Iguaçu; construção do poliduto Hidrovia/Replan, para transporte de álcool no sentido Hidrovia/ 

Replan e diesel ou gasolina no sentido Replan/Hidrovia, com capacidade para 4 milhões de m3 (2 milhões de m3 em 

cada sentido). 

Com este projeto espera-se ampliar a capacidade de exportação do etanol produzido no Oeste e Noroeste de 

São Paulo, Sul de Goiás e Mato Grosso do Sul. 

O Projeto Exportação - Região Sul, com investimentos estimados em R$ 25,3 milhões, ente 2006/2008, inclui a 

ampliação da capacidade de descarga dos modais rodoviário (caminhões tanque) e ferroviário (vagões-tanque) dos 

terminais de Araucária (REPAR) e Paranaguá, com a construção de novos tanques de armazenamento com capacidades 

de 10.000 m3 (REPAR) e 30.000 m3 (Paranaguá). 

Com esse investimento a capacidade de exportação da região Sul deverá alcançar 400.000 m3/ano em 2006 e 

atingir 750.000 m3/ano de etanol em 2008. Cabe destacar que o Porto de Paranaguá tem capacidade para navios de 

35.000 a 40.000 tpb. 

O Projeto Exportação - Região Nordeste, com investimentos estimados em R$ 9,2 milhões, ente 2006/2008, 

incluem a construção de novos tanques de armazenamento de 30.000 m3 (2006) e 40.000 m3 (2008), no terminal de 

Maceió. 

Com esse investimento a capacidade de exportação da região Nordeste deverá alcançar 500.000 m3/ano em 2006 

e atingir 750.000 m3/ano em 2008. Cabe destacar que o Porto de Maceió tem capacidade para navios de 55.000 tpb. 

O Terminal Exportador de Álcool Santos (SP), com investimentos de R$ 92 milhões, começou a operar em julho 

de 2005, com capacidade para 1,5 milhões de m3/ano de etanol para exportação. Possui 27 tanques para químicos, 8 

para óleos vegetais e 6 para álcool, totalizando uma capacidade de armazenagem de 111,5 mil m3. Para o álcool a capacidade 

de armazenagem é de 40 mil m3, com uma vazão média de 369 m3/hora, podendo atingir até 700 m3/hora,

662 


nos picos de exportação. Porém, o baixo calado do Porto de Santos entre 12 e 14 metros, impossibilita a atracação de 

grandes navios o que pode restringir a capacidade de escoamento de grandes volumes de etanol. 

O Terminal Intermodal de Suape (PE), com investimentos de R$ 73,6 milhões, começou a operar em setembro 

de 2005, com capacidade para 0,15 milhões de m3/ano de etanol para exportação. Possui 12 tanques para combustíveis 

a granel e uma capacidade de armazenagem 156 mil m3, é um dos principais portos para escoamento de granéis 

líquidos e GLP da região Nordeste. 


O etanol atingiu custos competitivos com a gasolina nesses 30 anos do Programa Nacional do Álcool, como 

resultado dos avanços tecnológicos incorporados pelo setor sucroalcooleiro, tanto na área agrícola quanto na área 

industrial. Os ganhos em produtividade da cana-de-açúcar, em teor de sacarose e na eficiência da sua conversão, 

aliados ao gerenciamento de toda a cadeia produtiva, conduziram o setor sucroalcooleiro aos baixos custos de produção 

de açúcar e álcool, fatores preponderantes para manter a competitividade em mercados mundiais. 

A implantação de um programa de energias renováveis, principalmente de culturas energéticas como a cana-deaçúcar, 

é capaz de gerar empregos no meio rural, promovendo a fixação do homem no campo, gerando renda, melhorando 

a qualidade de vida e induzindo o desenvolvimento sustentável do País. A produção de etanol para adição ou 

substituição à gasolina, permite ainda a geração descentralizada de energia elétrica e a substituição do óleo combustível 

pelo bagaço de cana-de-açúcar, contribuições importantes para reduzir a dependência de petróleo e derivados. 

A revitalização do mercado doméstico e as perspectivas de aumento das exportações do etanol combustível 

como oxigenante da gasolina, apontam para a consolidação da agroenergia, em particular da cana-de-açúcar, como 

o agronegócio da próxima década, com possibilidade de transformação desse produto em uma commodity de grande 

aceitação no mercado internacional. 

Finalmente, é de interesse registrar as metas do Programa de Aceleração do Crescimento - PAC do Governo Federal, 

o qual sinaliza investimentos da ordem de 17,4 bilhões de reais até 2010 em combustíveis renováveis, prevendo, 

para tanto, parcerias com o setor privado, além do financiamento público. A premissa fundamental é assegurar a 

liderança do Brasil na área de biocombustíveis. Em relação ao álcool combustível, o PAC objetiva a meta de produção 

de 23,3 bilhões de litros anuais de etanol em 2010, o que representa 5,7 bilhões de litros/ano adicionais à produção 

atual. Para tanto, serão construídas 77 novas usinas, contabilizando um investimento total de R$12 bilhões na fase 

industrial. As novas usinas representarão um aumento da capacidade de moagem de 154 milhões de toneladas 

de cana-de-açúcar. Prevê-se que em 2007 sejam construídas 17 novas usinas e o investimento de R$ 2,7 bilhões. O 

PAC define investimentos em infra-estrutura dutoviária para escoamento de etanol, totalizando R$ 4,1 bilhões. São 

previstos 1.150 quilômetros de dutos fazendo a interligação Centro-Oeste/Sudeste e a ampliação da capacidade de 

exportação de etanol para 8 milhões de m3/ano, utilizando os terminais da Região Sudeste. 

2. Expansão da Oferta de Biodiesel 


A Lei nº 11.097/2005, que dispõe sobre a introdução do biodiesel na matriz energética brasileira, definiu biodiesel 

como sendo um “biocombustível derivado de biomassa renovável para uso em motores a combustão interna 

com ignição por compressão ou, conforme regulamento, para geração de outro tipo de energia, que possa substituir 

parcial ou totalmente combustível de origem fóssil”. A Resolução ANP n° 42 de 24/11/2004 delineou a definição contida 

na lei, como sendo um “combustível composto de alquil-ésteres de ácidos graxos de cadeia longa, derivados de 

óleos vegetais ou de gorduras animais” e estabeleceu as normas e especificações do biocombustível, pois, quer seja 

obtido através de esterificação ou de transesterificação, este deverá ter características físico-químicas semelhantes 

ao diesel mineral, para que possa substituí-lo, mesmo que parcialmente 6 . 

6 Apesar dos investimentos previstos em P&D para a obtenção de biodiesel de segunda geração, não foi considerada a hipótese de consolidação 

desta rota em fase industrial no horizonte decenal.


Até fevereiro de 2007, foram realizados 5 leilões, pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 

(ANP), para aquisição de biodiesel das empresas contempladas com o Selo Combustível Social (SCS). Os 

volumes arrematados nos leilões foram de 70.000 metros cúbicos no primeiro leilão, 170.000 metros cúbicos no 

segundo, 50.000 metros cúbicos no terceiro e 550.000 metros cúbicos no quarto. Em 2007 houve apenas um leilão, 

cujo resultado foi de 45.000 metros cúbicos. 

Os resultados dos leilões, com as quantidades e os preços médios, seguem na Tabela 4. 

Tabela 4 – Resultado dos Leilões de Compra de Biodiesel pela ANP 

1º Leilão 

23/11/2005 

2º Leilão 

30/03/2006 

3º Leilão 

11/07/2006 

4º Leilão 

11/07/2006 

5º Leilão 

14/02/2007 

Nº de ofertantes 8 12 6 25 8 

Volume ofertado (m 3 ) 92.500 315.520 125.400 1.141.335 50.000 

Volume arrematado (m 3 ) 70.000 170.000 50.000 550.000 45.000 

Preço médio (R$/m 3 ) (1) 1.904,84 1.859,65 1.753,79 1.746,66 1.862,14 

Deságio (%) (0,79) (2,53) (7,93) (8,29) (2,22) 

Prazo de entrega jan/06 a dez/06 jul/06 a jun/07 jan/07 a dez/07 jan/07 a dez/07 

imediato a 

dez/07 

(1) No 5º Leilão, o preço estimado substituiu o Preço Máximo de Referência. Este valor pode ser ultrapassado pelas ofertas das empresas vendedoras. Até o Quarto 

Leilão, a ANP definia um preço teto, que não podia ser ultrapassado nas ofertas. 

Fonte: [4] 

Os estudos associados ao biodiesel, no âmbito do Plano Decenal de Energia, buscaram avaliar a disponibilidade 

de insumos para atender à obrigatoriedade de consumo e a existência de competitividade para que a demanda 

suplante as metas estabelecidas. Para tanto, foi elaborada a projeção de produção de biodiesel para compatibilizar 

com a previsão de demanda, tendo também sido abordado um conjunto de ações, por parte do governo e da iniciativa 

privada, necessárias para garantir o sucesso da penetração do biodiesel na matriz energética brasileira. 

Não foi contemplada a possibilidade de exportação de biodiesel, haja vista que a obrigatoriedade da mistura 

com o diesel fóssil, a partir de 2008, deve fazer com que o produto produzido no país seja adquirido pelas distribuidoras 

de diesel. Cabe ponderar, que as usinas de biodiesel que solicitaram autorização à ANP têm capacidade de 

produção pouco maior que a demanda obrigatória do país e podem atender eventualmente às exportações. 

A metodologia empregada neste estudo compreendeu: 

• Identificação dos mercados potenciais (total, regional e setorial), nos quais foram estimadas quantidades e 

preços; 

• Identificação das projeções de produção de óleos vegetais, gorduras animais e resíduos, nas quais foram 

estimadas quantidades e preços; 

• Identificação dos custos de conversão de cada tipo de insumo em biodiesel; 

• Identificação dos custos, tributos e contribuições incidentes sobre o biodiesel em cada região do país e de 

cada insumo; 

• Avaliação da competitividade do biodiesel em relação ao diesel fóssil no período 2007/2016; 

• Identificação dos insumos que viabilizam a utilização do biodiesel em percentual superior ao exigido pela 

legislação; 

• Identificação de mercados específicos que permitem estimular a instalação de usinas.

664 


2.2. Preços Internacionais e Nacionais de Biodiesel 

Para elaborar a evolução dos preços internacionais de biodiesel, utilizou-se a composição média dos custos de 

produção de biodiesel, segundo a Agência Internacional de Energia [21] e a projeção de preços de óleos vegetais no 

mercado mundial realizada pelo FAPRI [17], apresentados na Tabela 5 . 

Tabela 5 – Preços Internacionais de Oleaginosas (US$/tonelada métrica 7 ) 

Soja 

Ano FOB Decatur FOB Rotterdam Média 

Colza Girassol Dendê Amendoim 

2006 476 555 515,50 700 637 434 950 

2007 468 524 496,00 679 638 465 996 

2008 498 558 528,00 704 657 483 1.012 

2009 520 582 551,00 722 660 488 1.023 

2010 532 594 563,00 726 663 489 1.028 

2011 542 606 574,00 737 667 493 1.037 

2012 554 619 586,50 745 672 499 1.049 

2013 564 629 596,50 747 676 503 1.058 

2014 573 639 606,00 754 679 505 1.068 

2015 583 650 616,50 762 682 507 1.079 

2016 595 663 629,00 767 686 507 1.090 

Fonte: [17] 

Aplicando-se os supracitados dados de composição de custos à projeção de preços de óleos vegetais, foram 

obtidas as projeções de custos de produção de biodiesel apresentadas nas Tabelas 6 e 7. 

Tabela 6 – Projeção dos Custos de Produção do Biodiesel com Base nos Óleos 

Vegetais Representando 92% do Custo Final (US$/barril) 

Soja Colza Girassol Dendê Amendoim 

2007 88,11 127,87 120,03 84,92 189,14 

2008 93,76 132,46 123,61 88,16 192,22 

2009 97,90 135,98 124,27 89,21 194,24 

2010 100,16 136,72 124,77 89,30 195,27 

2011 102,04 138,81 125,59 90,03 197,03 

2012 104,30 140,30 126,57 91,16 199,16 

2013 106,18 140,60 127,26 91,87 200,96 

2014 107,88 141,93 127,77 92,30 202,86 

2015 109,76 143,37 128,41 92,58 204,97 

2016 112,02 144,39 129,06 92,68 207,07 

7 1 tonelada métrica = 1 t = 1.000kg.


Tabela 7 – Projeção dos Custos de Produção do Biodiesel com Base nos Óleos 

Vegetais Representando 85% do Custo Final (US$/barril) 

Soja Colza Girassol Dendê Amendoim 

2007 95,36 138,40 129,92 91,91 204,72 

2008 101,48 143,37 133,79 95,42 208,05 

2009 105,96 147,18 134,51 96,55 210,23 

2010 108,40 147,98 135,04 96,66 211,35 

2011 110,44 150,24 135,93 97,44 213,26 

2012 112,89 151,85 136,99 98,66 215,56 

2013 114,93 152,18 137,74 99,44 217,51 

2014 116,76 153,62 138,29 99,90 219,56 

2015 118,80 155,18 138,99 100,20 221,85 

2016 121,24 156,29 139,69 100,31 224,12 

O Gráfico 11 contrapõe a projeção dos custos internacionais de produção do biodiesel aos preços internacionais 

do óleo diesel. Ressalta-se que, ainda que os valores do biodiesel não sejam relativos a preços finais, a representação 

gráfica facilita a análise quanto à competitividade entre os combustíveis. 

220,00 

Gráfico 11 – Projeção de Custos Internacionais de Biodiesel e Preços Internacionais 

de Óleo Diesel (Óleos Vegetais = 85% do Custo) 

200,00 

180,00 

160,00 

US$/barril 

140,00 

120,00 

100,00 

80,00 

60,00 

40,00 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Soja Colza Girassol Dendê Amendoim Diesel Internacional Arquipélago 

O Gráfico 11 mostra que os insumos analisados não permitem a produção de biodiesel a preços competitivos 

com o diesel mineral. Importa ressaltar que as fontes de dados sobre óleo diesel (EPE) e óleos vegetais (FAPRI) são 

diferentes. Somente a primeira está focada em mercados energéticos. As projeções futuras podem apresentar alterações 

em virtude do aumento de produção agrícola focada neste segmento.

666 


Para elaborar a evolução dos preços nacionais de biodiesel, que implica naturalmente na procura por insumos 

mais baratos, o estudo calculou os preços mínimos 8 do biodiesel a partir dos valores internacionais dos óleos 

vegetais [17], apresentados na Tabela 5, e dos valores de investimento informados por representante da indústria 

brasileira 9 . A taxa de câmbio utilizada foi de R$ 2,20/US$. 

Foi utilizada a supracitada projeção de preços de óleos vegetais no mercado mundial para os insumos: soja, 

colza, girassol, dendê e amendoim. 

Quanto aos preços dos insumos mamona (preços internacionais = R$ 2.200/t) e sebo bovino (R$ 750/t) - dado 

extrapolado para as demais gorduras animais, utilizou-se informação da UNIAMERICABRASIL, empresa que comercializa 

estes produtos no mercado nacional – inclusive para exportação [36]. Estes valores foram convertidos em função 

do valor do óleo de soja para 2006 (FAPRI) e a projeção 2007/2016 foi realizada de forma a manter-se a mesma 

relação entre os preços (mamona = 240%; sebo = 74%). 

No caso da mamona (preços CONAB), ao preço mínimo indicado - R$33,56 por saca de 60 kg [7], foram adicionados 

R$0,02/L para esmagamento e R$0,02/L de degomagem. A relação calculada entre este valor e o do óleo de 

soja para 2006 (130%) foi fixada para elaborar a projeção 2007/2016. No caso do óleo de fritura, considerou-se 65% 

do preço do óleo de soja e o valor da borra de ácido graxo foi estabelecido em 20% do óleo de soja [32]. 

O esgoto teve custo considerado como nulo, apesar da destinação final permitir obter remuneração, o que seria 

convertido em custo negativo de matéria-prima. As densidades utilizadas foram de 0,918 kg/L para óleo de soja, 

de colza, de girassol e de amendoim; 0,946 kg/L para óleo de dendê e 0,88 kg/L para o biodiesel. 

Os custos de conversão da produção de biodiesel (álcool, catalisador, energia, mão-de-obra, aluguel, entre 

outros) variam entre 8% e 15% do preço do insumo para usinas de grande porte e entre 25% e 40% para usinas de 

pequeno porte [21], [23], [1]. Como a expectativa é de que a maior parte das usinas produtoras de biodiesel seja de 

grande porte (cerca de 90% do volume das usinas previstas), considerou-se que os custos de conversão serão, em 

média, de 20%, além do custo do insumo principal. 

No entanto, no caso da borra de ácidos graxos, os custos de conversão são mais altos, chegando a ser idênticos 

ao custo da matéria-prima. Quanto ao biodiesel produzido a partir do esgoto sanitário, os custos de conversão foram 

estabelecidos em R$ 0,60 por litro. 

Além dos custos citados, foram considerados os tributos PIS e COFINS 10 , exceto para os insumos de mamona 

e dendê, devido à isenção tributária relacionada à agricultura familiar, nas regiões Norte, Nordeste e no semi-árido, 

e a margem média de remuneração por distribuição e revenda 11 . O óleo diesel mineral teve os preços considerados 

a partir da projeção do preço internacional internalizado, PIS/COFINS 12 e CIDE 13 e remuneração por distribuição e 

revenda. 

Cabe ressaltar que as borras de ácidos graxos e o esgoto ainda não estão sendo utilizados comercialmente, 

uma vez que as tecnologias não estão plenamente consolidadas (com exceção do processo da AGROPALMA, que já 

realiza este aproveitamento). Na hipótese da utilização das borras de ácidos graxos, o resultado econômico adicionado 

tornaria o resultado econômico global mais favorável. 

O Gráfico 12 contrapõe a projeção dos preços mínimos do biodiesel no Brasil para os diversos insumos e o do 

óleo diesel [15]. Importa ressaltar que as fontes de dados sobre óleo diesel (EPE), óleos vegetais (FAPRI) e gorduras 

animais (UNIAMERICABRASIL) são diferentes. Somente a primeira está focada nos mercados energéticos. As projeções 

futuras podem apresentar alterações em virtude do aumento de produção focado neste segmento. 

8 O cálculo de preço mínimo considerou o preço do insumo principal (óleo vegetal, novo ou usado, gordura animal ou resíduo, industrial 

ou sanitário), dos reagentes (álcool e catalisador), dos custos fixos (mão-de-obra, energia, aluguel), amortização do investimento da usina 

de biodiesel (com base em vida útil de 20 anos e juros do BNDES - TJLP de 6,85%+ 3%), margem média de remuneração por distribuição e 

revenda e PIS/COFINS. Ressalta-se que a margem de remuneração do empreendedor não foi considerada, assim como não incluído o ICMS, 

para possibilitar a comparação com o óleo diesel, visto que os Estados praticam alíquotas distintas para os insumos. Em outubro de 2006, 

foi acordado que a alíquota do ICMS passaria a ser de 12% para o processamento de grãos, sementes, sebo e palma -[9]. 

9 Dedini S.A. Indústrias de Base - [8] 

10 PIS e COFINS: R$ (38,88932+179,0676) por metro cúbico. 

11 Margem média de remuneração por distribuição e revenda: R$ 0,186 por litro - [3], para as duas últimas semanas de outubro e as duas 

primeiras de novembro, usada para o óleo diesel mineral. 

12 PIS/COFINS: R$148/m3. 

13 CIDE: R$70/m3.


Gráfico 12 – Projeção de Preços de Diesel e Preços Mínimos de Biodiesel até 2016 

Amendoim 

3,20 

2,70 

Mamona Preços 

Internacionais 

Colza 

Girassol 

R$/litro 

2,20 

Mamona Preços Conab 

1,70 

Soja 

Diesel 

1,20 

Dendê 

Fritura 

Borra 

Sebo 

Esgoto 

0,70 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


Este Gráfico 12 permite identificar que somente os insumos residuais e, durante os primeiros dois anos, o óleo 

de dendê e as gorduras animais (aqui representadas pelo sebo bovino) seriam capazes de prover biodiesel mais 

barato que o óleo diesel. Dentre os demais óleos vegetais, os de soja e de mamona (com base nos preços mínimos 

pagos pela CONAB) são os que têm os preços mais próximos dos estimados para o óleo diesel. 

Uma maneira de reduzir os preços do biodiesel seria acrescentar novas receitas financeiras, como pode ser 

feito com os créditos de carbono relacionados às emissões evitadas de gases responsáveis pelo efeito estufa. Para 

tanto, é preciso mensurar a diferença entre as emissões decorrentes da combustão de óleo diesel e do biodiesel. 

Segundo TOLMASQUIM [35], em projetos de pequena escala, o benefício ambiental no caso do biodiesel de insumos 

novos é de, no mínimo, 2,6 kgCO 2 

eq/L de éster metílico utilizado, enquanto o biodiesel de insumos residuais evita 3,9 

kgCO 2 

eq/L de éster metílico (caso fosse etílico, evitaria mais 0,26 kgCO 2 

eq/L de biodiesel) . O mercado internacional 

está realizando negociações em torno de US$ 5/tCO 2 

eq, para antecipações, que equivalem a R$ 0,027 por litro de 

biodiesel, sendo previstos valores até €40/tCO2eq de multa [10] para metas não cumpridas 14 . 

De modo análogo ao etanol, é de se esperar uma curva de aprendizado para o biodiesel. A criação de um 

mercado consumidor de maior escala, bem como o desenvolvimento tecnológico agrícola e industrial conduzirão a 

ganhos de escala e redução dos custos de produção. O reflexo desse aprendizado pode ser pouco perceptível no horizonte 

decenal do plano, mas deverá ser melhor identificado no futuro, como resultado do processo agora iniciado. 

14 O Protocolo de Quioto estabelece quantidades de emissões a serem reduzidas e um primeiro período de compromisso (2008-2012), sendo 

possível que parte desta redução ocorra em países sem metas. A Comunidade Européia estabeleceu multas para países que não atingirem 

suas metas. Isto favorece a aquisição de créditos de projetos realizados em outros países, cujos custos de abatimento sejam inferiores. Atualmente 

existem outros fóruns de negociação internacional, como a Bolsa de Carbono de Chicago - [6].

668 


2.3. Disponibilidade de Insumos para a Produção de Biodiesel 

O Brasil dispõe de uma grande diversidade de espécies vegetais oleaginosas das quais se podem extrair óleos 

para fins energéticos. Algumas destas espécies são de ocorrência nativa (buriti, babaçu, mamona, etc.), outras são de 

cultivo de ciclo curto (soja, amendoim, etc.) além das de ciclo longo ou perene (dendê). 

Para elaborar a projeção da produção total de óleos vegetais no Brasil para o período 2007/2016, considerouse 

que seria mantida a distribuição típica da participação vegetal na produção brasileira de óleos [1] e a previsão 

acerca da produção de óleo de soja [26]. 

O grupo de insumos residuais é constituído por óleos de fritura usados, ácidos graxos resultantes do refino dos 

óleos vegetais (conhecidos como borras), gorduras animais obtidas nos abatedouros (sebo bovino, graxa suína, óleo 

de peixe e gordura de frango) e esgoto sanitário. Considerando os dados de abate animal no Brasil [20]; a quantidade 

típica de gordura por cabeça de animal abatido [14]; e a previsão acerca das taxas de crescimento da produção animal 

no período em análise [26], é possível estimar os volumes potenciais de insumos de origem animal. 

A utilização de insumos residuais pode suprir, no período, entre 2 e 3 bilhões de litros anuais de biodiesel, tem 

disponibilidade imediata e preço atraente. Suas ofertas estão concentradas em poucos pontos, o que facilita sua 

utilização (ainda que no caso dos óleos residuais seja necessária uma logística mais elaborada e, por isto, mais cara). 

Seus preços, significativamente abaixo dos outros insumos, permitem a produção de biodiesel mais barato que o 

óleo diesel. 

O Gráfico 13 e a Tabela 8 sintetizam as informações, apresentando o potencial de oferta de insumos graxos 

para a produção de biodiesel para o período 2007/2016. 

16 

Gráfico 13 – Projeção do Potencial de Insumos da Produção de Biodiesel 2007/2016 

Gordura de frango 

14 

Ácidos graxos 

Sebo Bovino 

12 

Graxa suína 

Óleo usado 

Outros Óleos 

10 


8 

6 

Mamona 

Esgoto 

Óleo de Soja Exportado 

em Grãos 

4 

Dendê 

2 


0 

2007 2008 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Dendê 

Mamona 

Esgoto 

Óleo usado 

Graxa suína 



Fonte: Elaboração EPE


Tabela 8 – Potencial de Oferta de Insumos Graxos para a Produção de Biodiesel para o Período 2007/2016 

Em Mm 3 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Óleo de soja para 

exportação 

Óleo 3,27 3,27 3,38 3,49 3,59 3,70 3,81 3,92 3,81 4,02 

Grãos 4,51 4,71 4,90 5,10 5,29 5,51 5,73 5,98 6,22 6,37 

Produção dos demais óleos 

Outros 0,63 0,65 0,68 0,70 0,73 0,75 0,78 0,81 0,83 0,86 

Dendê 0,16 0,16 0,17 0,17 0,18 0,19 0,20 0,20 0,21 0,21 

Mamona 0,08 0,08 0,08 0,09 0,09 0,09 0,10 0,10 0,10 0,11 

Insumos residuais 

Esgoto 0,05 0,08 0,11 0,14 0,17 0,20 0,24 0,27 0,30 0,33 

Óleo usado 0,22 0,22 0,22 0,22 0,23 0,23 0,23 0,23 0,24 0,24 

Sebo bovino 1,34 1,40 1,46 1,53 1,59 1,66 1,74 1,81 1,89 1,98 

Graxa suína 0,18 0,18 0,19 0,19 0,20 0,20 0,21 0,21 0,22 0,22 

Ácido graxo 0,12 0,13 0,13 0,14 0,14 0,15 0,16 0,16 0,17 0,17 

Gordura de frango 0,47 0,49 0,51 0,53 0,56 0,58 0,61 0,64 0,66 0,69 

Total 2,38 2,50 2,63 2,76 2,89 3,03 3,18 3,32 3,48 3,63 

A oferta de óleo de soja representa em média 70% da disponibilidade de insumos considerada. Este percentual 

equivale ao somatório das projeções da exportação de óleo de soja exportado (cerca de 42%) e do óleo exportado 

sob a forma de grãos (em média 29%). O percentual restante refere-se a: i) o potencial de dendê, mamona e outros 

óleos vegetais (cerca de 8%); ii) o potencial relacionado à matéria-prima de origem residual (aproximadamente 

19%), a qual compreende as parcelas relacionadas à gordura animal (até 2,89 Mm3/a), óleo residual de fritura (até 

240.000 m3/a), esgoto (até 375.000 m3/a) e borra de ácidos graxos (até 170.000 m3/a). 

Neste estudo, o levantamento do potencial de insumos não considerou o aproveitamento de parte das áreas 

agricultáveis ociosas e das áreas desmatadas. 

2.4. Potencial de Oferta de Biodiesel 

A Lei n° 11.097/05 estabeleceu o consumo compulsório de biodiesel a partir de 2008, no percentual mínimo 

de 2% de adição ao óleo diesel comercializado ao consumidor final, até atingir 5% em 2013, valor antecipado para 

2010 pelo Governo Federal. Uma vez que o consumo obrigatório de biodiesel está vinculado ao de diesel mineral 

pela regulamentação legal, é necessário prever como se dará o consumo do combustível fóssil no período, conforme 

já exposto no item de demanda. 

As quantidades de biodiesel referentes ao consumo de óleo diesel podem ser observadas na Tabela 9.

670 


Tabela 9 – Distribuição do Consumo Obrigatório de Biodiesel por Região, de Acordo 

com Trajetórias Estabelecidas pela EPE 

Trajetória Inferior – Volume (mil m3) 

Anos 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Nordeste 98 129 134 351 366 384 403 423 443 464 

Norte 81 94 76 201 211 185 194 204 215 224 

Centro-Oeste 81 106 111 289 299 314 329 346 362 380 

Sudeste 316 413 430 1.122 1.170 1.226 1.284 1.345 1.408 1.474 

Sul 140 182 190 497 519 545 572 600 629 659 

Total 716 923 942 2.460 2.565 2.653 2.782 2.917 3.057 3.201 

Trajetória Superior – Volume (mil m3) 

Anos 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Nordeste 99 131 138 363 383 404 426 449 473 498 

Norte 82 95 78 207 219 193 205 217 229 240 

Centro-Oeste 82 108 114 300 313 330 348 367 387 407 

Sudeste 319 420 442 1.161 1.221 1.286 1.354 1.425 1.500 1.578 

Sul 141 186 196 515 543 572 604 636 671 706 

Total 723 939 967 2.546 2.678 2.786 2.936 3.094 3.259 3.430 

2.4.1. Disponibilidade de Matéria-Prima 

A partir da disponibilidade de insumos graxos, apresentada anteriormente, é possível estimar a quantidade 

potencial de produção do biodiesel, mediante a aplicação dos diferentes fatores de conversão na reação para a obtenção 

do éster, específicos para cada tipo de insumo. 

As comparações entre as quantidades totais de biodiesel possíveis de se obter, através de cada um dos insumos 

analisados, e as quantidades obrigatórias para cada uma das trajetórias elaboradas pela EPE, estão apresentadas 

do Gráfico 14.


Gráfico 14 – Disponibilidade Total de Biodiesel dos Diversos Insumos e 

Expectativas de Consumo Obrigatório 

14 

12 

10 



Esgoto 

Óleo usado 

Graxa suína 

Sebo Bovino 

Outros Óleos 


8 

6 

Óleo de Mamona 

Óleo de Soja Exportado em 

Grãos 

4 

Óleo de Dendê 

2 




- 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Dendê Mamona Esgoto 


Óleo usado 

Graxa suína 

Borra de ácidos graxos 


Independentemente da origem dos insumos, o gráfico anterior permite depreender que a oferta atual é superior 

a 11 vezes a demanda relacionada com a obrigatoriedade estabelecida pela Lei n° 11.097/05. No decorrer do 

período analisado, a estimativa de oferta de insumos tende a ser mais de 4 vezes superior à demanda relacionada 

com a obrigatoriedade. Estas considerações sugerem que são baixos os riscos de não atendimento ao consumo 

obrigatório de biodiesel associados à oferta física de insumo. 

Cabe ressaltar que a disponibilidade de insumos poderá ser alterada com a adoção de políticas públicas específicas 

de incentivo a determinadas matérias-primas. Da mesma forma, esta pode ser influenciada pelas relações 

de mercado, incluindo manutenção ou não dos cenários de preços de insumos e/ou pelo próprio desenvolvimento 

tecnológico agrícola, que torne mais competitiva uma oleaginosa específica. 

2.5. Potencial de Consumo Além do Obrigatório 

Antecipa-se que é possível ocorrer um consumo de biodiesel além do obrigado pela legislação, para condições 

específicas, tais como: 1) a utilização de insumos residuais, que são mais baratos que os insumos cultivados e possibilitam 

a produção de biodiesel capaz de competir em preço com o óleo diesel; 2) a produção para utilização em sistemas 

de geração elétrica isolados do sistema de transmissão elétrica integrado do país, onde o custo de transporte 

do diesel mineral é relevante em relação ao seu preço de revenda; 3) a “autoprodução”, onde o consumidor não sofre 

incidência de tributação e custos de frete. 

É a seguir apresentada uma síntese da análise efetuada para a “autoprodução” de biodiesel, pelos produtores 

rurais, consumidores de diesel, que além de disporem dos insumos de óleos vegetais, também podem dispor dos insumos 

residuais necessários para a obtenção de biodiesel. Para análise desta possibilidade é necessário contemplar 

dados acerca dos preços e tributos que incidem sobre o óleo diesel mineral no país, bem como do custo típico do 

biodiesel em função do preço do óleo.

672 


Em virtude da produção para consumo próprio representar uma redução de custo em relação à aquisição do 

biodiesel no mercado, uma vez que não há fatos geradores para alguns tributos 15 , existe a possibilidade de os produtores 

de oleaginosas e de gorduras animais agruparem-se em cooperativas para conseguirem produzir biodiesel 

a custos inferiores aos preços pagos pelo óleo diesel assim como já está acontecendo com a COOPERBIO, a COOPE- 

RATA e a COOPERFELIZ [18]. 

Em relação ao aproveitamento do óleo potencial presente nos grãos de soja ora exportados, deve-se avaliar a 

capacidade de esmagamento necessária e renegociar com os compradores internacionais o escoamento do farelo 

de soja, um co-produto “nobre” da produção de óleo de soja. Cabe observar que o aproveitamento do óleo de soja, 

ora exportado, não causa nenhuma dificuldade quanto ao escoamento do co-produto farelo de soja. 

As oportunidades de aproveitamento das gorduras animais para a produção de biodiesel estão relacionadas 

aos aspectos financeiros, aos de disponibilidade de matéria-prima e aos de domínio tecnológico do processo. 

No aspecto tecnológico, a premissa é que o processamento das gorduras animais pouco difira do aproveitamento 

de óleos vegetais, sendo a principal característica a necessidade de avaliação das condições da matéria-prima 

para garantir a continuidade do sistema. Com isto, a eficiência de conversão de ambos os insumos supera 90%, possibilitando 

a manutenção das vantagens decorrentes dos preços de aquisição desta matéria-prima sobre os insumos 

cultivados, que normalmente aproximam-se de 65% do patamar estabelecido pelo óleo de soja. 

2.5.1. Volumes Potenciais da Autoprodução de Biodiesel 

O segmento agropecuário é bastante representativo em relação ao consumo de óleo diesel no Brasil, visto que 

a demanda deste setor equivale a 17% do total nacional, cerca de 6,5 bilhões de litros anuais. 

Foram utilizados os balanços energéticos dos estados das regiões Sul e Centro-Oeste, maiores produtoras nacionais 

de oleaginosas (84% da soja, além da maior capacidade de esmagamento) e de gordura oriunda do abate animal 

(71%). Apesar dos balanços energéticos disponíveis serem de datas diferentes, foram tomadas as participações 

do setor agropecuário em cada estado no ano mais recente dos documentos acessados e calculada, via ponderação, 

a participação do setor em cada região. De acordo com estas considerações, o setor agropecuário é responsável por 

19% do consumo de óleo diesel da região Sul e por 29,5% do consumo de óleo diesel da região Centro-Oeste. 

Quanto às projeções regionais de oferta de insumos, até 2016, foram estabelecidas as seguintes premissas: 

• Soja: Para projetar a produção agrícola das regiões Sul e Centro-Oeste, aplicou-se a média de participação 

de cada região na produção agrícola nacional, no período entre 2000 e 2005, na expectativa de produção nacional 

[26]. Outra premissa utilizada foi que a distribuição da produção de óleo de soja dar-se-ia na mesma proporção que 

a da produção de grãos. 

• Gordura animal: O mesmo procedimento quanto à projeção da produção, entretanto o período analisado 

abrangeu de 1997 até 2005. 

Considerando que serão mantidas as distribuições das participações da soja e do abate animal na produção 

agropecuária de cada região brasileira [20] e utilizando-se a projeção da exportação de óleo de soja, bem como o 

potencial de óleo a ser exportado na forma de grãos e a projeção do abate animal [26], é possível estimar os volumes 

potenciais de biodiesel de soja, de gorduras animais e de borras de ácidos graxos que poderiam ser produzidos nas 

regiões Centro-Oeste e Sul. 

Os Gráficos 15 e 16 apresentam os volumes potenciais de produção de biodiesel de soja, de gorduras animais 

e de borras de ácidos graxos e o consumo máximo de biodiesel por “autoprodução” agropecuária, adicionado aos 

volumes da obrigatoriedade legal, nas regiões Centro-Oeste e Sul, de acordo com as trajetórias superior e inferior de 

demanda estudadas. 

Na autoprodução, as trajetórias representam a quantidade de biodiesel que pode ser consumida, pelo setor 

agropecuário de cada região geográfica sem causar o fato gerador de tributação, com atratividade econômica - taxa 

interna de retorno superior à taxa de desconto. 

15 PIS/COFINS e ICMS.


6,00 

Gráfico 15 – Disponibilidade de Biodiesel de Soja, Gorduras Animais e Borras, e Estimativa 

de Consumo Máximo de Biodiesel na Região Centro-Oeste 

5,00 

Disponibilidade de Óleo 

Exportado em Grãos 

4,00 


3,00 

2,00 

1,00 

TS Obrigatoriedade + 

Autoprodução 

TI Obrigatoriedade + 


Disponibilidade Gordura de Frango 

Disponibilidade de Soja 

em Óleo Exportado 

Disponibilidade de Borra de Ácido Graxo 

- 

Disponibilidade Graxa Suína 

Disponibilidade Sebo 

Bovino 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 





Legenda: TS – Trajetória Superio; TI – Trajetória Inferior 

6,00 

Gráfico 16 – Disponibilidade de Biodiesel de Soja, Gorduras Animais e Borras, 

e Estimativa de Consumo Máximo de Biodiesel na Região Sul 

5,00 


4,00 

3,00 

2,00 

1,00 











- 



Bovino 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 




Disponibilidade de Óleo Exportado em Grãos 


Legenda: TS – Trajetória Superior 

TI – Trajetória Inferior

674 


Os Gráficos anteriores permitem concluir que ambas as regiões têm oferta de insumos suficiente para atender 

à demanda prevista de biodiesel para o consumo obrigatório e para a autoprodução que abasteça todo o setor 

agropecuário. A diferença entre as regiões reside no fato da região Centro-Oeste ter capacidade de atender a este 

consumo apenas com a produção de biodiesel realizada a partir de gorduras animais, somada às borras de ácidos 

graxos e ao óleo de soja exportado, enquanto a região Sul precisa complementar estas fontes, entre 2010 e 2013, 

com o óleo de soja proveniente da exportação em grãos. 

O decaimento observado das trajetórias superior e inferior decorre das estimativas de redução do preço do 

óleo diesel e de aumento do preço dos insumos utilizados para produção de biodiesel. 

Vale ressaltar que a quantidade de óleo exportado em grãos considerada para atendimento ao consumo máximo 

da região Sul pode ser fornecida pelo material disponível (resíduos, gorduras animais e óleo exportado) na 

região Centro-Oeste. 

2.5.2. Atratividade da Autoprodução 

O estudo calculou o preço do biodiesel obtido a partir do óleo de soja, das gorduras animais e do consórcio 

de óleo de soja, borra de ácidos graxos e gorduras animais pelos autoprodutores, para o período 2007/2016. Foram 

tomados por base o valor internacional do óleo de soja [17], descontando-se o frete de US$ 88/t [27] 16 para a região 

Centro-Oeste e US$ 44/t para a região Sul; as extrapolações realizadas para as gorduras animais e borras de ácidos 

graxos, conforme já explicado; o investimento informado por empresa especializada em plantas de biodiesel; e os 

custos de conversão apresentados anteriormente. 

A opção por consorciar os insumos (“blend”) justifica-se na busca por obter a maior disponibilidade possível 

com atratividade econômica, sobretudo no período de entressafra – dada a menor sazonalidade da gordura animal, 

como mostram os dados do IBGE sobre o setor. Foram ponderados os insumos consorciados, considerando suas 

disponibilidades e seus custos de produção. 

Foram utilizados os preços internacionais previstos para o óleo diesel nos próximos 10 anos, considerando a 

CIDE e o PIS/COFINS (R$0,218/L) e a remuneração média brasileira por distribuição e revenda (R$0,186/L) [3]. Como 

o ICMS é recuperado pelo produtor rural na comercialização de sua produção, os cálculos foram realizados sem 

considerar este imposto 

Os Gráficos 17 e 18 apresentam a projeção de preços do diesel mineral e do biodiesel pelos autoprodutores 

para o período 2007/2016, nas regiões Sul e Centro-Oeste, segundo os cenários de projeção de diesel elaborados 

pela EPE. 

16 Frete de grãos entre Sorriso (MT) e Paranaguá (PR), tomado como média para a região Centro-Oeste, na safra de 2005-2006, com câmbio 

de R$ 2,36/US$ [5]. Valor de frete considerado conservador, pois o óleo de soja requer caminhões mais rebuscados que os necessários para 

transporte de grãos.


Gráfico 17 – Projeção de Preços de Diesel e Custos de Biodiesel na Região Centro-Oeste / Autoprodução 

1,7 

1,6 

1,5 

1,4 

Preço (R$/L) 

1,3 

1,2 

1,1 

1 

0,9 

0,8 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Diesel Consórcio Soja Sebo 


Obs.: As fontes de dados sobre óleo diesel, óleos vegetais e gorduras animais são diferentes. Só a primeira está focada em mercados energéticos. As 

projeções futuras podem apresentar alterações em virtude do aumento de produção focado neste segmento. 

Gráfico 18 – Projeção de Preços de Diesel e Custos de Biodiesel na Região Sul / Autoprodução 

1,7 

1,6 

1,5 

1,4 

Preço (R$/L) 

1,3 

1,2 

1,1 

1,0 

0,9 

0,8 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 



Obs.: As fontes de dados sobre óleo diesel, óleos vegetais e gorduras animais são diferentes. Só a primeira está focada em mercados energéticos. As 

projeções futuras podem apresentar alterações em virtude do aumento de produção focado neste segmento.

676 


Verifica-se pelos gráficos anteriores que o biodiesel “autoprodução” de soja tende a atingir um custo superior 

ao preço do óleo diesel, em 2016 para a Região Centro-Oeste e em 2012 para a Região Sul, dentro de um cenário 

de preços declinantes dos derivados de petróleo. O consórcio entre soja e gorduras animais permite que os custos, 

mesmo convergindo, não se igualem ao preço do óleo diesel, na região Centro-Oeste, além de adiar o ponto de 

cruzamento na região Sul. Já o custo do biodiesel de gorduras animais não atinge o preço do óleo diesel no período 

analisado. 

A Tabela 10, expõe o retorno do investimento para a autoprodução nas Regiões Sul e Centro-Oeste. Como o 

investimento necessário para atender a toda a demanda potencial dependerá de vários fatores (escala das plantas, 

capacidade de produção de equipamentos, disponibilidade de recursos financeiros para sua construção), foram analisados 

os investimentos correspondentes a uma unidade capaz de processar 25.000 t/a, com base em informações das 

indústrias de base do país. A capacidade de construção de usinas deste tipo no país foi estimada em 30 unidades por 

ano, que acarretaria um prazo de 2 anos para aproveitar toda a disponibilidade dos insumos analisados neste item. 

A entrada em funcionamento desta unidade típica requer 180 dias, motivo pelo qual considerou-se que o primeiro 

ano do empreendimento só obteria a metade da receita anual. Os retornos financeiros foram calculados com 

base na diferença entre os preços do óleo diesel e o custo do biodiesel para autoprodução, mostrados nos Gráficos 

17 e 18. Verifica-se que as taxas de retorno atingiram patamares significativos, viabilizando inclusive prazos mais 

longos para o início de produção. 

Tabela 10 – Atratividade de Plantas de Biodiesel para Autoprodução – Investimento de R$ 16.850.000 

Soja Sebo Consórcio 

Centro-Oeste 

SUL 

Início de produção em 

2010 

2º semestre 

2011 

2º semestre 

TIR (a.a.) 8% 10% 24% 

Início de produção em 2009 2011.2 2009 

TIR (a.a.) 19% 10% 20% 

2010 

As taxas internas de retorno demonstram que os sistemas de autoprodução são empreendimentos atrativos. 

Para o governo, a redução da arrecadação tributária, que ocorrerá nos anos de autoprodução, pode ser compensada 

com o conseqüente estímulo ao programa nacional de biodiesel, devido aos ganhos de escala de produção e implementações 

tecnológicas. Adicionalmente, a capacidade instalada de produção de biodiesel para o consumo interno 

do setor agropecuário pode convergir, quando a rentabilidade deste mercado deixar de ser atraente, para o atendimento 

das demandas obrigatórias de misturas do biodiesel no diesel, inclusive para valores superiores a 5%. 

2.5.3. O Potencial Nacional 

O Gráfico 19 apresenta o potencial da demanda e a expectativa da evolução do consumo de biodiesel para o 

período em análise.


Gráfico 19 – Projeção do Consumo Esperado de Biodiesel – 2007/2016 

14,00 

12,00 

10,00 


Grãos 


8,00 

6,00 






Outros Óleos 


4,00 

TS Esperado 

PAC 

TI Esperado 


GorduradeFrango 

2,00 

Óleo Usado 

TS Obrigatoriedade 

Graxa Suína 

Sebo Bovino 

Borra de Ácidos Graxos 

TI Obrigatoriedade 

- 

Esgoto 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 



Graxa Suína 

Óleo Usado 



Cabe ressaltar que no ano de 2007 a parcela grifada como consumo obrigatório (uma vez que a obrigatoriedade 

inicia-se em 2008) representa o que foi adquirido nos leilões e que equivale a 1,6% do consumo nacional de 

óleo diesel. 

O potencial de consumo oriundo da autoprodução nas regiões Sul e Centro-Oeste, especificamente no setor 

agropecuário, somado à parcela obrigatória, é capaz de elevar o consumo nacional de biodiesel um pouco acima 

do patamar de 9% do consumo de óleo diesel, mantendo-o neste nível até o aumento da obrigatoriedade para 5%. 

Neste momento, a soma entre a obrigatoriedade e a autoprodução no setor agropecuário eleva-se até atingir 12%. 

Entretanto, devido à insegurança de parte dos empresários rurais em decidir pelos investimentos em autoprodução, 

devido aos riscos intrínsecos à atividade agrícola e às incertezas sobre o preço do petróleo e, ainda, devido 

à assimetria de informações sobre estas oportunidades – que o presente trabalho visa reduzir, considerou-se que 

o consumo deste segmento será de aproximadamente 25% do potencial conjunto das regiões até 2009 e 34% do 

conjunto das regiões de 2010 até 2016, o equivalente a 1% e a 1,7% do consumo nacional de óleo diesel, respectivamente. 

Estes valores convergem com o percentual de 6% de consumo de biodiesel do país para 2020, como previsto 

no Plano Nacional de Energia [30]. 

Apesar da previsão de preços para os óleos vegetais ser crescente e para o óleo diesel ser decrescente, ao final 

do período analisado, a curva de estimativa de consumo de biodiesel não é afetada. 

Ressalta-se que, apesar das vantagens econômicas decorrentes da substituição do óleo diesel por biodiesel na 

autoprodução do setor agropecuário das regiões Sul e Centro-Oeste já serem suficientes para promover a construção 

de usinas desde o início do ano 2006, apenas três foram construídas. Isto demonstra a existência de barreiras, 

tanto culturais – relacionadas à produção e utilização do biocombustível, quanto financeiras – relacionadas ao investimento 

e formas de financiamento.

678 


Apenas para exemplificar, a substituição do diesel fóssil por biodiesel em quantidade de 25.000t/a representaria 

mitigação da poluição global de cerca de 1,5 milhões tCO 2 

eq para um período de 20 anos. Considerando-se o valor de 

5US$/tCO 2 

eq 17 , pode-se inferir que a antecipação dos créditos de carbono referentes a este período permitiria prover 

o investimento necessário a uma unidade industrial de autoprodução [8] com esta capacidade de processamento 18 . 

Os recursos financeiros provenientes do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo – MDL, a depender do projeto, 

mostram-se suficientes para custear a aquisição e instalação das usinas, ação capaz de remover uma das barreiras 

e, ao mesmo tempo, demonstrar sua adicionalidade (etapa fundamental à captação dos recursos do MDL). 


O presente trabalho permitiu identificar a relevância dos seguintes aspectos da produção e uso de biodiesel 

no Brasil, no horizonte decenal: 

• Preços atuais dos insumos novos (cujo potencial de oferta é significativo) são elevados e crescentes, conforme 

as projeções de preços internacionais apresentadas. 

• É necessário estimular a prospecção e utilização de insumos mais baratos, visto que a importância da matéria-prima 

principal é muito grande no custo de produção (entre 85% e 92% em plantas de grande porte), enquanto 

os custos de conversão são pouco relevantes (uma parte do percentual restante, que envolve catalisador, álcool, 

energia, mão-de-obra e aluguel); 

• A disponibilidade atual de insumos – ainda que focada, basicamente, em atender aos mercados alimentício, 

químico e farmacêutico, mesmo havendo grande quantidade de resíduos e de insumos exportados – é suficiente 

para atender além da obrigatoriedade legal ao mercado interno e permitir ainda a exportação. É necessário identificar 

as oportunidades em que o benefício financeiro seja de fácil apropriação pelo empreendedor, como a utilização 

de gorduras animais, a autoprodução com soja, gorduras animais e borras de ácidos graxos. 

• 50% das gorduras animais e dos ácidos graxos disponíveis (parcela dos insumos residuais) são capazes de 

abastecer toda a demanda obrigatória de B2 (2% de adição ao óleo diesel). No período de vigência do B5 (5% de adição 

ao óleo diesel), estes insumos utilizados em sua totalidade possibilitam atender a mais de 80% do obrigatório; 

• É possível que o consumo de biodiesel seja maior que o obrigatório, pois a quantidade de insumos residuais 

e de óleo de soja disponíveis nas regiões Sul e Centro-Oeste para a autoprodução do setor agropecuário viabilizam 

empreendimentos com atratividade econômica; 

• A atual capacidade instalada de produção de biodiesel (montada e prevista até o primeiro semestre de 2007) 

é suficiente para atender à obrigatoriedade do B2, ainda que sua distribuição geográfica esteja desequilibrada quanto 

ao atendimento dos mercados regionais (Norte, Nordeste, Centro-Oeste e Sul produzem excedente, enquanto 

Sudeste precisa adquirir). 

Ressalta-se que os recursos financeiros provenientes do MDL podem ser suficientes para custear a aquisição e 

instalação das usinas, removendo eventuais barreiras existentes sob o aspecto financeiro e servindo de incentivo ao 

processo de implantação dos projetos de autoprodução de biodiesel, os quais, apesar da atratividade econômica, 

não vêm ocorrendo. 

Finalmente, é de interesse registrar as metas do Programa de Aceleração do Crescimento - PAC do Governo 

Federal, o qual sinaliza investimentos da ordem de 17,4 bilhões de reais até 2010 em combustíveis renováveis, 

conforme citado no item 1.8, visando assegurar a liderança do Brasil na área de biocombustíveis. No que tange ao 

biodiesel, são previstas 46 novas usinas e a produção de 3,3 bilhões de litros anuais em 2010. Para tanto, prevê-se um 

investimento total de R$ 1,2 bilhão, o que representa um acréscimo de cerca de 2,4 bilhões de litros na capacidade 

instalada de produção. Os investimentos totais serão certamente maiores que estes, pois ainda não existe estimativa 

quanto ao investimento necessário no aumento da produção agrícola, sobretudo na de espécies de ciclo longo e 

perenes (dendê, pinhão, etc.), responsável pela redução de custo de insumos. 

17 Valor pequeno perante a multa estabelecida pelo Compromisso Europeu para países que não atingirem suas metas definidas no Protocolo 

de Quioto: em 2012 são previstos valores de até €40/tCO2eq para metas não cumpridas [10]. 

18 Refere-se à menor escala de planta industrial completa, envolvendo investimentos da ordem de R$ 16,85 milhões, cujos dados foram informados 

por representante da indústria brasileira [8].



Nº. 

Título 

[1] ABIOVE, 2006. Biodiesel no Brasil: A Visão da Indústria de Óleos Vegetais. In: 6° Fórum de Debates sobre Qualidade e Uso 

de Combustíveis. Rio de Janeiro, 01 jun. 2006. Disponível em http://www.abiove.com.br/palestras/abiove_pal_biodiesel_ 

01jun06.pdf . Acesso em 10 nov. 2006. 

[2] ANFAVEA, 2007. Estatísticas. Vendas Internas em 2007. Disponível em: http://www.anfavea.com.br/tabelas/autoveiculos/tabela11_vendas.xls. 

Acesso em: 20 fev. 2007. 

[3] ANP, 2006. Levantamento de Preços. Disponível em: http://www.anp.gov.br/i_preco/include/Resumo_Quatro_Regiao. 

asp?cod_combustivel=643 . Acesso em 15 nov. 2006. 

[4] ANP, 2007. Resultados dos Leilões de Biodiesel. Disponível em http://www.anp.gov.br/petro/leilao_biodiesel.asp. Acesso em 

19 mar. 2007. 

[5] BACEN, 2007. Relatórios trimestrais sobre câmbio. Disponível em http://www.bcb.gov.br/?RELCAMBIO. Acesso em 

02/04/2007 

[6] CCX, 2006. Chicago Climate Exchange. Disponível em www.chicagoclimatex.com. Acessado em 02 out. 2006. 

[7] CONAB. 2006. Mamona: Proposta de Preço Mínimo. Disponível em: http://www.conab.gov.br/conabweb/download/precos_ 

minimos/proposta_de_precos_minimos_safra_2006_07_mamona.pdf . Acesso em 28 nov. 2006 

[8] DEDINI, 2006. Comunicação Pessoal. 

[9] DOU, 2006 – CONVÊNIO ICMS 113/06 - Dispõe sobre a concessão de redução na base de cálculo do ICMS devido nas saídas 

de biodiesel (B-100). 11-out-2006 

[10] ECX, 2006. European Climate Exchange. Disponível em http://www.europeanclimateexchange.com/index_flash.php. Acessado 

em 02/10/2006 

[11] EIA/DOE, 2006. Energy Prices by Sector and Source. Disponível em: http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/supplement/suptab_ 

20.xls. Acesso em 23 out. 2006. 

[12] EIA/DOE, 2006a. Anual Energy Outlook 2006 with Projections to 2030. Disponível em: http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/ 

pdf/0383(2006).pdf. Acesso em: 02 out. 2006. 

[13] EIA/DOE, 2006b. Renewable Energy Consumption by Sector and Source. Disponível em: www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/excel/aeotab_17.xls. 

Acesso em: 02 out. 2006. 

[14] EMBRAPA 2005. Limitações e vantagens do uso de farinhas de origem animal na alimentação de suínos e de aves. 2° Simpósio 

Brasileiro Alltech da Indústria de Alimentação Animal. Curitiba, Paraná, 28 a 30 de agosto de 2005. Disponível em 

http://www.cnpsa.embrapa.br/sgc/sgc_arquivos/palestras_r2v84s4u.pdf. Acesso em 15 nov. 2006. 

[15] EPE. 2006. Estudos Específicos sobre o Abastecimento de Petróleo, Gás e Derivados. Projeções da demanda de GLP, gasolina, 

diesel e álcool combustível até 2015. Rio de Janeiro, 28 ago. 2006. 

[16] EUA, 2005. Congress of the United States. Lei H.R. 6 - Energy Policy Act of 2005. 

[17] FAPRI, 2006. Overview: FAPRI 2006 Agricultural Outlook. Disponível em: http://www.fapri.org/outlook2006/text/3Overview. 

pdf . Acesso em 23 out. 2006 

[18] FOLHA DE LONDRINA, 2007 – BIODIESEL NO MEIO DO MATO. 19-mar-2007 

[19] F.O.LICHT, 2006. World Ethanol Markets – The Outlook to 2015. 

[20] IBGE, 2006. Censo Agropecuário. Disponível em http://biblioteca.ibge.gov.br. Acesso em 14 out. 2006. 

[21] IEA, 2004. Biofuels for transport – an international perspective. Disponível em: . Acesso em 23 out. 2006. 

[22] ISO. 2006. New investments and capacity expansion in Brazil’s sugar and ethanol sector. MECAS(06)06. 32p. 

[23] LURGI, 2006. Tecnologia Biodiesel Lurgi – Aspectos Tecnológicos e Comerciais da Produção. Disponível em http://www.lurgibamag.com.br. 

Acessado em 28 set. 2006. 

[24] MAPA, 2005. Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento. Plano Nacional de Agroenergia 2006-2011. 120 p. 

[25] MAPA. 2006a. Secretaria de Política Agrícola. Agricultura Brasileira em Números. Disponível em: http://www.agricultura. 

gov.br/pls/portal/docs/PAGE/MAPA/ESTATISTICAS/AGRICULTURA_EM_ NUMEROS_2005/03.02.08_1.XLS . Acesso em: 20 set. 

2006.

680 


[26] MAPA. 2006b. Projeções do Agronegócio: Mundial e Brasil. Brasília, DF, 2006. 73 p., Disponível em: http://www.agricultura. 

gov.br/portal/page?_pageid=33,1299841&_dad=portal&_schema=PORTAL 

[27] MAPA, 2006c. Secretaria de Política Agrícola. Palestra “Novas políticas governamentais de apoio ao agronegócio”, proferida 

no Fórum de Mercado e Financeiro. Curitiba (PR), 28 de abril de 2006 

[28] MDIC/SECEX/Aliceweb, 2007. Acesso aos Dados Estatísticos das Exportações e Importações Brasileiras. Disponível em: http:// 

aliceweb.desenvolvimento.gov.br. Acesso em 22 jan. 2007. 

[29] MME, 2007. PAC - Programa de Aceleração do Crescimento: Infra-Estrutura Energética. Apresentação do Ministro Silas Rondeau 

em 21/01/2007. 

[30] MME/EPE, 2007. Plano Nacional de Energia – PNE 2030 

[31] RFA. Industry Statistics. Disponível em: . Acesso em: 22 nov. 2006. 

[32] TECPAR, 2005. Preços das borras de ácidos graxos. Disponível em: http://72.14.203.104/search?q=cache:BrB6Se_PczkJ: sbrt. 

ibict.br/upload/sbrt230.pdf+tecbio+planta+de+biodiesel&hl=pt-BR&ct=clnk&cd=7. Acesso em 23 out. 2006. 

[33] TRANSPETRO, 2005. Perspectivas Futuras para o Etanol Combustível: Logística na Exportação de Álcool. Palestra proferida 

no Seminário Etanol Combustível: Balanço e Perspectivas. Campinas, 17 nov. 2005. Disponível em: http://www.nipeunicamp. 

org.br/proalcool/Palestras/17/Andre%20j.ppt. Acesso em: 22 set. 2006 

[34] TRANSPETRO, 2006. Logística para a Inserção do Etanol Combustível Brasileiro no Mercado Mundial. In: Reunião Conjunta 

EPE e TRANSPETRO sobre o Projeto Logística de Álcool da PETROBRAS, realizada em 04 dez. 2006. 

[35] TOLMASQUIM, M.T. (Coord.), 2002. Fontes Renováveis de Energia no Brasil. 

[36] UNIAMERICABRASIL, 2006. Disponível em:www.uniamericabrasil.com.br. Acesso em 28 nov. 2006. 

[37] USDA. 2006. Agricultural Baseline Projections to 2015. Disponível em: . Acesso em: 05 out. 2006.



Tabela 1 – Cenário para a Evolução do Preço do Etanol nos EUA ................................................................................................ 648 

Tabela 2 – Demandas Possíveis de Etanol pela Índia ....................................................................................................................... 656 

Tabela 3 – Investimentos da Petrobras Transporte S.A. no Programa Etanol .......................................................................... 660 

Tabela 4 – Resultado dos Leilões de Compra de Biodiesel pela ANP ......................................................................................... 663 

Tabela 5 – Preços Internacionais de Oleaginosas (US$/tonelada métrica) .............................................................................. 664 

Tabela 6 – Projeção dos Custos de Produção do Biodiesel com Base nos Óleos Vegetais 

Representando 92% do Custo Final (US$/barril) ............................................................................................................................... 664 

Tabela 7 – Projeção dos Custos de Produção do Biodiesel com Base nos Óleos Vegetais 

Representando 85% do Custo Final (US$/barril)............................................................................................................................... 665 

Tabela 8 – Potencial de Oferta de Insumos Graxos para a Produção de Biodiesel para o Período 2007/2016 ............ 669 

Tabela 9 – Distribuição do Consumo Obrigatório de Biodiesel por Região, de Acordo 

com Trajetórias Estabelecidas pela EPE ................................................................................................................................................ 670 

Tabela 10 – Atratividade de Plantas de Biodiesel para Autoprodução – Investimento de R$ 16.850.000 .................... 676 


Gráfico 1 – Cenário para a Evolução do Preço do Etanol nos EUA ............................................................................................... 648 

Gráfico 2 – Cenários da Evolução de Preços de Álcool Hidratado e Gasolina C ...................................................................... 649 

Gráfico 3 – Projeção de Consumo de Álcool Carburante no Brasil .............................................................................................. 650 

Gráfico 4 – Evolução das Exportações de Etanol - Brasil (2000-2006)........................................................................................ 650 

Gráfico 5 – Faixas de Custos da Produção de Etanol ........................................................................................................................ 651 

Gráfico 6 – EPAct 2005 e Previsão da EIA para Consumo de Etanol ............................................................................................ 653 

Gráfico 7 – Demanda de Etanol na EU25 - por País (Diretriz para Combustíveis Renováveis de 2003) .......................... 654 

Gráfico 8 – Exportações Brasileiras de Álcool Combustíve ............................................................................................................ 657 

Gráfico 9 – Produção de Álcool e Custo de Produção no Brasil .................................................................................................... 658 

Gráfico 10 – Produção Nacional de Álcool e Oferta para o Mercado Carburante Doméstico ........................................... 658 

Gráfico 11 – Projeção de Custos Internacionais de Biodiesel e Preços Internacionais de Óleo Diesel 

(Óleos Vegetais = 85% do Custo) ............................................................................................................................................................ 665 

Gráfico 12 – Projeção de Preços de Diesel e Preços Mínimos de Biodiesel até 2016 ............................................................ 667 

Gráfico 13 – Projeção do Potencial de Insumos da Produção de Biodiesel 2007/2016 ....................................................... 668 

Gráfico 14 – Disponibilidade Total de Biodiesel dos Diversos Insumos e 

Expectativas de Consumo Obrigatório ................................................................................................................................................. 671 

Gráfico 15 – Disponibilidade de Biodiesel de Soja, Gorduras Animais e Borras, e Estimativa de 

Consumo Máximo de Biodiesel na Região Centro-Oeste .............................................................................................................. 673 

Gráfico 16 – Disponibilidade de Biodiesel de Soja, Gorduras Animais e Borras, e Estimativa de 

Consumo Máximo de Biodiesel na Região Sul ................................................................................................................................... 673 

Gráfico 17 – Projeção de Preços de Diesel e Custos de Biodiesel na Região Centro-Oeste / Autoprodução ............... 675 

Gráfico 18 – Projeção de Preços de Diesel e Custos de Biodiesel na Região Sul / Autoprodução .................................... 675 

Gráfico 19 – Projeção do Consumo Esperado de Biodiesel – 2007/2016 .................................................................................. 677 


Figura 1 – Infra-estrutura Logística de Exportação da Região Sudeste/Centro-Oeste ........................................................ 659 

Figura 2 – Programa Corredor de Exportação de Etanol ................................................................................................................ 661

8 Oferta de Carvão Mineral 

Panorama Mundial do Carvão Mineral 687 

Panorama Nacional 696 

Potencialidade de Expansão da Geração Termelétrica a Carvão 710 

Projeção de Consumo de Carvão 711 

Perspectivas de Preços de Carvão Mineral 720 

Impactos Ambientais 731 

Síntese e Considerações Finais 732

8 Oferta 

de Carvão Mineral 

1. Panorama Mundial do Carvão Mineral ............................................................................................. 687 

1.1. Reservas...................................................................................................................................................... 687 

1.2. Produção, Consumo e Comércio Internacional ............................................................................................. 688 

1.3. Estados Unidos ............................................................................................................................................ 689 

1.4. China .......................................................................................................................................................... 693 

2. Panorama Nacional ....................................................................................................................... 696 

2.1. Oferta ......................................................................................................................................................... 696 

2.2. Extração e Beneficiamento .......................................................................................................................... 699 

2.3. Transporte e Logística.................................................................................................................................. 700 

2.4. Tecnologias de Geração Termelétrica a Carvão ............................................................................................. 704 

2.5. Consumo ..................................................................................................................................................... 705 

3. Potencialidade de Expansão da Geração Termelétrica a Carvão ......................................................... 710 

4. Projeção de Consumo de Carvão ..................................................................................................... 711 

4.1. Geração Elétrica .......................................................................................................................................... 711 

4.1.1. Usinas Existentes ......................................................................................................................... 711 

4.1.2. Novas Termelétricas a Carvão ....................................................................................................... 714 

4.2. Outros Usos do Carvão Mineral .................................................................................................................... 717 

4.3. Consolidação dos Dados de Demanda por Carvão Mineral ........................................................................... 719 

5. Perspectivas de Preços de Carvão Mineral ........................................................................................ 720 

5.1. Cenários de Preços Internacionais ............................................................................................................... 720 

5.1.1. Preço do Produto ......................................................................................................................... 720 

5.1.2. Frete ............................................................................................................................................ 724 

5.1.3. Preço CIF ...................................................................................................................................... 725 

5.2. Cenários de Preços para o Carvão Nacional .................................................................................................. 725 

5.2.1. Antecedentes .............................................................................................................................. 725 

5.2.2. Projeção ...................................................................................................................................... 728 

6. Impactos Ambientais ..................................................................................................................... 731 

7. Síntese e Considerações Finais ........................................................................................................ 732 




LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................................................................... 737

OFERTA DE CARVÃO MINERAL 687 

Introdução 

O sistema elétrico brasileiro é hidrotérmico, com predominância da geração hidráulica, da ordem de 84% da 

capacidade instalada total em 2007, conforme indicado na parte 1 do Capítulo III – Oferta de Energia Elétrica. A participação 

das usinas termelétricas, embora crescente, é basicamente complementar. Para o final do horizonte deste 

Plano (2016) verifica-se que a participação das fontes não hidrelétricas atinge cerca de 20% da capacidade instalada 

projetada. 

Nos últimos anos a diversificação da matriz elétrica tem sido vista como um fator de aumento da segurança no 

abastecimento. Assim sendo, nos estudos da expansão do parque de geração elétrica brasileiro, há que se analisar a 

disponibilidade de todos os recursos energéticos com potencial de atender à crescente demanda de energia elétrica 

da população a preços que possam garantir a modicidade tarifária. 

Neste contexto, o carvão mineral pode passar a desempenhar um papel de crescente importância no setor 

elétrico brasileiro. 

No Brasil, existe uma grande disponibilidade de carvão mineral, principalmente na região Sul. Além disso, é 

possível considerar a importação do produto, já existindo inclusive projetos para o aproveitamento desses recursos. 

Com efeito, os estudos da expansão da oferta e da demanda de energia no longo prazo, desenvolvidos pela 

EPE como subsídio para o Plano Nacional de Energia 2030 – PNE 2030, indicam a potencialidade de crescimento da 

geração termelétrica a carvão mineral no Sul do país entre 3.500 e 6.000 MW no período 2016/2030. 

Nos itens que se seguem é apresentado um resumo dos estudos efetuados relativamente ao carvão mineral, 

procurando-se destacar as principais variáveis que subsidiaram as análises no âmbito do Plano Decenal de Energia 

2007/2016. 

É inicialmente apresentado um panorama do carvão mineral no mundo e no Brasil. 

Em seguida são abordados os aspectos referentes à potencialidade de expansão da geração termelétrica a 

carvão mineral no Brasil, a projeção de consumo deste energético e suas perspectivas de preços. 

Finalmente, é apresentada uma descrição geral dos principais impactos ambientais associados à produção e 

utilização do carvão mineral. 

1. Panorama Mundial do Carvão Mineral 

1.1. Reservas 

Segundo o International Energy Outlook 2005 (EIA/DOE, 2005), o carvão mineral 1 é o combustível fóssil com a 

maior disponibilidade no mundo. Suas reservas totalizam um trilhão de toneladas, quantidade suficiente para suprir 

o consumo nos níveis atuais por 219 anos. Além disso, ao contrário do que ocorre com o petróleo e com o gás natural, 

as reservas de carvão mineral apresentam uma distribuição geográfica, no mundo, muito mais eqüitativa. Para 

se ter uma idéia 75 países possuem reservas expressivas. Ainda assim, 57% dessas reservas estão localizadas em três 

países: Estados Unidos (27%), Rússia (17%) e China (13%). Outros seis países respondem por 33%: Índia, Austrália, 

África do Sul, Ucrânia, Cazaquistão e Iugoslávia. Em 2002, esses nove países juntos representavam 90% das reservas 

recuperáveis mundiais e por 78% da produção. O Gráfico 1 apresenta as nove maiores reservas do mundo. 

1 Neste capítulo sempre que aparecer referência ao carvão deve ser entendido como carvão mineral.

688 

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA - 2007 / 2016 

Gráfico 1 – Reservas Mundiais de Carvão Mineral 

300 

250 

200 

10 6 t 

150 

100 

50 

0 

EUA 

China 

Austrália 

Ucrânia 

Iugoslávia 

Rússia 

Índia 

África do Sul 

Cazaquistão 

Outros Países 

Fonte: EIA/DOE, 2005 

1.2. Produção, Consumo e Comércio Internacional 

Dados da Agência Internacional de Energia (IEA, 2005) mostram que a produção e o consumo mundial de 

carvão concentram-se em dois tipos, o betuminoso e o linhito. O primeiro de maior valor térmico é o mais comercializado 

internacionalmente por suas características que o tornam mais adequado para o uso metalúrgico. O valor 

térmico do linhito é bem menor e, por isso, é mais utilizado para geração termelétrica local. 

Conforme pode ser observado na Tabela 1, a produção de carvão betuminoso alcançou a marca de 4.629 

milhões de toneladas em 2004, representando um crescimento de 9,4% em relação a 2003, que já tinha sido significativo 

em relação a 2002, 8,4%. O principal responsável por este crescimento é a China (ou o “Efeito China”), país que 

tem apresentado taxas de crescimento econômico surpreendentes nos últimos anos. 

Tabela 1 – Produção Mundial de Carvão Betuminoso (10 6 t) 

País 2002 2003 2004 

China 1.398 1.670 1.956 

EUA 918 894 933 

Índia 338 358 373 

Austrália 273 275 285 

África do Sul 220 240 238 

Rússia 164 177 210 

Indonésia 103 115 129 

Polônia 104 103 100 

Cazaquistão 78 85 83 

Ucrânia 61 64 62 

Outros países 245 250 260 

Total 3.902 4.231 4.629 

Fonte: IEA, 2005


Em comparação à produção mundial, o comércio internacional de carvão é relativamente pequeno. Cinco países 

exportadores dominam o mercado: Austrália, China, Indonésia, África do Sul e Colômbia. 

De acordo com o World Coal Institute (WCI, 2005), durante os anos 80, a Austrália tornou-se líder na exportação 

de carvão, atendendo principalmente às necessidades da Ásia. Atualmente, 50% das exportações do carvão 

australiano são destinadas ao Japão, o maior importador. 

Outros dois fornecedores de carvão para os mercados asiáticos são a China e a Indonésia. Em 2003, a China exportou 

94 milhões de toneladas para outros países do continente, representando 24% do total das importações da 

Ásia. A Indonésia exportou 78 milhões de toneladas, o que representa 20% das importações totais de carvão no ano. 

No entanto, o aumento da demanda doméstica nesses países nos próximos anos deverá limitar a sua capacidade de 

exportação. 

Os EUA, que já foram importante fornecedor de carvão para a Ásia, hoje contribuem com uma participação 

minoritária no mercado asiático. As importações de carvão americano na Ásia passaram de 28% em 1980 para menos 

de 0,1% em 2003. 

Colômbia e Venezuela são importantes exportadores de carvão de baixo custo da América do Sul e, de acordo 

com o EIA/DOE (2005), deverão aumentar a sua participação nas importações européias, deslocando fornecedores 

dos EUA e da Polônia. 

Os preços de exportação de carvão começaram a aumentar no final de 2003 e continuaram a escalada em 

2004, o que pode ser explicado pela limitada capacidade de exportação verificada naquele período. A elevação de 

preços de exportação e de fretes contribuiu para a elevação geral dos preços do carvão e do coque. Entretanto, até 

o momento, os preços elevados de carvão parecem não ter tido um efeito significativo sobre a demanda deste energético 

no mercado internacional, mesmo porque, no setor elétrico, o preço do gás natural, o principal competidor 

do carvão, também tem se apresentado elevado. 

Segundo o EIA/DOE (2005), a evolução da demanda futura por carvão no mundo dependerá essencialmente 

dos seguintes fatores: 

• taxa de penetração do gás natural no mundo; 

• preço relativo do gás natural em relação ao carvão e ao petróleo; 

• integração energética entre os países; e 

• disponibilidade de novas reservas de gás natural. 

Considerando que as perspectivas de preço do gás natural no longo prazo apontam para uma tendência de 

alta e que as recentes tensões políticas nas regiões importantes de produção do gás natural podem limitar sua demanda 

futura, o carvão surge como uma alternativa energética relativamente competitiva e de suprimento seguro. 

De fato, vários países, como EUA e China (os dois maiores produtores mundiais), têm desenvolvido estratégias para 

a ampliação do aproveitamento do carvão. 

1.3. Estados Unidos 

Nos EUA, a oferta de carvão vem retomando a trajetória de crescimento. Dados preliminares do EIA/DOE, o 

Departamento de Energia americano, para 2005 indicam que a produção já supera o recorde de 2001 (EIA/DOE, 

2006). Em 2004 o crescimento foi de 3,8% e em 2005 1,9%, conforme pode ser visto no Gráfico 2.

690 


Gráfico 2 – Evolução da Produção de Carvão nos EUA 

1.200 

1.000 

800 

Mt 

600 

400 

200 

0 

1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 

Fontes: BP (2006), para o período 1981-2003 e EIA/DOE (2006), para 2004 e 2005 

A produção tem acompanhado a demanda doméstica, que em 2005 teve um crescimento de 2,2%, conforme 

pode ser visto na Tabela 2, acompanhando a continuada expansão econômica do país. Este crescimento, entretanto, 

é verificado somente no sistema elétrico, nos outros setores a demanda tem se mantido constante ou reduzida. Porém, 

o consumo de carvão para a geração elétrica representa 92% da demanda total. 

Tabela 2 – Consumo de Carvão por Setor nos EUA (10 6 t) 

Setores 2001 2002 2003 2004 2005 

Setor Elétrico 874,9 886,8 911,8 922,0 942,6 

Coquerias 23,7 21,5 22,0 21,5 21,2 

Indústria 59,2 55,1 55,6 56,4 55,2 

Setor Residencial 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 

Setor Comercial 3,5 3,6 3,5 4,2 4,2 

Total 961,8 967,4 993,3 1.004,6 1.023,7 


A participação do carvão na geração elétrica americana em 2005 foi de 51,3%, mantendo-se praticamente 

estável em relação ao ano anterior (Gráfico 3). Na geração de energia elétrica, o gás natural é a fonte que vem ganhando 

mais espaço e a nuclear, a que vem perdendo mais. Esta tendência, entretanto, pode se reverter no futuro, 

em função da evolução dos preços do petróleo e do próprio gás natural, e também por questões ambientais, notadamente 

relacionadas ao controle do nível de emissões de gases.


Gráfico 3 – Capacidade Instalada de Geração Elétrica por Fonte 

60 

50 

51.4 51.3 

40 

% 

30 

20 

20.7 20.1 

16.5 17.4 

10 

6.7 6.6 

4.7 4.6 

0 

Nuclear 

Hidro 

Gás Natural 

Óleo 

Carvão 

2004 2005 


As exportações e as importações de carvão nos Estados Unidos também têm apresentado crescimento. Em 

2005, as taxas foram de 4,2% e 11,7%, respectivamente. Apesar da forte alta nas importações, esta atende apenas 

2,7% da demanda doméstica. A oferta também é voltada para o mercado interno, somente 4,4% da produção é exportada, 

conforme apresentado na Tabela 3. 

Tabela 3 – Carvão nos EUA. Comércio Exterior (10 6 t) 

Item 2001 2002 2003 2004 2005 

Exportação 44,18 35,92 39,01 43,54 45,36 

Carvão Vapor 21,14 16,42 18,96 19,23 19,32 

Carvão Metalúrgico 23,04 19,50 20,05 24,31 26,04 

Importação 17,96 15,33 22,68 24,77 27,67 

Exportação Líquida 26,22 20,59 16,33 18,78 17,69 


O preço final do carvão nos EUA vem aumentando bastante nos últimos anos, com exceção do produto vendido 

para a geração elétrica, situação em que são assinados contratos de longo prazo. O Gráfico 4 apresenta a evolução 

dos preços em vários setores. Esse aumento é explicado pelas recentes questões relacionadas à geopolítica do 

petróleo, que elevaram o seu preço, além dos furacões que atingiram o Golfo do México.

692 


Gráfico 4 – Evolução dos Preços do Carvão nos EUA por Setor 

90 

80 

70 

US$/t 

60 

50 

40 

30 

20 

1996 

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 

Importação Indústria Centrais Elétricas Exportação Coquerias 


A despeito dos problemas ambientais causados pela produção e pelo consumo do carvão mineral, os EUA planejam 

intensificar o seu uso nos próximos anos. Um dos motivos é que dois terços da demanda de energia do país 

é atendida por petróleo e 58% da oferta interna de tal fonte é importada. Como o país vem enfrentando problemas 

para manter este nível de importação, a segurança do abastecimento fica comprometida. A intensificação do uso do 

carvão neste caso livraria os americanos desta dependência. 

A questão ambiental, entretanto, pode ser enfrentada com o desenvolvimento das tecnologias limpas de 

carvão (clean coal technologies) que, com a alta nos preços do petróleo e do gás natural, tendem a se tornar comerciais. 

Dentre elas, considera-se a utilização de plantas que convertem carvão para gás natural (coal-to-natural gas) 

e carvão para combustíveis líquidos (coal-to-liquids - CLT), tecnologia que converte carvão em gás de síntese e este 

em combustíveis líquidos, como a gasolina, o diesel, o querosene de aviação e outros derivados, com alto poder calorífico 

e baixo teor de enxofre. 

No setor elétrico, em particular, a situação não é muito diferente. As térmicas a gás natural, conforme já mencionado, 

vêm aumentando a sua participação no setor e, por isso, têm pressionado, para cima, o preço da eletricidade 

e do próprio gás natural para uso residencial, comercial e industrial (NCC, 2006). Este fato, além do próprio 

crescimento da demanda por energia elétrica, tem aumentado o interesse no desenvolvimento de novas tecnologias 

de geração elétrica partir do carvão. Dentre elas, pode-se citar a de carvão pulverizado e a de queima em leito 

fluidizado, usando caldeiras supercríticas e ultrasupercríticas, que já estão em estágio comercial e; as plantas IGCC 

(gaseificação com ciclo combinado), que estão na fase inicial de comercialização (NCC, 2006). 

Outro setor onde o uso de carvão deve ganhar espaço é o da produção de etanol. Há nos EUA um programa 

de substituição do uso de derivados de petróleo no setor de transportes por álcool. O carvão pode ter um papel importante 

geração de calor e eletricidade para o processo produtivo de tal combustível renovável, substituindo o gás 

natural, o diesel e a própria eletricidade, fontes atualmente utilizadas por essa indústria. 

Há ainda aplicações do carvão na produção de hidrogênio, no aproveitamento do CO 2 

, proveniente da queima 

do combustível, para aumentar a recuperação de petróleo e gás natural, enfim, uma série de projetos que fazem 

parte da carteira dos que recebem apoio do governo para o desenvolvimento de sistemas ambientalmente sustentáveis 

que garantam a confiabilidade no atendimento da demanda de energia. 

Como se vê, a forte dependência de petróleo dos EUA tornou-se uma preocupação para país, em termos de 

segurança na continuidade do fornecimento de energia. Por isso, o governo americano tem procurado alternativas 

energéticas que possam atender à crescente demanda por energia da população. O carvão apresenta-se como uma


opção viável pela abundância de reservas no país. Isso mostra que a estratégia americana de exploração de carvão 

está voltada para o mercado interno. 

1.4. China 

A estratégia da China vai pelo mesmo caminho. Com 1,3 bilhões de habitantes, é o país mais populoso do 

mundo. Este fato, isoladamente, já daria a dimensão da demanda de energia no referido país, porém, o rápido crescimento 

econômico que a China tem apresentado nos últimos anos, da ordem de 9% ao ano, tem feito o consumo 

de energia se elevar significativamente. 

Para atender a essa demanda crescente, a China produziu, em 2003, 1.380 milhões de tep de energia primária, 

o que representa 13% da produção mundial. O carvão mineral, em 2003, representou 60,4% da oferta de energia 

primária, como pode ser visto no Gráfico 5. 

Gráfico 5 – Participação por Fonte de Energia Primária na China 

Hidro 

1,7% 

Renováveis 

15,5% 

Nuclear 

0,8% 

Gás Natural 

2,5% 

Carvão 

60,4% 

Petróleo 

19,1% 

Fonte: Agência Internacional de Energia (IEA, 2004) 

Entre os anos 1995 e 2000, a produção do minério teve uma redução em função do fechamento de várias pequenas 

minas, mas recentemente vem recuperando o crescimento, como pode ser visto no Gráfico 6. 

1.000 

Gráfico 6 – China: Evolução da Produção de Carvão 

900 

800 

700 

600 

Mtep 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

1980 1985 1990 1995 2000 2002 2003 

Fonte: IEA, 2005

694 


De acordo com o EIA/DOE (2005b), o consumo de carvão na China em 2005 foi de 1,36 bilhão de toneladas, o 

que representou 28% da demanda mundial. A demanda pelo produto deve continuar crescendo nos próximos anos 

em função da escassez de reservas das outras fontes. 

O setor elétrico é o principal demandante do produto, porém o consumo tem crescido significativamente em 

todos os setores, como pode ser visto na Tabela 4. 

Tabela 4 – China: Consumo por Setor (Mtep) 

Setores 1980 1985 1990 1995 2000 2002 2003 

Setor Elétrico 102,2 144,7 245,7 414,8 547,3 651,6 779,8 

Coquerias 11,2 11,8 11,8 15,0 5,4 22,8 34,9 

Indústria 217,9 252,9 301,9 396,3 258,3 250,4 291,1 

Residencial 89,2 121,0 133,1 114,0 70,0 67,3 71,9 

Comercial 3,7 5,8 10,2 9,5 8,8 8,8 9,3 

Total 443,0 558,5 725,8 971,3 893,5 1.001,5 1.186,9 

Fonte: IEA, 2005 

Neste setor, o carvão mineral representa 79,4% da geração, como apresentado no Gráfico 7. 

Gráfico 7 – China: Participação das Fontes na Geração Elétrica - 2003 

Nuclear 

2,3% 

Hidro 

14,9% 

Biomassa 

0,1% 

Gás Natural 

0,3% 

Óleo 

3,0% 

Carvão 

79,4% 

Fonte: EIA/DOE, 2005a 

O consumo de energia elétrica também cresce a taxas bem altas. De 2001 para 2002, o aumento foi de 12% e 

de 2002 para 2003, de 15%, conforme apresenta o Gráfico 8.


Gráfico 8 – China: Consumo de Energia Elétrica 

2.000 

1.800 

1.600 

1.400 

1.200 

TWh 

1.000 

800 

600 

400 

200 

0 

2001 2002 2003 

Fonte: China State Power (www.sp-china.com) 

O EIA/DOE (2005b) projeta para a China um crescimento do consumo de eletricidade de, em média, 4,3% ao 

ano até 2025. Para atender a essa demanda, é esperado que o gás natural ganhe participação, porém em termos 

absolutos, é o carvão que deve ter o maior crescimento, assim como vem acontecendo nos últimos anos, como 

apresentado no Gráfico 9. 

2.500.000 

Gráfico 9 – China: Evolução da Geração Elétrica por Fonte 

2.000.000 

1.500.000 

GWh 

1.000.000 

500.000 

0 

1971 

1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 

Carvão Óleo Gás Natural Hidro Nuclear Biomassa Outras renováveis 

Fonte: IEA, 2004

696 


Com a expansão projetada, a China deve dobrar sua capacidade instalada em termelétricas a carvão. Além 

disso, o governo chinês já anunciou investimentos da ordem de US$ 20 bilhões em plantas CTL. Isso mostra que, a 

exemplo do EUA, a estratégia da China em relação ao carvão está voltada para o mercado interno. 

2. Panorama Nacional 

2.1. Oferta 

De acordo com dados do Balanço Energético Nacional (MME/EPE, 2006a), os recursos de carvão mineral no 

Brasil somavam 32 bilhões de toneladas em 2005. Tais recursos estão localizados principalmente nas oito maiores 

jazidas brasileiras, sete das quais situadas no Rio Grande do Sul (Candiota, Capané, Iruí, Leão, Charqueadas, Morungava/Chico 

Lomã e Santa Teresinha) e uma em Santa Catarina (jazida Sul Catarinense), e em outras de menor porte 

no Paraná 2 . A Tabela 5 mostra a localização e os recursos de cada mina, sendo a jazida de Candiota, a maior delas, 

com 38% do total (Tabela 5). 

Tabela 5 – Localização dos Recursos Brasileiros de Carvão Mineral em 1999 

UF Jazida Recursos (10 6 t) % 

Cambuí 22,7 0,07 

PR 

Sapopema 64 0,20 

Total Paraná 86,7 0,27 

Sul Catarinense (*) 3.363 10,43 

SC 

Total Santa Catarina 3.363 10,43 

Candiota 12.278 38,07 

Capané 1.023 3,17 

Leão 2.439 7,56 

Charqueadas 2.993 9,28 

Iruí 1.666 5,17 

RS 

Murungava/Chico Lomã 3.128 9,70 

Santa Terezinha 4.283 13,28 

Outras 994 3,08 

Total Rio Grande do Sul 28.804 89,30 

Brasil Total Brasil 32.254 100,0 

Fonte: DNPM 

(*) Segundo Suffert, os recursos dessa jazida alcançam 4.288x10 6 t. 

O Rio Grande do Sul possui as maiores jazidas do mineral, totalizando 89,3% dos recursos do país, cujas características 

do carvão encontrado nestas jazidas são apresentadas na Tabela 6. 

2 Suffert, T., et alii, em “Estudos avançados – Carvão fóssil”, 1998, disponível em www.scielo.br.


Tabela 6 – Características de Jazidas de Carvão Situadas no Rio Grande do Sul (ROM) 

Jazida PC (kcal/kg) Carbono (%) Cinzas (%) Enxofre (%) 

Candiota 3.200 23,3 52,5 1,6 

Capané 3.100 29,5 52 0,8 

Leão 2.950 24,1 55,6 1,3 

Charqueadas 2.950 24,3 54 1,3 

Irui 3.200 23,1 52 2,5 

Morungava/Chico Lomã 3.700–4.500 27,5–30,5 40,0–49,0 0,6–2,0 

S.Terezinha 3.800–4.300 28,0–30,0 41,0–49,5 0,5–1,9 

Fonte: Carvalho, 2005 

A jazida de Candiota apresenta uma espessura média da camada total de 4,5 m e coberturas menores que 50 m, 

possibilitando uma lavra a céu aberto (Gomes et al, 2003). Tais características – ou seja, camadas de carvão de maior 

espessura com grande continuidade e pequena cobertura – tornam a jazida economicamente atraente, por proporcionar 

a lavra em larga escala e com grande rentabilidade. Todavia, o carvão bruto possui alto teor de cinzas (51% a 

54%) e de enxofre (1%), o que faz como o rendimento do combustível seja baixo (30% a 52%). Assim, seu uso na forma 

de run-of-mine (ROM), ou seja, na forma bruta, é mais indicado, pois processos de beneficiamento de carvão com tais 

características têm maior dificuldade de viabilização econômica. O mesmo se pode afirmar quanto ao seu transporte. 

A Companhia Riograndense de Mineração (CRM) opera ininterruptamente desde 1961, a mina de Candiota, na 

jazida de mesmo nome, objetivando, em especial, a produção de carvão termelétrico. A produção abastece a Usina 

termelétrica Presidente Médici, de 446 MW instalados. 

A segunda maior jazida de carvão mineral no país é a de Santa Terezinha. O carvão desta jazida possui propriedades 

coqueificantes, e, teoricamente, permitiria a retirada por beneficiamento de produtos nobres, admitindo 

transporte a médias e longas distâncias. Estima-se que o combustível desta jazida possa apresentar rendimento de 

60%, com 15% de teor de cinzas e 1% de enxofre. Entretanto, o mineral encontra-se sob coberturas mínimas de 500 

m, com espessura média de 2,30 m (Gomes et al., 2003), o que exigiria grande soma de capital para construção de 

infra-estrutura para o escoamento do produto. 

Com características semelhantes à jazida de Santa Terezinha, Morungava-Chico Lomã também possui carvão 

com propriedades coqueificantes com coberturas entre 50 m e 300 m. Segundo Gomes et al (2003), tal jazida nunca 

foi minerada, porém com a construção de uma infra-estrutura adequada, como a citada anteriormente, pode-se obter 

uma fração nobre, com baixo teor de cinzas e de enxofre, podendo ser utilizada em misturas com outros carvões, 

para a produção de coque. 

No mesmo estado, na parte central, existem jazidas cujo carvão admite algum beneficiamento e transporte de 

curta distância. Entretanto, como são jazidas de camadas carboníferas finas e irregulares, seu aproveitamento em 

larga escala é dificultado (Borba, 2001). São dez no total, dentre elas destacam-se Charqueadas, Leão, Iruí e Capané. 

A jazida de Charqueadas é composta por seis camadas, mas apenas três delas possuem recursos representativos. 

Uma delas já foi minerada e está atualmente desativada. Tal camada apresentava baixo rendimento na recuperação 

(35%), para carvão com 35% de teor de cinzas, mas com baixo teor de enxofre. Prevêem-se, com os dados 

disponíveis, rendimentos superiores para as duas outras (Gomes et al., 2003). A unidade, de propriedade da COPEL- 

MI, é composta por uma mina subterrânea, que operou até 1990, e um entreposto que abastece a usina termelétrica 

Charqueadas e a COPESUL, no pólo petroquímico de Triunfo. 

As jazidas de Capané e Iruí possuem carvões com baixo rendimento (40%), porém com teor de cinza entre 35 

e 45% e de enxofre abaixo de 0,6%. A espessura varia entre 1,5 e 2 m e o mineral está sob uma cobertura inferior a 

50 m. A jazida de Capané atualmente é operada pela Companhia Palermo. A jazida de Iruí é de propriedade da CRM, 

porém, a mina hoje está desativada.

698 


Finalmente, ainda no estado do Rio Grande do Sul, há as minas Leão I e II. A primeira situa-se no município de 

Minas do Leão, a 90 km de Porto Alegre, às margens da BR-290. De acordo Gomes et al (2003), os trabalhos de subsolo 

foram interrompidos em 2002 devido, principalmente, aos altos custos da mineração. Atualmente, a mina produz 

a partir da área da Boa Vista, mina a céu aberto que emprega equipamentos tradicionais de terraplanagem em 

seus trabalhos. A mina Leão II também se localiza no município de Minas do Leão, a 6 km ao norte da Mina do Leão I. 

Em Santa Catarina, encontra-se a jazida Sul Catarinense, onde ocorrem dez camadas de carvão, sendo Barro 

Branco e Bonito as mais importantes, em termos econômicos. De acordo com Gomes et al (2003), estes depósitos 

são os mais intensamente explotados nas últimas décadas no Brasil, devido às propriedades coqueificáveis do mineral 

e do consumo nas plantas termoelétricas do complexo Jorge Lacerda, em Tubarão (SC). As espessuras médias nas 

áreas mineradas são em torno de 1,6 m e as coberturas vão de camadas aflorantes até mais de 800 m, entretanto, 

os setores lavráveis a céu aberto estão quase esgotados para a camada Barro Branco. O rendimento do combustível 

desses depósitos varia de 30 a 35% sobre o carvão bruto. 

As camadas Barro Branco e Bonito ofertam um carvão pobre para a coqueificação e de poder energético que 

pode ser classificado como de pobre a médio, admitindo algum beneficiamento e transporte a curta distância. As 

partes a céu aberto e de subsolo rasas já foram quase todas mineradas, de modo que há uma crescente dificuldade 

dessa jazida em manter um ritmo intenso de lavra, com minas profundas e estruturalmente difíceis. A Tabela 7 a seguir 

apresenta as características do carvão das referidas minas. 

Tabela 7 – Características de Jazidas de Carvão Situadas em Santa Catarina (ROM) 


Sul Catarinense 2.700-2.800 21,4-26,5 58,3-62,1 4,3-4,7 


Finalmente, na região central do Paraná encontram-se as jazidas de Cambuí e Sapopema, que representam 

menos de 1% dos recursos nacionais. O combustível da primeira tem alto teor de cinzas (45%) e de enxofre (6%). A 

produção é consumida na usina termelétrica de Figueira localizada a 5 km da mina. Há um projeto de repotenciação 

da tal usina que ampliaria a capacidade instalada dos atuais 20 MW para 125 MW. Neste caso, segundo Campaner & 

Espoladore (2004), será necessário utilizar o carvão da jazida de Sapopema. 

Tabela 8 – Características de Jazidas de Carvão Situadas no Paraná (ROM) 


Cambuí 4.850 30 45 6 

Sapopema 4.900 30,5 43,5 7,8 


Em termos de firmas produtoras de carvão mineral, operam no país atualmente quatorze empresas (Carvalho, 2005): 

• Paraná: Companhia Carbonífera do Cambuí; 

• Santa Catarina: Carbonífera Criciúma S.A., Carbonífera Metropolitana S.A., Cooperminas - Cooperativa de 

Extração de Carvão Mineral dos Trabalhadores de Criciúma Ltda., Carbonífera Catarinense, Indústria Carbonífera Rio 

Deserto, Coque Catarinense Ltda. - Cocalit, Comin & Cia. Ltda., Mineração São Domingos Ltda., Carbonífera Belluno 

Ltda. e Minageo Ltda; 

• Rio Grande do Sul: Companhia Riograndense de Mineração – CRM, Copilai Mineração Ltda. e Carbonífera 

Palermo Ltda. 

O maior produtor de carvão ROM é o estado de Santa Catarina, com uma produção de 7,8 milhões de toneladas, 

em 2005, que representa 63% da produção nacional. Apesar disso, a maior empresa produtora está no estado do 

Rio Grande do Sul, A Companhia Riograndense de Mineração (CRM), que em 2005 produziu 2,2 milhões de toneladas.


2.2. Extração e Beneficiamento 

Segundo WCI (2005), existem dois tipos para mineração do carvão: a lavra a céu aberto ou a subterrânea. A 

escolha entre um deles é determinada pela geologia do depósito do mineral, ou seja, pela altura da cobertura da 

mina. No caso de um depósito raso, o carvão poderá ser lavrado a céu aberto, dependendo do terreno onde mina 

está localizada. Caso contrário, o carvão mineral será lavrado por mineração subterrânea, desde que a aplicação 

deste tipo de mineração seja economicamente viável. 

Após sua extração na forma bruta, o carvão normalmente contém impurezas associadas. A separação deste 

material indesejável assegura a qualidade desejada ao carvão, ou seja, assegura o rendimento do carvão de acordo 

com o seu uso final. O beneficiamento do carvão mineral pode ser realizado através de simples trituração ou de um 

processo complexo para redução das impurezas (WCI, 2005). Deste processo de beneficiamento se extraem frações 

do carvão ROM, com distintos poderes caloríficos e teor de cinzas. 3 Contabilizando o processo como um todo, o 

material estéril e os rejeitos grosseiros de todo esse processo correspondem, no caso do carvão brasileiro, a mais 

de 50% do ROM. Do exposto, pode-se concluir que, considerando as características do carvão nacional, o beneficiamento 

propicia a recuperação de um volume não superior a 50% do carvão bruto. 

De acordo com Gomes et al (2003), as minas de Santa Catarina situam-se predominantemente de encostas e 

de subsolo, com acesso por meio de planos inclinados ou poços. Nas minas subterrâneas, o método de mineração 

do carvão é por câmaras e pilares 4 com poços de ventilação, sendo o mineral bruto transportado por correias, guinchos 

sem fio ou vagonetas sobre trilhos de aço. Nas minas a céu aberto, o método de mineração é o cortes em tiras 5 , 

com equipamentos de terraplanagem. As mineradoras catarinenses ainda reaproveitam antigos rejeitos para a produção 

de finos de carvão e de CE-4.500 6 para a termelétrica Jorge Lacerda, em Tubarão. 

O método de mineração por câmara e pilares também é utilizado na mina Leão I, onde o poço tem 135 m de 

profundidade. Já a mina subterrânea Leão II, ainda inoperante, está semi-equipada para operar no método longwall 

7 . A mina de Candiota é a céu aberto e utiliza o método de mineração por tiras. O transporte do carvão entre a 

unidade de britagem e a usina termelétrica é feito através de uma correia transportadora com 2,3 km de extensão. A 

produção da mina é voltada para obtenção de carvão termelétrico, para abastecimento da Usina Termelétrica Presidente 

Médici, com 446 MW. 

O método de mineração por tiras também é usado na mina de Seival. Nas jazidas de Recreio, Faxinal e Butiá 

Lesto, o método utilizado é o truck/shovel 8 . O beneficiamento é feito por jigues Baum e Menally, ciclones e espirais. 

A carbonífera Palermo opera a mina Capané, lavrando o carvão utilizando os métodos de mineração por tiras e 

truck/shovel. Finalmente, no Paraná, a Companhia Carbonífera Cambuí opera a mina subterrânea Amando Simões 

utilizando o método short-wall 9 , com câmaras estreitas. Ainda no estado do Rio Grande do Sul, a jazida de Charqueadas 

é composta por uma mina subterrânea. 

Em Santa Catarina, na jazida Sul Catarinense, os setores lavráveis a céu aberto estão quase esgotados para a 

camada Barro Branco. 

3 Em Santa Catarina, após a etapa de peneiração a 0,5 mm produz-se um carvão energético com 4.500 kcal/kg e 35% de cinzas. Em outra 

etapa deste processo, a partir da concentração de material com granulometria inferior a 0,5 mm, obtém-se um carvão com poder calorífico 

de 4.500 kcal/kg e teor de cinzas de 42%. 

4 Método de extração em que os depósitos de carvão são recuperados de maneira a formar galerias, onde os pilares são formados pelo 

próprio mineral que sustentam a cobertura da mina e controlam o fluxo de ar. 

5 Método de mineração que consiste na retirada da cobertura do solo em forma de tiras e da extração do carvão propriamente dito. 

6 CE 4.500 significa Carvão Energético com poder calorífico do combustível igual a 4.500 kcal/kg. 

7 ou método da frente larga, que envolve a extração total do carvão de uma seção da cobertura ou da frente (larga) utilizando cortadeiras 

mecânicas. 

8 Método de mineração adotado em terrenos mais irregulares, onde se utiliza escavadeira móvel. 

9 Método de mineração similar ao “longwall” utilizado em jazidas com larguras menores de 100 metros.

700 


2.3. Transporte e Logística 

Em muitos países, a maior parte do carvão produzido é usada para a geração elétrica e, por isso, as termelétricas 

são construídas próximo às minas. Isso porque, a eletricidade pode ser transportada através da rede de transmissão 

por um custo menor do que o de transporte do carvão por caminhão ou por trem. 

Quando a mina de carvão e a planta de geração termelétrica estão próximas, o combustível pode ser transportado 

da mina para a planta por meio de esteiras. Para curtíssimas distâncias, portanto, as esteiras são o meio 

de transporte mais eficiente para o carvão. Para distâncias maiores, entretanto, caminhões, trens e barcas são mais 

eficientes. Alternativamente, o carvão pode ser misturado com água formando uma lama (slurry), de forma a ser 

transportado através de dutos. Normalmente, estas regras valem para mercados domésticos. 

Para o transporte internacional, os navios são mais comumente utilizados. Aproximadamente 700 milhões de 

toneladas de carvão são comercializadas internacionalmente e 90% desse total é transportado por navios. O custo 

de transporte de carvão, neste caso, costuma ser bem significativo, como mostra a Gráfico 10, que compara o preço 

do carvão na África do Sul (país exportador do mineral) e na Europa (destino do produto). A diferença entre os dois 

valores representa o custo de transporte. 

Gráfico 10 – Indicador de Preços de Carvão na Europa (ARA) x Preços “Spot” do Carvão na África do Sul. 10 

US$/t 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

08-Feb-02 

22-Mar-02 

03-May-02 

14-Jun-02 

26-Jul-02 

06-Sep-02 

18-Oct-02 

29-Nov-02 

10-Jan-03 

21-Feb-03 

04-Abr-03 

16-May-03 

27-Jun-03 

06-Aug-03 

19-Sep-03 

31-Oct-03 

12-Dec-03 

23-Jan-04 

05-Mar-04 

16-Abr-04 

28-May-04 

09-Jul-04 

20-Aug-04 

01-Oct-04 

12-Nov-04 

24-Dec-04 

04-Feb-05 

18-Mar-05 

29-Abr-05 

10-Jun-05 

22-Jul-05 

02-Sep-05 

14-Oct-05 

Europe ARA CIF 

South Africa F O B 

Fonte: www.e-coal.com 

O custo de transporte também pode variar bastante com a distância percorrida pelos navios e com a quantidade 

do mineral transportado, como pode ser observados na Tabela 9. 

Tabela 9 – Custos de Transporte de Carvão Mineral em 2004 

Rota Quantidade (10 3 t) Custo de Transporte (US$/t) 

USG 1 /ARA 2 65 25,40 

Roberts Bank 3 /ARA 55 40,20 

HR+RB 4 /Japan 16m 120 49,50 

HR/Rotterdam 5 110 21,40 

Bolivar 6 /Rotterdam 130 21,80 

Queensland 7 /Rotterdam 130 30,20 

Richards Bay 8 /Rotterdam 130 24,00 

Notas: 1-Estados Unidos, 2- Europa, 3- Canadá, 4- Inglaterra, 5- Holanda, 6- Equador, 7- Austrália, 8- África do Sul. 

Fonte: www.e-coal.com 

10 O indicador CIF ARA na Europa representa o preço do carvão nos portos de Amsterdã, Roterdã e Antuérpia, considerando o custo do frete 

e do seguro.


Em qualquer caso, o carvão transportado deve ter um conteúdo energético que justifique o seu transporte. 

No caso de carvão de alto teor de cinzas e relativamente baixo teor de carbono, dificilmente se justifica transporte a 

longas distâncias. Esse é precisamente o caso do carvão brasileiro. 

O transporte do carvão entre a unidade de britagem da Mina de Candiota e a usina termelétrica Presidente 

Médici é feito através de uma correia transportadora com 2,3 km de extensão. 

Como o carvão da jazida de Santa Terezinha se encontra sob coberturas mínimas de 500 m, com espessura 

média de 2,30 m (Gomes et alii, 2003), exigir-se-iam elevados investimentos na construção de infra-estrutura para o 

escoamento do produto. Em linhas gerais, este investimento consistiria na construção de dois trechos de linha férrea: 

um, a partir da cidade de Canoas, que se ligaria à Ferrovia Tereza Cristina (existente), em Criciúma (SC), com 260 

km, a um custo de R$ 350 milhões; e outro, a partir do porto de Imbituba (SC) até a cidade de Araquari (SC), ligando 

a Ferrovia Tereza Cristina à América Latina Logística (ALL), um trecho de 236 km ao custo de R$ 448 milhões (Figura 

1). Esta estrutura poderia ser aproveitada para o transporte do outros minérios, e mesmo, subprodutos da queima 

do carvão, como sulfato de amônia, que sairia da USITESC (em projeto) em direção ao porto de Imbituba (SC). 

Figura 1 – Infra-estrutura para o Escoamento da Produção de Carvão Mineral no Brasil 

Fonte: www.ftc.com.br 

A jazida de Morungava-Chico Lomã nunca foi minerada, porém a construção de uma infra-estrutura adequada, 

do tipo da descrita anteriormente, pode viabilizar a obtenção de uma fração nobre do carvão desse depósito, 

com baixo teor de cinzas e de enxofre, que poderia ser utilizada em misturas com outros carvões, para a produção 

de coque, por exemplo (Gomes et al, 2003). 

As minas de carvão do Rio Grande do Sul têm, todas, fácil acesso rodoviário, conforme mostra a Figura 2. A 

mina de Leão II deverá suprir a Termelétrica de Jacuí, em construção. A usina ficará a, aproximadamente 60 km da 

mina e o transporte do mineral será feito por barcaças.

702 


Figura 2 – Acesso Rodoviário às Minas de Carvão no Rio Grande do Sul 

Fonte: http://www.crm.rs.gov.br 

Considerando que as termelétricas a carvão nacional devem se localizar na “boca da mina” ou próximas a elas, 

a questão de infra-estrutura de transporte não se mostra uma restrição relevante à expansão da geração a carvão. 

Contudo, deve-se frisar que investimentos adicionais em infra-estrutura podem intensificar o uso do carvão nacional, 

inclusive em outras aplicações, como na mistura para o carvão metalúrgico e viabilizar o escoamento de subprodutos 

do carvão na geração termelétrica, eventualmente melhorando a competitividade desses projetos. 

Para a expansão do consumo de carvão mineral, portanto, são necessários grandes investimentos em infra-estrutura 

nas jazidas ainda não exploradas, ou a importação o produto para tal finalidade. Neste último caso, abre-se a 

possibilidade de instalação de usinas termelétricas a carvão em outras regiões do país, e não necessariamente apenas 

no Sul, pois há vários portos espalhados em todo litoral do país (Figura 3) com capacidade de importar o mineral 

em quantidade suficiente para atender às necessidades anuais de combustível destas usinas.


Figura 3 – Principais Portos Brasileiros 

Fonte: Ministério dos Transportes 

Ganha destaque no atendimento à demanda de carvão mineral pelo país, aquela relacionada ao consumo de 

carvão metalúrgico. De acordo com Borba (2001), à exceção do carvão colombiano comprado pela indústria cimenteira, 

quase toda a importação do mineral no Brasil é para uso siderúrgico. Esta situação não deve se modificar, pois 

dificilmente as siderúrgicas brasileiras voltarão a consumir carvão coqueificável proveniente de Santa Catarina. As 

únicas possibilidades reais estariam nas jazidas de Chico Lomã-Morungava e Santa Terezinha, pelas características 

descritas anteriormente. 

A importação de tal fonte de energia se justifica em determinadas indústrias pelo acréscimo de valor agregado 

ao produto final, como é o caso da siderurgia. Como este não é o caso do setor elétrico, pagar um preço superior 

na importação não se justifica economicamente. Há, entretanto, a possibilidade de aproveitamento dos navios que 

transportam, por exemplo, minério de ferro e voltam vazios aos portos brasileiros. Neste caso, deve-se verificar a disponibilidade 

de tais embarcações, a existência de tecnologia de geração (a menos poluente possível) e a aceitação 

da população. 

Devido à existência em abundância de carvão no Sul do país, não parece razoável cogitar a instalação de termelétricas 

a carvão importado nessa região. Por outro lado, dadas as características do carvão nacional, não parece 

aceitável cogitar a instalação de termelétricas a carvão nacional fora dessa região. 

Assim, as regiões brasileiras naturalmente candidatas a instalar termelétricas a carvão importado seriam o 

Nordeste e o Sudeste, quer pelas dimensões do mercado de energia elétrica, quer pela necessidade de alternativas 

de geração de porte. Ambas as regiões possuem portos estrategicamente localizados, com amplas condições de 

receber, ou de se preparar para tal, grandes volumes de carvão. 

Alguns desses portos já funcionam como terminais de carvão, para atendimento à indústria siderúrgica, como 

Sepetiba (RJ) e Vitória (ES). Pelo menos um porto no Nordeste, Pecém (CE), em breve estará atendendo à siderúrgica 

local. Outros portos no Nordeste, como Suape (PE) e Itaqui (MA), também reúnem condições para receber esse tipo 

de carga, ainda que investimentos adicionais possam ser necessários. Nesses três casos, outro fator relevante é a

704 


possibilidade de integração com o modal ferroviário, aumentando a flexibilidade para a localização de usinas termelétricas. 

A integração com o modal ferroviário é uma possibilidade real tendo em vista o projeto da Ferrovia Nova 

Transnordestina, que prevê a construção de uma moderna ferrovia com 1.800 km de extensão, ligando Eliseu Martins 

(PI), aos portos de Pecém (CE) e Suape (PE). No Maranhão, o porto de Itaqui, já servido pela Estrada de Ferro 

Carajás, está na área da Ferrovia Norte-Sul, em construção. 

2.4. Tecnologias de Geração Termelétrica a Carvão 

Com a crescente pressão ambiental, especialmente em relação às mudanças climáticas, o fator tecnológico assume 

papel relevante na oferta de energia, ambiente no qual se insere a expansão da geração termelétrica a carvão 

mineral. Neste caso, isto decorre do fato de que, além do tratamento caro e complexo do carvão mineral para sua 

utilização, também sua combustão emite gases acidificantes como óxidos de nitrogênio e de enxofre, além de dióxido 

de carbono e material particulado. As alternativas tecnológicas atualmente disponíveis ou em pesquisa para a 

geração de energia elétrica a partir do carvão são apresentadas resumidamente na Tabela 10. 

Tabela 10 – Tecnologias de Geração Termelétrica a Carvão 

Tecnologia Situação 1 Eficiência na conversão 

(%) 

Investimento 

(US$/kW) 2 

Combustão pulverizada C 38-46 1.300-1.500 

Combustão em Leito Fluidizado 

• Pressão atmosférica C/D 34-37 1.450-1.700 

• Circulação 3 C/D 37-39 1.459-1.700 

• Pressurização 3 D 42-45 1.450-1.700 

Gaseificação integrada 

• Com ciclo combinado D 45-48 1.450-1.700 

• Com célula combustível P&D 40-60 1.700-1.900 

Combustão direta 

• Turbina P&D 35-45 1.200 

• Diesel P&D 35-40 500-1.000 

Nota: 1- Situação: C = comercial; D = demonstrado; P&D = pesquisa e desenvolvimento; 2- Preços internacionais; 3- Vapores sub e supercríticos. 

Fonte: IEA, 1997 

Considerando-se o estágio de desenvolvimento das tecnologias acima citadas, bem como as características 

do carvão nacional, considera-se que as tecnologias de combustão pulverizada a leito fluidizado são as que apresentam 

as melhores perspectivas para aplicação nas futuras termelétricas a carvão nacional, no horizonte considerado 

para o presente estudo. 

Esse entendimento é corroborado pelos projetos disponíveis: as Usinas de Jacuí e Candiota Fase C, que estão 

em construção, utilizam a tecnologia da combustão pulverizada; outros dois projetos, a Usina Sul Catarinense 

– USITESC e Seival, no Rio Grande do Sul, utilizarão, respectivamente, a combustão em leito fluidizado circulante e a 

combustão pulverizada. 

Quanto às possíveis termelétricas baseadas no consumo de carvão importado, a qualidade do combustível a 

ser utilizado poderá permitir a introdução de tecnologias mais eficientes. A partir de 2015, por exemplo, seria admissível 

considerar a combustão pressurizada, possibilitando eficiência de até 45%.


2.5. Consumo 

Comparativamente ao resto do mundo, o consumo total de carvão no Brasil é baixo, representa apenas 0,4% 

da demanda mundial deste mineral (IEA, 2005). Segundo dados do Balanço Energético Nacional (MME/EPE, 2006b), 

o carvão mineral e seus derivados (coque metalúrgico, gás de coqueria e alcatrão), responderam por cerca de 6% da 

oferta interna de energia (OIE) total do país em 2005, como se pode observar no Gráfico 11. 

Gráfico 11 – Estrutura da Oferta Interna de Energia no Brasil em 2005 

Outras 

4% 

Produtos da cana 

14% 

Lenha e carvão vegetal 

13% 

Petróleo, gás natural 

ederivados 

48% 

Energia hidráulica 

e eletricidade 

15% 

Carvão mineral e derivados 

6% 

Fonte: EPE, 2006b 

Em termos de evolução da estrutura desta oferta interna de energia, a participação da conta “carvão mineral e derivados”, 

por sua vez, manteve-se relativamente estável nos últimos cinco anos, como se pode observar no Gráfico 12. 

250.000 

Gráfico 12 – Evolução da Oferta Interna de Energia no Brasil 

200.000 

150.000 

mil tep 

100.000 

50.000 

0 

1970 2000 2005 

Produtos da cana Lenha e carvão vegetal Energia hidráulica e eletricidade 

Carvão mineral e derivados 


Petróleo, gás natural e derivados 

Outras

706 


O carvão mineral consumido no país pode ser classificado em carvão energético (ou vapor) e carvão metalúrgico. 

Segundo Gomes et al. (2003), a distinção entre estes tipos de carvão pode ser relacionada à qualidade da 

rocha, o que inclui parâmetros tais como a origem, quantidade de carbono e sua história geológica, entre outros. 

Especificamente no caso do carvão metalúrgico, a propriedade relevante para aplicação na siderurgia é a sua capacidade 

de perder voláteis durante o seu aquecimento, mantendo uma estrutura carbono-hidrogênio porosa de 

formato esquelético, oferecendo boa resistência mecânica. O produto obtido a partir do aquecimento deste tipo 

de carvão é o coque que, além de fornecer energia térmica para o processo, também dá sustentação mecânica e a 

porosidade necessária para percolação dos agentes gaseificantes redutores na formação de produtos metalúrgicos 

(CPRM, 2003). O carvão energético, também conhecido como carvão vapor, tem aplicação exclusivamente energética, 

na geração de calor para a indústria e em plantas termelétricas. 

A Tabela 11 apresenta o balanço total da oferta e consumo de carvão mineral no Brasil, incluindo o carvão vapor 

e o carvão metalúrgico. 11 Como se pode observar destes dados, em termos totais, predomina o consumo industrial 

de carvão, fato que se explica pela demanda de carvão metalúrgico da siderurgia brasileira. Um panorama mais 

desagregado deste consumo revela a diferença de perfis de consumo dos citados tipos de carvão mineral. 

Tabela 11 – Carvão Mineral – Produção, Importação e Consumo (mil t/ano) 

Parcela 2003 2004 2005 

Produção 4.646 5.406 6.255 

Importação 13.493 14.081 13.699 

Variação de Estoques, Perdas e Ajustes -14 242 -105 

Transformação* 13.382 14.614 14.830 

Consumo na indústria 4.743 5.115 5.018 

* Geração de energia elétrica e processamento em coquerias 


O carvão vapor é atualmente suprido pela produção nacional, e destinado principalmente à geração termelétrica 

em centrais de serviço público (CESP), como se pode observar na Tabela 12. Uma proporção bastante reduzida 

deste carvão é empregada na indústria, para geração de calor. Este combustível apresentou reduções de consumo 

consideráveis nos últimos 25 anos, substituindo o atendimento da demanda por calor em fornos rotativos por combustíveis 

tais como o coque verde de petróleo. No ano de 2005 respondeu por mais de 66% da demanda de energia 

final na indústria cimenteira, que utiliza atualmente as cinzas resultantes da combustão do carvão vapor em termelétricas 

brasileiras, com fins de adição ao clínquer, na produção de cimentos tais como o CP-IV. A utilização de carvão 

mineral nos demais segmentos industriais inclui (CPRM, 2003): geração de eletricidade e vapor (petroquímica e papel 

& celulose) e na secagem de grãos (alimentos & bebidas). Por sua vez, o pequeno consumo de carvão registrado 

no modal ferroviário no ano de 1990, deveu-se à utilização deste energético em locomotivas a vapor. 

11 O consumo final de energia por fonte é tratado no Capítulo II – Demanda de Energia , sendo que a parte relativa ao carvão mineral está 

agregada na rubrica “Outros” das tabelas apresentadas naquele Volume.


Tabela 12 – Carvão Vapor – Produção, Importação e Consumo (mil t/ano) 

Fluxo 1990 2000 2005 

Consumo total 4.947 6.967 5.833 

Transformação 1 2.758 6.177 5.109 

Consumo final energético 2.189 790 724 

Transportes 11 0 0 

Ferroviário 11 0 0 

Industrial 2.178 790 724 

Cimento 1.256 12 20 

Ferro-gusa e aço 49 11 0 

Química 260 167 176 

Alimentos e bebidas 232 113 135 

Têxtil 8 0 0 

Papel e celulose 273 169 124 

Cerâmica 80 74 135 

Outros 20 244 134 

Notas: 1- Utilização para geração de eletricidade. 


Na Tabela 13 pode ser observada a contabilidade recente do consumo e oferta do carvão metalúrgico no 

Brasil. É importante destacar que a dependência do Brasil em relação a este tipo de carvão é bastante elevada, visto 

que a produção local é reduzida em relação à demanda existente pela indústria siderúrgica. 

Tabela 13 – Carvão Metalúrgico – Produção, Importação e Consumo (mil t/ano) 

Fluxo 1990 2000 2005 

Consumo total 10.287 13.226 14.016 

Transformação 1 10.287 9.861 9.721 

Consumo final na indústria 0 3.365 4.295 

Cimento 0 240 0 

Ferro-gusa e aço 0 2.227 3.208 

Ferro-ligas 0 49 0 

Mineração e pelotização 0 541 824 

Não-ferrosos e outros da metalurgia 0 214 157 

Outros não especificados 0 94 106 

Nota: 1 Processado em coquerias. 


O atendimento à demanda por carvão mineral no Brasil mostrou alteração em seu perfil ao longo do tempo e 

a evolução observada para a dependência externa do país quanto a este energético pode ser justificada pelo fato de 

que, na década de 70, vigorava um decreto do presidente Getúlio Vargas de 1946 que, de acordo com a Companhia 

de Pesquisa de Recursos Minerais (CPRM, 2002), determinava que 20% da produção deveria se destinar à fabricação 

de coque para a recém construída Companhia Siderúrgica Nacional (CSN). Com a construção das usinas termelétri-

708 


cas de Candiota, no Rio Grande do Sul, e de Jorge Lacerda, em Santa Catarina, o perfil da produção começou a mudar. 

A partir da década de 90, com a desregulamentação do setor, o carvão metalúrgico nacional, não compatível 

com a produção de coque, foi sendo substituído pelo carvão mineral importado. O Gráfico 13 mostra a evolução da 

dependência externa do carvão mineral pelo Brasil e os dados do Balanço Energético Nacional mostram que a dependência 

externa de carvão está limitada ao seu uso na indústria. 

25.000 

Gráfico 13 – Dependência Externa de Carvão Mineral 

20.000 

15.000 

mil t 

10.000 

5.000 

0 

1970 

1972 

1974 

1976 

1978 

1980 

1982 

1984 

1986 

1988 

1990 

1992 

1994 

1996 

1998 

2000 

2002 

2004 

Dependência Externa 

Produção Nacional 

Fonte: EPE, 2005 

As importações de carvão mineral pelo Brasil se originam basicamente da África do Sul, Austrália, Canadá, China, 

Colômbia, EUA, Venezuela e outros. A maior parte vem da Austrália, seguida dos EUA e do Canadá como pode 

ser visto no Gráfico 14. 

Gráfico 14 – Origem da Importação de Carvão Mineral 

Outros 

7% 

África do Sul 

6% 

Venezuela 

3% 

Austrália 

34% 

EUA 

28% 

Colômbia 

3% 

China 

6% 

Canadá 

13% 

Fonte: DNPM


Os Estados Unidos, entretanto, até 2002 eram o maior exportador de carvão para o Brasil, como pode ser visto 

no Gráfico 15. Deste país é importado basicamente carvão metalúrgico. A importação da Colômbia e da Venezuela 

atende parte da demanda de carvão vapor da indústria cimenteira. A queda na importação a partir de 2002, como 

mostra o Gráfico 15, é resultado de uma redução na demanda por carvão vapor (ou carvão energético) após o racionamento 

de energia, em 2001. 

16.000 

Gráfico 15 – Evolução da Importação Brasileira de Carvão 

14.000 

12.000 

10.000 

1000 t 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

0 

1978 1980 1985 1990 1995 2000 2002 2003 2004 

África do Sul Austrália Canadá China Colômbia EUA Polônia Venezuela Outros 

Fonte: DNPM 

Segundo o Borba (2001), a situação atual de dependência externa do país quanto ao carvão mineral não deve 

sofrer modificação, pois dificilmente as siderúrgicas brasileiras voltarão a consumir carvão coqueificável proveniente 

de Santa Catarina, pela maior adequação do carvão importado a este uso. Além disso, o conhecimento geológico 

da jazida de Santa Terezinha, única no país com potencial para atender parte da demanda de carvão metalúrgico, é 

apenas preliminar, sem nenhum estudo econômico. Ademais, se trata de jazida situada a profundidades entre 400 e 

800 metros, o que implica que sua exploração exige investimentos pesados apenas para a conclusão da fase pesquisa. 

Deste fato, pode-se inferir que, no curto prazo, não existem perspectivas de que ela possa se tornar economicamente 

viável. 

No setor elétrico, por outro lado, o combustível que alimenta as termelétricas a carvão é integralmente produzido 

no país. Pesa favoravelmente ao consumo de carvão mineral para geração termelétrica o fato de o grau de nacionalização 

dos equipamentos ser superior ao adotado em outras alternativas de geração como o gás natural, por 

exemplo. Além disso, a volatilidade dos preços do carvão mineral tem se mostrado comportada em anos recentes, 

conforme é apresentado no item 5.2.1, o que configura um elemento de redução de incerteza para investimentos 

em geração elétrica. É sempre conveniente lembrar que a expansão da geração termelétrica no Brasil demandará, 

além da disponibilidade deste recurso, também de tecnologias que reduzam os impactos ambientais provocados 

pelo processo de produção e pelo consumo de carvão.

710 


3. Potencialidade de Expansão da Geração Termelétrica a Carvão 

Historicamente, variáveis como o preço do carvão e a sua produção não exibem correlação satisfatória, não 

se mostrando possível estabelecer uma relação entre as duas variáveis que permita projetar o aumento da oferta 

no país. Em contraste, a partir dos anos 90 observa-se relativa aderência da produção no atendimento do consumo 

(Gráfico 16), sugerindo que a projeção da oferta seja relacionada à evolução da demanda. Tal fato pode ser justificável 

considerando-se a preponderância do uso do carvão vapor para a geração elétrica, em que ocorre o projeto 

casado da usina com jazidas disponíveis próximas ao empreendimento. 

10.000 

9.000 

8.000 

7.000 

6.000 

Gráfico 16 – Consumo e Produção de Carvão Energético 

mil t 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 

Consumo 

Produção 

Fonte: SNIEC - http://www.siecesc.com.br/estatisticas/default.htm 

Uma vez que a geração termelétrica a carvão se baseia no consumo de carvão de produção nacional, uma maneira 

de estimar se a disponibilidade de reservas para esta aplicação é a partir de cálculos considerando qual seria a 

potência passível de ser instalada em face ao conhecimento de reservas brasileiras de carvão mineral. 

A determinação deste potencial foi realizada considerando-se diferentes graus de disponibilidade do mineral 

correlacionados a diferentes níveis de conhecimento e viabilidade econômica das jazidas, tendo sido adotadas as 

seguintes gradações: (i) Recursos; (ii) Reservas medidas; (iii) Reservas lavráveis; (iv) Reservas viáveis e pré-viáveis; 

(v) Reservas provadas e prováveis. No caso dos dois últimos conceitos, foram considerados os valores de recursos 

e reservas apresentadas por Borba (2001), que se baseiam na classificação da ONU, cujos valores são exibidos na 

Tabela 14. Na definição DNPM 12 , as reservas provadas e prováveis envolvem aquelas cuja viabilidade econômica é 

demonstrada. Por sua vez, os recursos viáveis e pré-viáveis são as que a viabilidade econômica é potencial. Por fim, 

os recursos outros representam o somatório das reservas medidas, indicadas e inferidas. 

12 Para demonstrar a viabilidade econômica, DNPM (2001) considerou critérios como regularidade do solo, continuidade das jazidas, quantidade 

de recursos já minerada, infra-estrutura necessária para a recuperação e escoamento do minério, além do conhecimento geológico 

próprio sobre as jazidas. Dessa maneira, as reservas provadas e prováveis podem ser entendidas como a quantidade de carvão mineral, cujo 

aproveitamento é economicamente justificável no curto ou médio prazo. Os recursos viáveis e pré-viáveis, por sua vez, podem ser entendidos 

como de aproveitamento economicamente justificável no longo prazo.


Tabela 14 – Recursos e Reservas de Carvão Mineral (t) 

Estado 

Reservas provadas e 

prováveis 

Recursos viáveis e pré-viáveis 

Recursos outros 

Paraná 12.112.000 - 83.319.573 

Rio Grande do Sul 716.370.000 3.742.614.940 17.950.489.105 

Santa Catarina 201.921.000 502.771.000 1.919.314.910 

Fonte: Borba (2001) 

A estimativa deste potencial de acordo com o conceito de disponibilidade adotado é apresentada na Tabela 15. 

Tabela 15 – Potencial de Geração Termelétrica a Carvão 

Conceito Reservas/Recursos (t) Potencial c (MW) 

Recursos 23.946.280.366 a 80.286 

Reservas medidas 6.710.239.785 a 22.007 

Reservas lavráveis 6.613.789.762 a 21.813 

Recursos viáveis e pré-viáveis 4.245.385.940 b 14.167 

Reservas provadas e prováveis 930.393.000 b 2.746 

Notas: a- A partir de Borba (2001); b- A partir de DNPM (2001); c- Valores estimados considerando-se os dados de recursos ou de reservas de carvão de cada 

conceito, um fator de recuperação das minas de 60%, um percentual aproveitável de 50%, um fator de capacidade médio de 55%, uma eficiência de 35% e 

uma vida útil das usinas de 25 anos. Além disso, foi levado em consideração também o poder calorífico do carvão de cada jazida. 

Como era de se esperar, os valores acima corroboram o fato de que o potencial de geração termelétrica a carvão 

pode variar bastante dependendo das considerações feitas a respeito dos recursos disponíveis. Assim, pode-se interpretar 

que sem nenhum investimento adicional em infra-estrutura para aproveitamento das reservas provadas e prováveis 

e com as tecnologias de termelétrica existentes, o potencial máximo de geração a carvão seria de 2.746 MW. 

Deve-se destacar, por outro lado, que a inserção de tecnologias mais eficientes 13 pode elevar o aproveitamento 

dos recursos fazendo com que esse potencial possa ser superior aos apresentados na Tabela 15. 

4. Projeção de Consumo de Carvão 

4.1. Geração elétrica 

4.1.1. Usinas Existentes 

A atual capacidade instalada de usinas térmicas a carvão é de 1.415 MW, distribuída nos três estados da região 

Sul, como pode ser visto na Tabela 16. A maior capacidade instalada está localizada no estado de Santa Catarina, 

somando 857 MW. São usinas de propriedade da Tractebel Energia S/A que formam o complexo Jorge Lacerda, no 

município de Capivari de Baixo. O estado do Rio Grande do Sul vem em seguida com 538 MW de potência instalada, 

sendo 446 MW no município de Candiota, na usina Presidente Médici de propriedade da CGTEE, 20 MW no município 

de São Jerônimo, na usina de mesmo nome também de propriedade da CGTEE e 72 MW no município de Charqueadas, 

na usina de mesmo nome de propriedade da Tractebel Energia S/A. Por último, vem o estado do Paraná, 

com 20 MW de potência instalada no município de Figueira, usina de mesmo nome da cidade onde está localizada, 

de propriedade da Copel Geração S/A. 

13 A tecnologia de combustão em leito fluidizado pode apresentar eficiência de 40% e a de gaseificação integrado a ciclo combinado, 45%.

712 


Tabela 16 – Usinas Térmicas a Carvão em Operação no Brasil 

Usina Potência (MW) Proprietários Município 

Presidente Médici A/B 446 CGTEE Candiota - RS 

São Jerônimo 20 CGTEE São Jerônimo - RS 

Charqueadas 72 Tractebel Energia S/A Charqueadas - RS 

Jorge Lacerda I e II 232 Tractebel Energia S/A Capivari de Baixo - SC 

Jorge Lacerda III 262 Tractebel Energia S/A Capivari de Baixo - SC 

Jorge Lacerda IV 363 Tractebel Energia S/A Capivari de Baixo - SC 

Figueira 20 Copel Geração S/A Figueira - PR 

Total 1.415 

Fonte: ANEEL, 2006 

Das usinas existentes, a que utiliza carvão de maior poder calorífico é a de Figueira (PR), cujo insumo vem da 

mina de Cambuí, com poder calorífico de 6.000 kcal/kg, como pode ser visto na Tabela 17. Em seguida, vem a usina 

Presidente Médici, que utiliza carvão ROM da jazida de Candiota com poder calorífico que varia de 2.650 a 3.200 

kcal/kg. A mina que apresenta carvão com menor poder calorífico é a de Barro Branco que alimenta as usinas do 

complexo Jorge Lacerda. 

Tabela 17 – Características do Carvão Brasileiro Utilizados em Geração Termelétrica 

Usina Jazida Poder calorífico (kcal/kg) 

Presidente Médici Candiota 2.650-3.200 

São Jerônimo Leão 3.700-4.200 

Chaqueadas Charqueadas 3000-3600 

Jorge Lacerda I e II Sul Catarinense 4.500 

Jorge Lacerda III Sul Catarinense 4.500 

Jorge Lacerda IV Sul Catarinense 4.500 

Figueiras Cambuí 6.000 

Fonte: Eletrobrás, Barbosa et al., 1999, Gomes et al.,2003 

De acordo com dados do ONS, a geração das termelétricas a carvão foi de 6.107 GWh em 2005, sendo a maior 

parte produzida pelo complexo Jorge Lacerda, no estado de Santa Catarina, como mostra o Gráfico 17.


Gráfico 17 – Geração Térmica a Carvão em 2005 

2.500 

2.000 

1.500 

GWh 

1.000 

500 

- 

Figueiras 

(PR) 

Fonte: ONS, 2006 

Jorge 

Lacerda IV 

(SC) 

Jorge 

Lacerda III 

(SC) 

Jorge 

Lacerda I e II 

(SC) 

Presidente 

Médici (RS) 

São Jerônimo 

(RS) 

Charqueadas 

(RS) 

Com exceção do módulo IV do complexo Jorge Lacerda, todas as usinas têm mais de vinte anos de operação. 

Ainda assim, o parque instalado opera com um fator de capacidade médio de 49%, sendo que somente as 

usinas de São Jerônimo e de Charqueadas têm níveis de utilização menores que 40%. O Gráfico 18 apresenta os 

fatores de capacidade médios de cada usina no ano de 2005, calculados a partir dos dados de potência instalada 

e da geração verificada. 

Gráfico 18 – Fatores de Capacidade Médios em Usinas Termelétricas no Brasil 

Charqueadas (RS) 

São Jerônimo (RS) 

Presidente Médici (RS) 

Jorge Lacerda I e II (SC) 

Jorge Lacerda III (SC) 

Jorge Lacerda IV (SC) 

Figueiras (PR) 

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

Com os dados de poder calorífico do carvão que alimenta cada usina e considerando uma eficiência média 

das termelétricas de 33%, pôde-se chegar ao consumo de carvão mineral em 2005 de 5,6 milhões de toneladas. O 

Gráfico 19 apresenta o consumo estimado de carvão mineral em cada uma destas usinas.

714 


Gráfico 19 – Consumo de Carvão nas Termelétricas 

2.500 

2.000 

1.500 

mil t 

1.000 

500 

- 

Presidente 

Médici 

São Jerônimo 

Chaqueadas 

Jorge 

Lacerda I e II 

Jorge 

Lacerda III 

Jorge 

Lacerda IV 

Figueiras 

4.1.2. Novas termelétricas a carvão 

Dois novos empreendimentos na região Sul, com possibilidade de entrada em operação no horizonte decenal 

são as usinas de Candiota III com 350 MW e Jacuí também com 350 MW, conforme indicado na Tabela 18. A energia 

da UTE Candiota III já foi totalmente contratada no leilão de energia nova realizado em dezembro de 2005 14 . 

Tabela 18 – Novas Usinas Termelétricas a Carvão Mineral 

Usina Empresa Município UF Potência (MW) Início de operação 

Jacuí ELEJA Charqueadas RS 350 

(12) 

Candiota III CGTEE Candiota RS 350 2010 

Total 700 


A usina de Candiota III será alimentada com carvão da jazida de Candiota, que tem poder calorífico entre 2.650 

e 3.200 kcal/kg e a de Jacuí com o da jazida Leão (mina Leão II), cujo poder calorífico é 3.500 kcal/kg. 

Os resultados do PDE 2007/2016 indicam que, para o atendimento da trajetória inferior de demanda estudada, 

além dos 350 MW da usina de Candiota III, 1.100 MW adicionais serão necessários em 2012 na região Sul e outros 

700 MW no Nordeste neste mesmo ano. Este montante indicativo de capacidade de geração pode ser atendido 

através de diversas opções de geração termelétrica que totalizem esta capacidade total. Para o atendimento da trajetória 

superior de demanda seriam adicionalmente necessários 650 MW na região Sul, sendo 400 MW em 2013, 200 

MW em 2015 e 50 MW em 2016. 

Neste sentido, além da mencionada UTE Jacuí, encontram-se em fase de estudos de viabilidade técnica, econômica 

e socioambiental, cinco outros projetos (Tabela 19) que totalizam uma potência instalada de 2.103 MW (EPE, 

2006b). Não se descarta também a possibilidade de construir usinas a carvão importado, aproveitando-se das sinergias 

dos portos nacionais e dos navios que levam minérios para o exterior e voltam vazios, podendo trazer carvão 

de outros países com um custo de transporte bem menor. 

14 Observa-se que a UTE Jacuí também participou com sucesso no leilão de energia nova realizado em dezembro/2005. Ao contrário da UTE 

Candiota, seu processo de contratação, contudo, ainda não havia sido concretizado no momento da elaboração deste documento.


Tabela 19 – Projetos de Usinas Termelétricas a Carvão Mineral em Estudo 

Usina Empresa Município UF Potência (MW) 

Seival COPELMI Candiota RS 562 

CTSul CTSul Cachoeira do Sul RS 650 

CTSul II CTSul Cachoeira do Sul RS 325 

USITESC USITESC Treviso SC 440 

Figueira II Copel Figueira PR 126 

Total 2.103 


Segundo DNPM (2001), a entrada em operação de tais usinas não deve causar pressão na demanda de carvão, 

visto que os projetos são casados, ou seja, só são planejados e viabilizados na medida em que há reservas disponíveis 

na boca da mina ou suficientemente próximas, bem como capacidade mineira instalada, ou passível de instalar, 

para atendê-las. A Tabela 20 apresenta as jazidas associadas a cada projeto, bem como, o poder calorífico do carvão 

oriundo delas. 

Tabela 20 – Jazidas Associadas aos Novos Projetos de Geração Termelétrica a Carvão Mineral 

Projetos Jazida Poder Calorífico (kcal/kg) 

Seival Candiota 3.200 

CTSUL Iruí/Capané 3.200 

CTSUL II Iruí/Capané 3.200 

USITESC Sul Catarinense 2.800 

Figueira II Sapopema 4.900 


Para fins de projeção de consumo de carvão mineral, assumiu-se que o fator de capacidade médio das usinas 

existentes evoluiria para 62% e o das novas instalações seria de 70%. Com isso, a geração termelétrica a carvão passaria 

dos atuais 6.107 GWh de produção anual para 21.046 GWh, como apresenta o Gráfico 20.

716 


Gráfico 20 – Projeção da Geração Termelétrica a Carvão 

25.000 

20.000 

15.000 

GWh 

10.000 

5.000 

0 

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Carvão Indicativo (NE) 

Carvão Indicativo (Sul) Candiota III (RS) Charqueadas (RS) São Jerônimo (RS) 

Presidente Médici (RS) Jorge Lacerda I e II (SC) Jorge Lacerda III (SC) Jorge Lacerda IV (SC) Figueiras (PR) 

Dessa maneira, o consumo de carvão das termelétricas existentes passaria para 7 milhões de toneladas em 

2016. Para o atendimento da trajetória inferior de demanda estudada, o consumo adicional das usinas necessárias 

na região Sul, no horizonte do PDEE 2007/2016, seria de mais 4,7 milhões de toneladas e de 1,9 milhões no Nordeste, 

considerando um carvão importado com 6.000 kcal/kg de poder calorífico. O Gráfico 21 apresenta a evolução 

estimada do consumo de carvão mineral para geração termelétrica. Assim, totalizar-se-ia uma demanda total de 

carvão mineral em torno de 13,6 milhões de toneladas em 2016, apenas para geração termelétrica. 

Para o atendimento da trajetória superior de demanda, o consumo previsto pelas térmicas que seriam adicionalmente 

necessárias é da ordem de 3,2 milhões de toneladas em 2016. 

16.000 

Gráfico 21 – Estimativa de Evolução do Consumo de Carvão no 

Setor Elétrico no Horizonte do Plano Decenal de Energia 

14.000 

12.000 

10.000 

mil t 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

- 

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Importação Expansão Existentes


4.2. Outros Usos do Carvão Mineral 

A estimativa da demanda de carvão mineral para outros usos adota como ferramenta de simulação o Modelo 

Integrado de Planejamento Energético - MIPE, 15 utilizado na estimativa da demanda de energia no longo prazo, no 

âmbito do PNE 2030. 

O cenário econômico utilizado para quantificar a demanda de carvão mineral, neste Plano Decenal, correspondeu 

ao denominado Surfando a Marola 16 , adotando-se uma faixa de variação de crescimento do PIB brasileiro 

no período. Ademais, também relevante é destacar que, em termos de estrutura qualitativa da demanda setorial de 

energia, esta manteve as premissas de uso de energia estabelecidas neste cenário. 

Ainda que o consumo de carvão vapor devido aos demais setores (exclusive termeletricidade) apresente participação 

reduzida no total, estas linhas gerais qualitativas são relevantes no caso do consumo de carvão metalúrgico, 

onde a indústria, especificamente a produção de ferro-gusa e aço, apresenta o maior peso. Neste caso, uma premissa 

com implicação importante é a de que a planta típica para expansão das unidades integradas é baseada no 

consumo de coque de carvão mineral, o que implica a redução da participação de outras tecnologias de redução do 

minério de ferro, como é o caso das usinas integradas a carvão vegetal. Em todos os cenários supôs-se a entrada em 

operação, entre 2010 e 2015, de uma planta de redução direta do minério de ferro a partir do uso de gás natural no 

Nordeste, com capacidade anual de produção de 1,5 milhão de toneladas de ferro esponja, com consumo associado 

de gás natural de 1,8 milhão m 3 /dia. A evolução da estrutura tecnológica neste segmento industrial é apresentada 

no Gráfico 22. 

100 

90 

80 

70 

60 

Gráfico 22 – Participação das Tecnologias de Redução na Siderurgia por Cenário 

% 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

2004 2010 2015 2020 2025 2030 

Fonte: PNE 2030 

Integradas a coque de c. mineral 

Forno elétrico a arco 

Integradas a carvão vegetal 

Redução direta 

A estimativa da demanda de carvão mineral na indústria é apresentada na Tabela 21, observando-se a manutenção 

da participação do carvão metalúrgico em torno de 91% do total consumido no país nos cenários considerados 

neste Plano Decenal. 

15 O MIPE é um modelo técnico-econômico de projeção de demanda e de oferta de energia e de emissões de CO2 advindos do uso de 

energia. O modelo permite avaliar a implicação de cenários prospectivos de padrões de uso da energia e estilos de desenvolvimento nas 

trajetórias de demanda e de oferta de energia projetadas para o Brasil para o horizonte de análise. 

16 Os cenários macroeconômicos são apresentados no Capítulo II – Demanda de Energia, deste PDE.

718 


Tabela 21 – Estimativa da Demanda de Carvão Mineral em Outros Usos Exclusive 

a Termeletricidade – Limite Superior da Faixa 

Carvão 2010 2016 

Vapor 

Mil tep 456 666 

Mil ton 1 1.471 2.148 

Metalúrgico 

Mil tep 4.604 7.214 

Mil ton 2 6.197 9.709 

Nota: 1- Considerando um poder calorífico médio de 3.300 kcal/kg; 2- Considerando 

o carvão metalúrgico importado como referência. 

Tabela 22 – Estimativa da Demanda de Carvão Mineral em Outros usos 

Exclusive a Termeletricidade – Limite Inferior da Faixa 

Carvão 2010 2016 

Vapor 

Mil tep 442 626 

Mil ton 1 1.426 2.019 

Metalúrgico 

Mil tep 4.465 6.779 

Mil ton 2 6.009 9.124 

Notas: 1- Considerando um poder calorífico médio de 3.300 kcal/kg; 2- 

Considerando o carvão metalúrgico importado como referência. 

Gráfico 23 – Evolução da Demanda Total de Carvão Mineral até 2016 para 

Outros Usos Exclusive a Termeletricidade 

7.200 

6.700 

6.200 

5.700 

mil tep 

5.200 

4.700 

4.200 

3.700 

3.200 

2004 2010 2015 2016 

Limite superior 

Limite inferior


4.3. Consolidação dos Dados de Demanda por Carvão Mineral 

A partir da estimativa da demanda de carvão mineral obtida para os setores de consumo correspondentes 

- geração termelétrica e indústria -, apresenta-se a totalização da demanda no horizonte deste Plano Decenal, como 

pode ser visto na Tabela 23 e no Gráfico 24. 

Assim, neste horizonte, a demanda de carvão mineral situa-se em faixas que variam entre 24,7 e 28,7 milhões 

de toneladas em 2016, das quais o carvão vapor para geração elétrica corresponderá à maior parte. 

Tabela 23 – Estimativa da Demanda Total de Carvão Mineral (mil toneladas) 

Carvão 2010 2016 

Limite inferior 15.649 24.731 

Carvão vapor- eletricidade 8.034 13.588 

Carvão vapor - indústria 1.426 2.019 

Carvão metalúrgico - indústria 6.009 9.124 

Limite superior 15.702 28.690 




Notas: 1- Considerando um poder calorífico médio de 3.300 kcal/kg; 2- Considerando o carvão metalúrgico importado 

como referência. 

Gráfico 24 – Evolução da Demanda Total de Carvão Mineral até 2016 

30.000 

25.000 

20.000 

mil t 

15.000 

10.000 

5.000 

- 

2004 

2010 

2015 

2016 

Limite inferior 

Limite superior

720 


5. Perspectivas de Preços de Carvão Mineral 

5.1. Cenários de Preços Internacionais 

5.1.1. Preço do Produto 

Conforme já mencionado, ao contrário do que ocorre com o petróleo e com o gás natural, as reservas do carvão 

se distribuem geograficamente de maneira muito mais eqüitativa. Por um lado, isso representa uma forte vantagem 

competitiva do carvão frente aos outros combustíveis fósseis em termos de mercados domésticos. Por outro, 

resulta em um fluxo internacional do produto relativamente pequeno. 

Dessa maneira, diferentemente do petróleo, o comércio internacional é pouco expressivo, tanto que o carvão 

mineral não tem, nem mesmo, preços internacionais cotados em bolsas de negociação de commodities (BORBA, 

2001). Os contratos são normalmente negociados bilateralmente, caracterizando um mercado pulverizado, já que a 

produção é, na maioria dos casos consumida localmente, conforme indica o Gráfico 25. 

1.600 

Gráfico 25 – Consumo x Produção de Carvão Mineral no Mundo 

1.400 

1.200 

1.000 

Mtep 

800 

600 

400 

200 

0 

América do 

Norte 

América Latina 

Europa e Oriente Médio África Ásia Pacífico 

Eurásia 

Fonte: BP, 2006 

Consumo 

Produção 

Nos últimos anos, principalmente por causa de pressões ambientais, o carvão como recurso energético tem 

perdido participação no setor energético, principalmente, para o gás natural. Este fato é especialmente representativo 

nos países mais desenvolvidos. Segundo a Agência Internacional de Energia – AIE (IEA, 2005), nos anos 

1970 a produção de carvão dos países da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico – OCDE 

representava 50% do total mundial; nos anos 1980 e 1990 esta participação caiu para 40% e, em 2004, está em 31%. 

Atualmente, entretanto, vários países têm voltado a atenção novamente para o carvão mineral, especialmente por 

causa do aumento do preço do petróleo. Para se ter uma idéia, nos anos 1990 o preço do óleo girava em torno dos 

US$ 25 o barril, em 2005 chegou, em média, perto dos US$ 60/barril, como apresenta o Gráfico 26.


Gráfico 26 – Preços de Petróleo 

60 

50 

40 

US$/b 

30 

20 

10 

0 

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 

(US$2005/barrel) US IRAC (US$2005/barrel) WTI (US$2005/barrel) Dubai 

(US$2005/barrel) Brent 

(US$2005/barrel) Nigerian 

Fonte: Country Watch Forecast 

A exemplo do petróleo, o preço do gás natural, que era razoavelmente constante nos anos 1990, deu um salto 

importante nos últimos anos, como pode ser visto no Gráfico 27. 

12 

Gráfico 27 – Preços de Gás Natural 

10 

8 

US$/MMBtu 

6 

4 

2 

0 

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 

(US$2005/mmbtu) US Henry Hub (US$2005/mmbtu) European Union (US$2005/mmbtu) Japan LNG 

Fonte: Country Watch Forecast

722 


A opção pelo carvão se deve, em grande parte, à estabilidade dos seus preços, que aumenta a segurança no 

atendimento à demanda da população. Os preços do mineral na década de 1990 eram decrescentes, como pode ser 

verificado no Gráfico 28, por conta, principalmente, da expansão do uso do gás natural. Atualmente, mesmo com o 

aumento do preço do petróleo e do gás natural, não há uma variação significativa. Na Europa e no Japão nota-se uma 

variação maior que nos EUA, mas isso é devido mais ao custo do transporte do que propriamente ao preço do carvão. 

3,5 

Gráfico 28 – Preços de Carvão Mineral 

3 

2,5 

US$/ 2005/MMBtu 

2 

1,5 

1 

0,5 

0 

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 

(US$2005/mmbtu) US Electric Plants (US$2005/mmbtu) Northwest Europe (US$2005/mmbtu) Japan Steam Coal Imports 


Por causa da inexistência de mercados de commodities internacionais de carvão mineral, não há muitas referências 

quanto a projeções de seus preços. As poucas que existem não projetam grandes variações nos preço do 

combustível. Na projeção da Agência Internacional de Energia - AIE (IEA, 2005), é assumido que o preço de carvão 

na Europa (North West Europe Market), que chegou a US$ 61 por tonelada em 2005, segundo dados da British Petroleum 

(BP, 2006), irá reduzir aos poucos se estabilizar no patamar de US$ 40 por tonelada em 2010, retomando, 

após esse ano, uma trajetória levemente ascendente, como apresenta o Gráfico 29. Este aumento é menor que o do 

preço do petróleo e do gás natural, assumidos nos cenários da AIE.


80 

Gráfico 29 – Projeção de Preços de Carvão na Europa 

70 

60 

50 

US$/t 

40 

30 

20 

10 

0 

Histórico 

Projeção 

1990 

1992 

1994 

1996 

1998 

2000 

2002 

2004 

2006 

2008 

2010 

2012 

2014 

2016 

Fonte: IEA, 2005; BP, 2006 

Apesar do salto do preço no ano de 2004, a AIE entende que esta variação não é duradoura e que os preços 

voltarão rapidamente à média praticada nos anos 1990, ou seja, que a elevação dos preços na época foi somente 

conjuntural. 

Um valor em torno de US$ 40 por tonelada também é projetado pelo EIA/DOE (EIA/DOE, 2006) para o carvão 

proveniente das minas do Appalachia (Appalachian mines). Porém, ao contrário do que ocorre no cenário da AIE, o 

EIA/DOE projeta um aumento de preços entre 2005 e 2010 e, a partir de então, os mesmos voltam a cair. Esta variação, 

entretanto, não é brusca. A variação do preço projetado do carvão proveniente do Oeste é bem pequena, em 

torno de 2%, como pode ser visto no Gráfico 30. 

45 

Gráfico 30 – Projeção de Preços de Carvão nos EUA 

40 

35 

30 

US$/t 

25 

20 

15 

10 

5 

- 

Histórico 

Projeção 

1990 

1992 

1994 

1996 

1998 

2000 

2002 

2004 

2006 

2008 

2010 

2012 

2014 

2016 

Appalachia West Interior Média 

Fonte: EIA/DOE

724 


Os dados apresentados e as projeções sugerem que preço do carvão no mundo é afetado apenas marginalmente 

pela variação dos preços do petróleo e do gás natural. O principal impacto é indireto, que diz respeito ao 

aumento dos custos de transporte. 

O Gráfico 31 apresenta a evolução dos preços internacionais do petróleo, do gás natural e do carvão mineral 

entre 1990 e 2005. Nota-se uma forte tendência de crescimento do preço do petróleo (Brent) a partir de 1998 até o 

ano 2000 e uma retomada da tendência de alta no ano 2002. O preço do gás natural, por outro lado, permaneceu 

razoavelmente estável até o ano de 2000. A partir de então, percebe-se maior variabilidade, com tendência de crescimento. 

Já o preço do carvão teve uma forte queda até o ano 2003, quando esta tendência se reverte. O atual patamar 

de preço, porém, ainda está muito abaixo do verificado em 1990. Essas evoluções evidenciam ser pequena, ou eventualmente 

nem existir, a relação do preço internacional do carvão mineral com o preço do petróleo e do gás natural. 

10 

Gráfico 31 – Preços de Internacionais do Petróleo, Gás Natural e Carvão Mineral 

60 

US$ / MM Btu 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

27,08 27,29 

27,52 

30 

25,57 31,16 

25,18 

4,83 

21,95 21,12 

22,87 

4,54 

20,04 

20,99 

3,36 

2,94 

3,03 

3,66 

2,81 

20 

2,67 2,74 

3,52 

15,07 

2,43 2,44 

2,65 

53,07 

8,82 

50 

40,13 

40 

6,08 

32,58 

33,25 

2,3 

2,01 

2,47 

2,34 2,44 

2,49 

2,28 2,09 

2,25 

1,98 

1,72 

1,63 1,75 1,67 1,55 1,75 

1,98 10 

US$ / b 

0 

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 

0 

(US$2005/mmbtu) US Henry Hub (US$2005/mmbtu) Japan Steam Coal Imports (US$2005/barrel) Brent 


5.1.2. Frete 

Uma parte importante do preço do carvão importado é determinada pelo custo do frete. Em 2004, mais de 

750 milhões de toneladas de carvão foram comercializadas internacionalmente (IEA, 2005) e 90% desse volume foi 

transportado por navios de grande tonelagem, como ilustrado na Figura 4. O custo de transporte de carvão, neste 

caso, costuma ser bem alto. Para se ter uma idéia, em 2004, o preço-CIF (incluindo seguro e frete) de uma tonelada 

de carvão metalúrgico no Japão era, praticamente, de US$ 61 (BP, 2006) e o custo do frete chegou a 49,50 US$/t, segundo 

dados do Coal Market Inteligence (disponível em , acesso em junho de 2006).


Figura 4 – Transporte Internacional do Carvão 

Fonte: reprodução de 

Do volume de carvão mineral comercializado no mercado internacional em 2004, 70% referiram-se ao carvãovapor, 

de uso principal na geração termelétrica. Importa ressaltar que em 1995 essa proporção era de 40% (IEA, 2005). 

Uma boa referência de preço do carvão, na hipótese de importação do mineral pelo Brasil, é o carvão da África 

do Sul, seja pela quantidade comercializada do carvão sul-africano no mercado internacional, seja por sua qualidade 

e localização estratégica em relação ao Brasil. Conforme os estudos da EPE para o PNE 2030 (EPE, 2006), o preço 

do frete marítimo, estimado para a distância entre África do Sul e Rio de Janeiro com base no custo do frete entre 

África do Sul - Europa (ARA – Amsterdam, Rotterdam e Antuérpia), situava-se em US$ 18 por tonelada. 

5.1.3. Preço CIF 

Considerando o exposto nos itens precedentes, pode-se compor uma referência para o preço-CIF de longo 

prazo do carvão importado no Brasil na faixa de US$ 60 por tonelada. Dependendo da característica do carvão (teor 

de cinzas, teor de enxofre, etc.), esse preço poderá atingir valores de US$ 70 por tonelada. Por outro lado, condições 

específicas de importação, por exemplo combinação com a exportação de minério de ferro ou produtos siderúrgicos, 

poderão tornar atrativo o frete internacional do carvão. Assim, considera-se razoável trabalhar com preços CIF 

no intervalo de US$ 50 a US$ 70 por tonelada. 

5.2. Cenários de Preços para o Carvão Nacional 

5.2.1. Antecedentes 

No Brasil, a exemplo do comportamento do mercado internacional, o preço do carvão mineral evoluiu em 

uma trajetória decrescente, porém mantém-se relativamente constante nos últimos 10 anos, como mostra o Gráfico 

32. A forte queda observada entre 1988 e 1994 é atribuída à desregulamentação do setor. De fato, a partir dessa 

desregulamentação o carvão metalúrgico nacional, que possui um alto teor de cinzas e de enxofre, foi sendo substituído 

pelo importado, mais adequado à coqueificação. A perda do mercado foi em parte compensada pela construção 

das usinas termelétricas de Candiota, no Rio Grande do Sul, e de Jorge Lacerda, em Santa Catarina, quando os 

preços começaram a se estabilizar.

726 


90 

Gráfico 32 – Preço do Carvão Nacional 

80 

70 

60 

50 

US$/t 

40 

30 

20 

10 

- 

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 

Fonte: Borba, 2001 (para o período 1988-2000); 

Anuário Mineral Brasileiro (para o período 2001-2004, obtido pela divisão entre o valor e produção de carvão). 

O consumo de carvão nacional nos últimos anos tem se mantido relativamente estável, como pode ser visto 

no Gráfico 33. Essa situação deve mudar nos próximos anos, em função da entrada em operação de alguns projetos 

de geração termelétrica a carvão. Porém, o aumento do consumo não deve causar pressões de demanda, visto que 

os projetos são casados com a abertura de novas minas. Ou seja, integram esses projetos as reservas disponíveis 

“boca de mina” ou suficientemente próximas, bem como capacidade mineira instalada ou passível de instalar, para 

atendê-los (Borba, 2001). 

7.000 

Gráfico 33 – Consumo de Carvão Energético no Brasil 

6.000 

5.000 

4.000 

mil t 

3.000 

2.000 

1.000 

- 

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 

Fonte: Borba, 2001; Anuário Mineral Brasileiro


A utilização do carvão nacional tem-se justificado apenas em usinas localizadas próximas às minas, portanto 

na região Sul. Usinas a carvão em outras regiões demandariam preferencialmente carvão importado. 

Procurou-se estabelecer um parâmetro de preço para o carvão nacional a partir de uma referência internacional 

selecionada, indicativo de sua competitividade com o combustível importado. 

Nessas condições, buscou-se determinar, de forma simplificada, uma curva limite de competitividade que estabelece 

o preço máximo do carvão nacional, em R$/t, em função do poder calorífico, acima do qual deixaria de ser 

competitivo em relação a um preço de referência do carvão importado. 

Para efeito de cálculo tomou-se por base os estudos do PNE 2030 (EPE, 2006) em que a referência foi carvão da 

África do Sul. De acordo com esses estudos, o preço internacional do carvão da África do Sul, FOB-porto de origem, 

estava em torno de US$ 52 por tonelada, em fins de 2004. Considerando o preço do frete marítimo de US$ 18 por 

tonelada, chega-se a um preço-CIF de US$ 70 por tonelada (CIF-porto no Brasil). Considerando um poder calorífico 

de 6.000 kcal/kg para esse carvão, a curva de limite de competitividade obtida é apresentada no Gráfico 34. 

140,00 

Gráfico 34 – Carvão Nacional: Limite de Competitividade 

120,00 

Preço (R$/ton) 

100,00 

80,00 

60,00 

40,00 

2.900 3.100 3.300 3.500 3.700 3.900 4.100 4.300 4.500 4.700 4.900 5.100 5.300 5.500 5.700 5.900 6.100 6.300 6.500 6.700 

Poder Calorífico (kcal/kg) 

Para formar uma idéia da competitividade atual do carvão nacional, podem ser comparados os preços atualmente 

praticados no país (Tabela 24) com a curva apresentada nesse gráfico. Observa-se que a mineração em 

Candiota é a céu aberto e a mineração em Santa Catarina é subterrânea e que o carvão de Jorge Lacerda sofre beneficiamento, 

resultando, portanto em preço mais elevado que o de Candiota. Os valores dessa tabela indicam que 

o preço do carvão de Candiota fica abaixo do valor limite indicado no Gráfico 34, confirmando sua competitividade 

em relação ao carvão importado, o que não ocorre com o carvão de Santa Catarina. 

Tabela 24 – Preço do Carvão para Usinas Selecionadas 

Mina Usina Poder Calorífico Preço CIF-usina 

Candiota P. Médici 3.200 kcal/kg R$ 38/t 

SIESESC J. Lacerda 4.500 kcal/kg R$ 127/t 

Fonte: Eletrobrás

728 


5.2.2. Projeção 

A projeção do preço do carvão neste trabalho foi baseada em um modelo econométrico adotado pelo Departamento 

de Energia dos EUA (EIA/DOE, 2005). Este modelo faz parte do módulo do mercado de carvão do sistema 

de modelos energéticos do referido departamento, o NEMS (National Energy Modeling System’s). Tal modelo relaciona 

o preço do carvão na “boca da mina” com a capacidade de utilização das mesmas, com a capacidade produtiva, 

a produtividade da mão-de-obra e os custos de produção. 

No Brasil, a disponibilidade de dados é sempre uma restrição para construir séries históricas necessárias para 

determinados estudos. Para contornar este problema, foi necessário adotar várias aproximações de cada indicador, 

como será visto a seguir. 

As principais fontes de dados para o setor de carvão são: 

• Sindicato Nacional da Indústria da Extração de Carvão (SNIEC), cujos dados estão disponíveis no site ; 

• Anuário Mineral Brasileiro, disponível no site do Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM), 

; 

• Balanço Energético Nacional, disponível do site da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), e do Ministério de Minas e Energia (MME), . 

A regressão econométrica foi feita tendo o preço como variável independente e, como variáveis explicativas, a 

capacidade produtiva e a produtividade da mão-de-obra. 

A série de preços foi obtida do Balanço Mineral Brasileiro (Borba, 2001), um relatório do DNPM publicado em 

2001, e do Anuário Mineral Brasileiro. Do Balanço Mineral Brasileiro foi obtida a série do período 1988/2000. Para o 

período 2000/2004, dividiu-se o valor total da produção de carvão pela produção propriamente dita. Em seguida, 

atualizaram-se os preços para 2004, com base nos deflatores da base de dados do IPEA, disponíveis no site . A série de preços para o período 1988/2004 é a apresentada no Gráfico 32. 

Para se obter uma série de dados de capacidade produtiva foi assumido que a capacidade máxima de produção 

foi obtida em 1985, quando se verificou um pico de produção do carvão mineral, conforme apresenta o Gráfico 35. 

25.000 

Gráfico 35 – Produção de Carvão Mineral ROM por Estado 

20.000 

15.000 

mil t 

10.000 

5.000 

0 

1.980 1.982 1.984 1.986 1.988 1.990 1.992 1.994 1.996 1.998 2.000 2.002 2.004 

Fonte: SNIEC 

R.G.doSul S.Catarina Paraná


Assim, nas condições acima descritas, tem-se que a utilização da capacidade produtiva teórica das mineradoras 

de carvão foi de 50%, em 2005, com uma leve tendência de alta, como indica o Gráfico 36. 

100 

Gráfico 36 – Evolução da Utilização da Capacidade Produtiva das Mineradoras 

90 

80 

70 

60 

% 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

1980 

1982 

1984 

1986 

1988 

1990 

1992 

1994 

1996 

1998 

2000 

2002 

2004 

Para estimar a produtividade da mão-de-obra, em termos de tonelada extraída por mineiro, por hora, utilizouse 

como aproximação a relação entre a produção anual de carvão mineral, o quantitativo de mão-de-obra empregada 

e o número de horas de trabalho no ano, dados disponíveis no SNIEC. A evolução desse indicador é apresentada 

no Gráfico 37. 

4,50 

Gráfico 37 – Produtividade da Mão-de-Obra 

4,00 

3,50 

3,00 

t/empr/hora 

2,50 

2,00 

1,50 

1,00 

0,50 

- 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 

Fonte: construído a partir de dados do SNIEC

730 


Como se vê, no período apresentado no Gráfico 37 nota-se uma pequena perda de produtividade da mão-deobra, 

mas com sinalização de retomada dos ganhos de produtividade. 

Apesar da escassez de dados, pode-se perceber uma relação positiva entre o preço do carvão e o nível de utilização 

da capacidade produtiva das minas e uma relação inversa dos preços com a produtividade da mão-de-obra, 

como indica o Gráfico 38. 

80,00 

Gráfico 38 – Indicadores* 

70,00 

60,00 

50,00 

40,00 

30,00 

20,00 

10,00 

- 

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 

Capacidade de Utilizada (%) Preço (US$/t) Produtividade da MO (t/empr/hora) 

* O indicador “Produtividade da MO” foi multiplicado por dez para ficar na mesma escala dos demais 

Com essas informações, procedeu-se à regressão linear, obtendo-se a seguinte equação: 

P = 38 – 0,69 ProdMO + 0,98 CapUt 

onde: 

P é o preço do carvão mineral, 

ProdMO é produtividade da mão-de-obra e 

CapUt é a capacidade utilizada das minas. 

A partir da equação acima, e assumindo que os preços do carvão não são sensíveis à variação do preço do 

petróleo e do gás natural, e considerando, como referência, um carvão “médio” nacional com poder calorífico de 

3.900 kcal/kg, foram feitas projeções para os seguintes três cenários relativos à produtividade da mão-de-obra e da 

utilização da capacidade produtiva: 

• Cenário 1: manteve-se constante a produtividade da mão-de-obra no patamar de 2005 (3,0 toneladas por 

empregado-hora) durante todo o horizonte de estudo e elevou-se linearmente o nível de utilização da capacidade 

produtiva das minas, passando de 50%, observado em 2005, para 70% em 2016. 

• Cenário 2: procedeu-se de maneira inversa, mantendo-se constante o nível de utilização da capacidade 

produtiva das minas no patamar de 2005 (da ordem de 50%) e elevando-se linearmente a produtividade da mãode-obra 

para 5,7 toneladas por empregado-hora. 

• Finalmente, no último cenário (cenário 3), deixou-se variar tanto o nível de utilização da capacidade produtiva 

das minas, quanto a produtividade da mão-de-obra, na mesma magnitude dos cenários anteriores. 

Os resultados dos três cenários são apresentados no Gráfico 39.


Gráfico 39 – Cenários de Preços para Carvão Energético Nacional 

45 

40 

35 

30 

25 

US$/t 

20 

15 

10 

5 

0 

2000 

2001 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Série Histórica 

No cenário 1, tem-se um aumento no preço do carvão, que, ao longo do período decenal, evoluiria do patamar 

atual (em torno de US$ 35 por tonelada) para próximo a US$ 40 por tonelada. Ao contrário, aumentando-se a produtividade 

da mão-de-obra (cenário 2), tem-se uma queda no preço, que poderia cair para até US$ 25 por tonelada, 

no horizonte de 10 anos. No cenário 3, que é uma combinação dos dois anteriores, resulta em leve queda do preço, 

situando-se, ao final do período, no patamar de US$ 31 por tonelada. 

Finalmente, procurou-se examinar, de forma simplificada, a competitividade do carvão nacional em relação ao 

importado, tomando-se como referência a curva limite de competitividade apresentada no Gráfico 34. Constatou-se 

que o carvão médio estudado (com poder calorífico igual a 3.900 kcal/kg) deixaria de ser competitivo em relação ao 

importado para preços superiores a R$ 80,00/t ou US$ 36.40/t, o que ocorreria apenas no final do período decenal 

no Cenário 1 acima descrito. 

Por outro lado, considerando um carvão nacional com as características do de Candiota, tem-se um preço médio 

muito inferior. Em maio de 2006, o preço do carvão de Candiota era de R$ 38/t, ou o equivalente a US$ 17,3/t. A 

aplicação do modelo de cálculo anteriormente descrito especificamente para o carvão de Candiota (poder calorífico 

igual a 3.200 kcal/kg), permite obter para esse combustível, no horizonte decenal, preços na faixa de US$ 16/t a US$ 

22/t para os cenários analisados. Nessas condições, constata-se que o carvão com as características do de Candiota 

seria sempre competitivo em relação ao importado. Ou seja, a partir do Gráfico 34 pode-se verificar que esse tipo 

de carvão só deixaria de ser competitivo em relação ao importado para preços superiores a aproximadamente R$ 

70,00/t ou US$ 31.80/t, o que não ocorre no horizonte estudado. 

6. Impactos Ambientais 

No que se refere aos aspectos socioambientais associados à geração termelétrica a carvão mineral, uma análise 

abrangente foi efetuada nos estudos que subsidiaram o Plano Nacional de Energia de Longo Prazo – PNE 2030 

(EPE, 2006c), onde foram tabulados e correlacionados itens tais como: as possíveis causas dos impactos socioambientais, 

os tipos de impactos, os estágios dos empreendimentos onde se manifestam os impactos (construção, 

operação ou pós-operação) e os programas e medidas mitigadoras dos impactos. 

A emissão atmosférica é considerada como o principal impacto ambiental da geração termelétrica a carvão 

mineral, em decorrência da emissão de material particulado e de gases poluentes, destacando-se o dióxido de 

carbono (CO 2 

), principal causador de efeito estufa, o dióxido de enxofre (SO 2 

) e os óxidos de nitrogênio (NO x 

). Para

732 


a redução dessas emissões, tem se investido fortemente em estudos, pesquisas e desenvolvimento de tecnologias 

limpas avançadas (Clean Coal Technologies), visando à remoção de impurezas e à combustão eficiente do carvão. 

Tais tecnologias podem ser instaladas em qualquer um dos quatro estágios da cadeia do carvão, a saber: 

• remoção de impurezas antes da combustão; 

• remoção de poluentes durante o processo de combustão; 

• remoção de impurezas após a combustão; e 

• conversão em combustíveis líquidos (liquefação) ou gasosos (gaseificação). 

Cabe destacar, por outro lado, que os impactos das atividades relacionadas à produção de energia a partir do 

carvão mineral, dependem da composição do combustível, do processo de queima ou remoção pós-combustão, 

das condições de dispersão dos poluentes (altura da chaminé, relevo e meteorologia) e da instalação de equipamentos 

de controle na usina, tais como precipitadores eletrostáticos e dessulfurizadores. 

Outra questão relevante, é que, dentre as termelétricas, as usinas a carvão são as que produzem maior quantidade 

de resíduos sólidos. Incluem cinzas leves ou secas, pesadas ou úmidas e lama do sistema de dessulfuração de 

gases, quando esse é utilizado. Sedimentos do sistema de tratamento de efluentes líquidos e eventuais resíduos na 

preparação dos combustíveis compõem os resíduos sólidos em menor escala. 

As cinzas secas, devido suas propriedades químicas, físicas e pozolâmicas têm grande aceitação na indústria 

de cimento, além de ser utilizada também na fabricação de cerâmicas, vidros e tintas. A quantidade de cinza seca 

não comercializada é convertida em cinza úmida e transportada para áreas de deposição de cinza. No Brasil, essas 

áreas consistem em aterros (bacias) ou nas próprias cavas de mineração. 

7. Síntese e Considerações Finais 

Nos itens anteriores procurou-se traçar um panorama do setor de carvão mineral no Brasil e no mundo, de forma 

a identificar as oportunidades para a expansão do uso de tal combustível fóssil no horizonte de tempo considerado 

no PDE 2007/2016. Buscou-se, para tanto, examinar a estrutura da indústria do carvão mineral com relação às 

condições de atendimento para os dois principais usos no país: geração termelétrica e indústria. Com esse objetivo, 

foram analisadas questões relacionadas à produção, transporte, preços de fornecimento, bem como relacionadas 

ao meio ambiente. 

Pôde-se perceber que o país possui grandes reservas desta fonte fóssil de energia, concentradas na região Sul, 

havendo inclusive uma capacidade instalada de 1.415 MW, mais 700 MW em construção e outros 1.800 MW em fase 

de projeto, o que totalizaria em aproximadamente 3.900 MW. 

O mineral, entretanto, possui um teor de cinzas e de enxofre elevado, fazendo com que o seu aproveitamento 

para a termeletricidade tenha que ser feito próximo às jazidas. Tal fato indica que, na hipótese de haver instalação 

de unidades termelétricas não situadas na região sul do país, no atual contexto, provavelmente o país dependerá 

de importação de carvão vapor para geração elétrica. Assim, fora da região Sul, pode-se cogitar a possibilidade de 

importação de carvão para geração elétrica, aproveitando-se das sinergias dos portos e dos navios que transportam 

minérios para outros países e voltam vazios. 

Em termos da oferta de carvão metalúrgico, por sua vez, a produção nacional é insuficiente para atender à demanda 

da indústria siderúrgica e, no médio prazo, afigura-se a manutenção da dependência externa do país quanto 

a este energético. Tal fato é ainda mais consolidado na medida em que a única jazida com características promissoras 

para atender à demanda por carvão coqueificável, Santa Terezinha, no Rio Grande do Sul, ainda carecer de maior 

pesquisa e investimentos adicionais para viabilizar a produção. 

No horizonte do PDE 2007/2016, os projetos de geração termelétrica a carvão mineral já inseridos no último 

leilão de energia, totalizando 700 MW, têm jazidas associadas para a sua operação, não devendo se constituir a oferta 

propriamente dita, em um gargalo à operação destas plantas. 

Adicionalmente, o PDE 2007/2016 indica o acréscimo de 1.600 MW de geração térmica indicativa na região 

Sul, sem especificação do combustível. Como há também o registro de cinco projetos em andamento, aos quais 

também são associadas jazidas, pode-se afirmar que a disponibilidade de carvão não deve se constituir em proble-


ma. Apesar deste aspecto e, em virtude da descontinuidade das pesquisas em prospecção geológica de carvão no 

Brasil, é urgente a retomada de um programa de prospecção que permita avaliar o verdadeiro potencial geológico 

do Brasil, que poderia apontar, inclusive, a existência de recursos e reservas, eventualmente, substituintes do próprio 

carvão metalúrgico de que o país depende atualmente para manutenção da sua indústria siderúrgica. 

Devido à existência em abundância de carvão vapor no sul do país, não parece razoável cogitar a instalação 

de termelétricas a carvão importado nessa região. Por outro lado, dadas as características do carvão nacional, não 

parece aceitável cogitar a instalação de termelétricas com este combustível fora dessa região. 

No caso da região Sul, a análise da infra-estrutura existente revela que a questão do transporte não se constitui 

em uma restrição à expansão da geração a carvão. Contudo, deve-se frisar que investimentos adicionais podem 

intensificar o uso do carvão nacional, inclusive em outras aplicações, como na mistura para o carvão metalúrgico e 

viabilizar o escoamento de subprodutos do carvão na geração termelétrica, eventualmente melhorando a competitividade 

desses projetos. 

As regiões brasileiras naturalmente candidatas a instalar termelétricas a carvão importado seriam o Nordeste e 

o Sudeste, quer pelas dimensões do mercado de energia elétrica, quer pela necessidade de alternativas de geração 

de porte. Ambas as regiões possuem portos estrategicamente localizados, com amplas condições de receber, ou de 

se preparar para tal, grandes volumes de carvão. Alguns desses portos já funcionam hoje como terminais de carvão, 

para atendimento à indústria siderúrgica. No caso do Nordeste, em particular, a integração com o modal ferroviário 

é uma possibilidade real haja vista os projetos ferroviários em construção e previstos para a região. 

Assim, quanto à importação de carvão, tudo indica que a infra-estrutura portuária tem condições de, em uma 

perspectiva de longo prazo, se adaptar a uma eventual solicitação adicional. 

Quanto às tecnologias de geração de energia elétrica a partir do carvão mineral, ratificaram-se as indicações 

de que, no caso do carvão nacional, tecnologias de combustão pulverizada e leito fluidizado são as que apresentam 

as melhores perspectivas para aplicação nas futuras termelétricas, no horizonte considerado no estudo. No caso do 

carvão importado, a qualidade do carvão a ser utilizado poderá permitir o uso da combustão pressurizada, possibilitando 

eficiência maior, de até 45%. 

Pelo lado da demanda, conforme os resultados apontaram, o principal uso do carvão mineral nacional continuará 

a ser para geração elétrica. Do ponto de vista do seu uso na indústria, o consumo do carvão metalúrgico 

importado continuará a responder por taxas aceleradas de crescimento, motivado pelo crescimento da siderurgia 

no horizonte do PDE 2007/2016. 

O atendimento da demanda por carvão vapor neste horizonte, em termos de disponibilidade do energético 

deve apresentar um risco reduzido, uma vez que os projetos que utilizam carvão nacional normalmente situam-se 

no entorno das jazidas, o que não os torna vulneráveis a fluxos de comércio internacionais. 

Até 2016, sinaliza-se a instalação adicional de aproximadamente 700 MW de usinas a carvão situadas na região 

Sul do país, e a indicação de instalação de 1.600 MW adicionais de usinas térmicas indicativas na região Sul, que 

deverão ser elegidos dentro de um cardápio de opções de projetos em estudo, como apresentado nesta nota técnica. 

Com relação à viabilização de usina movida a carvão importado, demandar-se-ia a importação de 1,8 milhões 

de toneladas anuais deste energético (com poder calorífico de 6.000 kcal/kg). A efetivação desta usina contribuiria, 

porém, para o aumento da dependência externa do Brasil quanto a este energético, uma vez que a demanda industrial 

também continuará a ser atendida por carvão importado, em face à indisponibilidade de jazidas de carvão com 

a qualidade demandada para coqueificação. 

A partir da avaliação do panorama internacional, pôde-se perceber certa estabilidade de preços do carvão 

mineral, mesmo em um ambiente de preços altos de petróleo e gás natural, este último o principal concorrente do 

carvão no setor elétrico. 

Na projeção da AIE, é assumido que o preço de carvão na Europa irá se acomodar no patamar de US$ 40 por 

tonelada em 2010, retomando, após esse ano, uma trajetória levemente ascendente. Um valor em torno de US$ 40 

por tonelada também é projetado pelo EIA/DOE para o carvão nos Estados Unidos, proveniente das minas do Appalachia. 

Porém, ao contrário do que ocorre no cenário da AIE, o EIA/DOE projeta um aumento de preços entre 2005 e 

2010 e, a partir de então, os preços voltam a cair. Esta variação, entretanto, não é brusca. A variação do preço proje-

734 


tado do carvão proveniente do Oeste é bem pequena, em torno de 2%. 

Para efeito de composição de um preço referencial para o frete internacional do carvão, uma boa referência, 

na hipótese de importação do mineral pelo Brasil, é o carvão da África do Sul, seja pela quantidade comercializada 

do carvão sul-africano no mercado internacional, seja por sua qualidade e localização estratégica em relação ao Brasil. 

Conforme os estudos da EPE para o PNE 2030, o preço do frete marítimo, estimado para a distância entre África 

do Sul e Rio de Janeiro com base no custo do frete entre África do Sul - Europa (ARA – Amsterdam, Rotterdam e Antuérpia), 

situa-se em US$ 18 por tonelada. 

Nessas condições, compôs-se uma referência para o preço-CIF de longo prazo do carvão importado no Brasil 

na faixa de US$ 60 por tonelada. Dependendo da característica do carvão (teor de cinzas, teor de enxofre etc.), esse 

preço poderá atingir valores de US$ 70/t. Por outro lado, condições específicas de importação, por exemplo, a combinação 

com a exportação de minério de ferro ou produtos siderúrgicos, preços atrativos poderão ser obtidos para 

o frete internacional do carvão. Assim, considera-se razoável trabalhar com preços CIF no intervalo de US$ 50 a US$ 

70 por tonelada para o carvão importado. 

No Brasil, após a desregulamentação do setor, os preços do carvão mineral sofreram uma grande redução e se 

estabilizaram em um patamar de 35 US$/t a partir de 1994 (vide Gráfico 32). O consumo também não sofreu grandes 

variações nos últimos anos e não deverá sofrer pressões no médio prazo, visto que os projetos existentes de termelétrica 

a carvão são casados com a abertura de novas minas. Assim, não há, no médio prazo, muitos fatores que 

possam exercer pressão sobre os preços. Assim sendo, para efeito de projeção dos preços do carvão nacional foram 

construídos três cenários, a partir de um modelo econométrico que relaciona o preço do carvão na “boca da mina” 

com a capacidade de utilização das mesmas e com a produtividade da mão-de-obra. 

Com poderia se esperar, no cenário 1, onde se aumenta a capacidade utilizada, tem-se um aumento no preço 

do carvão. Analogamente, aumentando a produtividade da mão-de-obra, cenário 2, tem-se uma queda no preço. O 

cenário 3 é uma combinação dos dois anteriores, resultando em leve queda do preço, situando-se do patamar de 31 

US$/t. A avaliação da competitividade do carvão nacional frente ao importado, tomando como referência o carvão 

importado da África do Sul, por sua vez, mostrou que, somente no cenário 1 o carvão nacional deixa de ser competitivo 

frente ao carvão importado. 

Um dos pontos críticos do estudo foi a carência de dados no setor, não somente para a projeção do preços do 

carvão, mas também sobre possibilidades de ocorrência do mineral em outras regiões fora do Sul do país. Registrase 

aqui a conveniência de se desenvolver de pesquisas integradas e continuadas que possam mostrar a real disponibilidade 

dos recursos existentes no país. 

Finalmente, sob o aspecto ambiental, a emissão atmosférica é considerada como o principal impacto da geração 

termelétrica a carvão mineral. Nesse sentido, é fundamental que sejam mantidos os investimentos em estudos, 

pesquisas e desenvolvimento de tecnologias de remoção de impurezas e de combustão eficiente do carvão (Clean 

Coal Technologies). Essas tecnologias podem ser instaladas em qualquer um dos estágios da cadeia de produção do 

carvão mineral. A combinação da crescente demanda de energia elétrica com o desenvolvimento de novas tecnologias 

pode criar novas oportunidades para o carvão mineral no Brasil, especialmente no setor elétrico.


Referências bibliográficas 

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Tabela 1 – Produção Mundial de Carvão Betuminoso (10 6 t) ........................................................................................................ 688 

Tabela 2 – Consumo de Carvão por Setor nos EUA (10 6 t) .............................................................................................................. 690 

Tabela 3 – Carvão nos EUA. Comércio Exterior (10 6 t) ..................................................................................................................... 691 

Tabela 4 – China: Consumo por Setor (Mtep) ..................................................................................................................................... 694 

Tabela 5 – Localização dos Recursos Brasileiros de Carvão Mineral em 1999 ......................................................................... 696 

Tabela 6 – Características de Jazidas de Carvão Situadas no Rio Grande do Sul (ROM)...................................................... 697 

Tabela 7 – Características de Jazidas de Carvão Situadas em Santa Catarina (ROM) ........................................................... 698 

Tabela 8 – Características de Jazidas de Carvão Situadas no Paraná (ROM)............................................................................ 698 

Tabela 9 – Custos de Transporte de Carvão Mineral em 2004 ...................................................................................................... 700 

Tabela 10 – Tecnologias de Geração Termelétrica a Carvão .......................................................................................................... 704 

Tabela 11 – Carvão Mineral – Produção, Importação e Consumo (mil t/ano) ......................................................................... 706 

Tabela 12 – Carvão vapor – Produção, Importação e Consumo (mil t/ano) ............................................................................. 707 

Tabela 13 – Carvão Metalúrgico – Produção, Importação e Consumo (mil t/ano) ................................................................ 707 

Tabela 14 – Recursos e Reservas de Carvão Mineral (t)................................................................................................................... 711 

Tabela 15 – Potencial de Geração Termelétrica a Carvão ............................................................................................................... 711 

Tabela 16 – Usinas Térmicas a Carvão em Operação no Brasil ...................................................................................................... 712 

Tabela 17 – Características do Carvão Brasileiro Utilizados em Geração Termelétrica ........................................................ 712 

Tabela 18 – Novas Usinas Termelétricas a Carvão Mineral ............................................................................................................. 714 

Tabela 19 – Projetos de Usinas Termelétricas a Carvão Mineral em Estudo ............................................................................ 715 

Tabela 20 – Jazidas Associadas aos Novos Projetos de Geração Termelétrica a Carvão Mineral ...................................... 715 

Tabela 21 – Estimativa da Demanda de Carvão Mineral em outros Usos Exclusive 

a Termeletricidade – Limite Superior da Faixa ................................................................................................................................... 718 

Tabela 22 – Estimativa da Demanda de Carvão mineral em Outros Usos 

Exclusive a Termeletricidade – Limite Inferior da Faixa................................................................................................................... 718 

Tabela 23 – Estimativa da Demanda Total de Carvão Mineral (mil toneladas) ....................................................................... 719 

Tabela 24 – Preço do Carvão para Usinas Selecionadas .................................................................................................................. 727 


Gráfico 1 – Reservas Mundiais de Carvão Mineral ............................................................................................................................ 688 

Gráfico 2 – Evolução da Produção de Carvão nos EUA .................................................................................................................... 690 

Gráfico 3 – Capacidade Instalada de Geração Elétrica por Fonte ................................................................................................ 691 

Gráfico 4 – Evolução dos Preços do Carvão nos EUA por Setor .................................................................................................... 692 

Gráfico 5 – Participação por Fonte de Energia Primária na China ............................................................................................... 693 

Gráfico 6 – China: Evolução da Produção de Carvão ........................................................................................................................ 693 

Gráfico 7 – China: Participação das Fontes na Geração Elétrica - 2003 ...................................................................................... 694 

Gráfico 8 – China: Consumo de Energia Elétrica ................................................................................................................................ 695


Gráfico 9 – China: Evolução da Geração Elétrica por Fonte ........................................................................................................... 695 

Gráfico 10 – Indicador de Preços de Carvão na Europa (ARA) x Preços “Spot” do Carvão na África do Sul. .................. 700 

Gráfico 11 – Estrutura da Oferta Interna de Energia no Brasil em 2005 .................................................................................... 705 

Gráfico 12 – Evolução da Oferta Interna de Energia no Brasil....................................................................................................... 705 

Gráfico 13 – Dependência Externa de Carvão Mineral .................................................................................................................... 708 

Gráfico 14 – Origem da Importação de Carvão Mineral ................................................................................................................. 708 

Gráfico 15 – Evolução da Importação Brasileira de Carvão ........................................................................................................... 709 

Gráfico 16 – Consumo e Produção de Carvão Energético ............................................................................................................. 710 

Gráfico 17 – Geração Térmica a Carvão em 2005 .............................................................................................................................. 713 

Gráfico 18 – Fatores de Capacidade Médios em Usinas Termelétricas no Brasil .................................................................... 713 

Gráfico 19 – Consumo de Carvão nas Termelétricas ........................................................................................................................ 714 

Gráfico 20 – Projeção da Geração Termelétrica a Carvão ............................................................................................................... 716 

Gráfico 21 – Estimativa de Evolução do Consumo de Carvão no 

Setor Elétrico no Horizonte do Plano Decenal de Energia ............................................................................................................. 716 

Gráfico 22 – Participação das Tecnologias de Redução na Siderurgia por Cenário .............................................................. 717 

Gráfico 23 – Evolução da Demanda Total de Carvão Mineral até 2016 para 

Outros Usos Exclusive a Termeletricidade ........................................................................................................................................... 718 

Gráfico 24 – Evolução da Demanda Total de Carvão Mineral até 2016 ..................................................................................... 719 

Gráfico 25 – Consumo x Produção de Carvão Mineral no Mundo .............................................................................................. 720 

Gráfico 26 – Preços de Petróleo ............................................................................................................................................................... 721 

Gráfico 27 – Preços de Gás Natural ......................................................................................................................................................... 721 

Gráfico 28 – Preços de Carvão Mineral .................................................................................................................................................. 722 

Gráfico 29 – Projeção de Preços de Carvão na Europa .................................................................................................................... 723 

Gráfico 30 – Projeção de Preços de Carvão nos EUA ........................................................................................................................ 723 

Gráfico 31 – Preços de Internacionais do Petróleo, Gás Natural e Carvão Mineral ................................................................ 724 

Gráfico 32 – Preço do Carvão Nacional ................................................................................................................................................. 726 

Gráfico 33 – Consumo de Carvão Energético no Brasil ................................................................................................................... 726 

Gráfico 34 – Carvão Nacional: Limite de Competitividade ............................................................................................................ 727 

Gráfico 35 – Produção de Carvão Mineral ROM por Estado........................................................................................................... 728 

Gráfico 36 – Evolução da Utilização da Capacidade Produtiva das Mineradoras .................................................................. 729 

Gráfico 37 – Produtividade da Mão-de-Obra ..................................................................................................................................... 729 

Gráfico 38 – Indicadores ............................................................................................................................................................................. 730 

Gráfico 39 – Cenários de Preços para Carvão Energético Nacional ............................................................................................ 731 


Figura 1 – Infra-estrutura para o Escoamento da Produção de Carvão Mineral no Brasil ................................................... 701 

Figura 2 – Acesso Rodoviário às Minas de Carvão no Rio Grande do Sul ................................................................................. 702 

Figura 3 – Principais Portos Brasileiros .................................................................................................................................................. 703 

Figura 4 – Transporte Internacional do Carvão .................................................................................................................................. 725

738 

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA – PDE 2007 / 2016

9 Eficiência energética 

Principais Mecanismos Existentes de Fomento à Eficiência Energética 743 

Ações de Eficiência Energética 744 

Conclusão 752

9 Eficiência energética 

1. Principais Mecanismos Existentes de Fomento à Eficiência Energética ............................................... 743 

2. Ações de Eficiência Energética ........................................................................................................ 744 

2.1. Ações Estruturantes .................................................................................................................................... 745 

2.2. Ações para Transformação de Mercado ....................................................................................................... 746 

2.3. Ações Setoriais ........................................................................................................................................... 748 

3. Conclusão ..................................................................................................................................... 752

EFICIÊNCIA ENERGÉTICA 743 

Introdução 

O Brasil possui grande diversidade de fontes para promover a expansão da sua produção de energia. Há, no 

país, também, significativo potencial de conservação nos diversos setores da economia. Este fato requer especial 

atenção dos instrumentos de planejamento do setor energético, sobretudo em decorrência de seus benefícios econômicos 

e ambientais. Não se encerra a discussão desta e de outras possibilidades alternativas à expansão do setor 

energético do Brasil, mas introduz-se o tema nas discussões estratégicas do planejamento, as quais serão aprimoradas 

em documentos futuros. 

O recente estudo de planejamento setorial de longo prazo, Plano Nacional de Energia - PNE 2030, sinalizou a 

meta de conservação anual de energia equivalente a 10% do mercado de 2030, e o presente estudo define a meta 

de 2,5% do mercado de 2016. 

Este capítulo apresenta um conjunto de ações de promoção da eficiência energética em diversos setores. De 

maneira explícita, o planejamento decenal do setor energético passa a incorporar esse tema e aponta para seu aprimoramento 

em edições futuras. 

A eficiência energética é uma opção estratégica cuja importância vem crescendo nas discussões referentes 

aos diversos energéticos. Neste tópico são apresentadas as ações, no horizonte deste plano decenal, a serem contempladas 

pelos mecanismos de governo. Ressalta-se que a eficiência energética, muitas vezes, são decisões do 

consumidor e, por este motivo, é importante a promoção de ações estruturantes, cujos resultados são observados 

indiretamente, para criar ambiente favorável para este novo mercado com consumidores conscientes. 

1. Principais Mecanismos Existentes de Fomento à Eficiência Energética 

O Brasil desenvolve, há mais de duas décadas, programas de eficiência energética, possuindo uma ampla legislação 

referente ao assunto, merecendo destaque o que se apresenta a seguir: 

- A Lei n o 9.478, de 6 de agosto de 1997, restabelece os princípios e objetivos da “Política Energética Nacional” 

que define, em seu artigo 1 o , a competência do Estado brasileiro quanto à proteção ao meio ambiente e à promoção 

da conservação de energia, dentre outros assuntos; 

- A Lei no 9.991, de 24 de julho de 2000, determina a aplicação do montante de 0,5% da receita operacional 

líquida - ROL das concessionárias distribuidoras de energia elétrica em projetos de eficiência energética voltados ao 

uso final. Essa lei assegura investimentos anuais da ordem de R$ 300 milhões, cujo destino é estabelecido por meio 

de resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica, segundo as políticas e diretrizes do Governo Federal. 

Esta Lei estabelece também os percentuais mínimos para investimento em pesquisa e desenvolvimento do 

setor elétrico pelas concessionárias de geração, transmissão e distribuição. Estes recursos são investidos em programas 

diretos das próprias empresas, ou por meio do Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico 

– FNDCT, além de parcela destinada ao MME para estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema 

energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos; 

- A Lei no 10.295, de 17 de outubro de 2001, a “Lei de Eficiência Energética” (regulamentada pelo Decreto n o 

4.059, de 19 de dezembro de 2001), estabelece o procedimento para a adoção de “níveis máximos de consumo específico 

de energia, ou mínimos de eficiência energética, de máquinas e aparelhos consumidores de energia fabricados ou 

comercializados no País”. A Lei prevê, também, a evolução dos níveis por meio de programa de metas, específico para 

cada equipamento. Já foram regulamentados os índices mínimos para motores elétricos trifásicos e as lâmpadas fluorescentes 

compactas. Os regulamentos para refrigeradores e congêneres, condicionadores de ar, fogões, fornos e 

aquecedores de água a gás encontram-se em estágio final de implementação. Outro importante aspecto da Lei foi a 

criação de grupo de trabalho para a promoção da eficiência energética nas edificações no país. 

- O Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL: criado em 1985, foi formalizado 

como Programa de Governo, por meio de Decreto em 1991. O Programa é constituído por diversos subprogramas,

744 


dentre os quais se destacam ações nas áreas de iluminação pública, industrial, saneamento, educação, edificações, 

prédios públicos, gestão energética municipal, informações, desenvolvimento tecnológico e divulgação. As ações 

de marketing, notadamente a Etiquetagem, o Selo e o Prêmio PROCEL, são responsáveis por cerca de 89% dos resultados 

do programa. Ao longo de seus vinte anos de atividade, o programa investiu o equivalente a R$ 1,4 bilhão, 

e promoveu a economia de energia elétrica de mais de 21 mil GWh. Atualmente há uma previsão de investir R$ 40 

milhões por ano, além dos R$ 50 milhões oriundos da RGR destinados aos projetos de iluminação pública e sistemas 

de saneamento ambiental; 

- Programa Nacional da Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do Gás Natural – CONPET: 

criado em 1991, o CONPET é constituído por vários subprogramas, dentre os quais se destacam ações na área de 

transporte de carga, passageiros e combustíveis, educação, marketing e premiação. O Programa promove a economia 

de mais de 300 milhões de litros de diesel anualmente e evitam a emissão de cerca de 360 mil toneladas de CO 2 

e de 19 mil toneladas de material particulado. O investimento anual atua do CONPET é de cerca de R$ 4 milhões; 

- O Programa Brasileiro de Etiquetagem – PBE: decorrente de protocolo de cooperação entre governo e 

indústria, o PBE promove a eficiência energética por meio de etiquetas informativas a respeito do desempenho de 

máquinas e equipamentos energéticos. A adesão ao Programa é voluntária, em primeira instância, e converte-se em 

obrigatória em passo seguinte. Até o presente momento, há 34 equipamentos etiquetados e cerca de outros 40 em 

processo de discussão. Dentre estes últimos destacam-se os conversores para televisão digital e os veículos automotores 

leves; 

- Os Fundos Setoriais: fomentam projetos de pesquisa e desenvolvimento voltados a diversos temas, alguns 

deles pertinentes ao Setor Energético. Dentre os Fundos Setoriais existentes, aqueles mais diretamente relacionados 

ao tema energia são o de Energia (CT-Energ), o de Recursos Hídricos (CT-Hidro), o Mineral (CT-Mineral) e o de Petróleo 

e Gás Natural (CT-Petro). Este mecanismo tem por objetivo atender ao desenvolvimento dos respectivos setores, 

e pode ser utilizado para o fomento ao desenvolvimento de tecnologias para a promoção da eficiência energética; e 

- PROESCO: Em 19 de maio de 2006, o BNDES aprovou o PROESCO, programa destinado a financiar projetos 

de eficiência energética. O programa visa apoiar a implementação de projetos que comprovadamente contribuam 

para a economia de energia, com focos de ação em iluminação, motores, otimização de processos, ar comprimido, 

bombeamento, ar-condicionado e ventilação, refrigeração e resfriamento, produção e distribuição de vapor, aquecimento, 

automação e controle, distribuição de energia e gerenciamento energético. A linha de financiamento contempla 

também os usuários finais de energia, interessados na compra de equipamentos eficientes. O PROESCO dispõe 

de uma linha de crédito de R$ 100 milhões para financiar até 80% do valor total dos projetos. São financiáveis 

pelo PROESCO: estudos e projetos; obras e instalações; máquinas e equipamentos; serviços técnicos especializados; 

sistemas de informação, monitoramento, controle e fiscalização. 

2. Ações de Eficiência Energética 

Os atuais mecanismos são de extrema importância no atendimento da meta de conservação de energia no 

horizonte deste plano decenal, para o progresso autônomo, devido aos resultados de suas ações atuais, e para a 

conservação induzida, devido às novas ações. 

As ações aqui apresentadas são classificadas em três naturezas: estruturantes; de transformação de mercado; 

e setoriais. As primeiras se referem àquelas que dão suporte aos mecanismos de promoção da eficiência energética. 

As ações de transformação de mercado têm cunho geral e permeiam todos os setores. Dentre estas, vale destacar a 

etiquetagem, os Selos CONPET e PROCEL, os índices mínimos de eficiência. Por fim, as ações setoriais consistem em 

projetos de eficiência com finalidades aplicativa e operacional específicas.


2.1. Ações Estruturantes 

Sistema de informações 

A estruturação de uma rede de informações sobre o uso da energia no país é de fundamental importância. 

Essa rede deve possibilitar, de forma sistematizada e integrada, a produção, captação, armazenamento, organização 

e disseminação de estudos e informações relativos à caracterização dos consumidores, tendências de comportamento, 

potenciais de economia de energia nos diversos setores, casos de sucesso, padrões de sustentabilidade etc. 

Esta ação é relevante para o planejamento nas definições e monitoramento dos mecanismos de fomento à eficiência 

energética, como também para o investidor deste mercado. Para esta ação serão investidos recursos do PROCEL, 

do CONPET e do MME. 

(a) Acesso público: para esta ação o PROCEL vem trabalhando o “Portal do Procel info”, assim como o site do 

CONPET; 

(b) Levantamento de informações de caracterização de mercados para as várias classes de consumo, visando 

identificar as barreiras e os potenciais existentes, permitindo definir mecanismos eficazes de fomento a eficiência; 

(c) Levantamento e divulgação de estudos sobre o tema (dissertações e teses); 

(d) Apoio e divulgação de eventos e notícias sobre o tema; 

(e) Estruturação de centros de referência em eficiência energética com o objetivo de desenvolver pesquisas 

e conhecer melhor os mercados regionais, de forma a servir de suporte local à promoção da conservação e do uso 

racional da energia; 

(f) Capacitação: ações educativas em cursos técnicos e universitários (graduação e pós-graduação). Com este 

objetivo o MME, junto com o Ministério da Educação - MEC vêm trabalhando a inserção da eficiência nas grades curriculares 

desses cursos; 

(g) Marketing: esta ação visa à divulgação de conceitos e resultados positivos de eficiência energética para os 

diversos segmentos da sociedade; 

(h) Acompanhamento de indicadores de eficiência energética pertinentes a cada natureza de ação, tais como 

consumo de energia (absoluto e específico), custos específicos, preços médios, valores contratados, registrados e 

faturados, fatores de utilização dos equipamentos etc. 

Linhas de Financiamento 

Esta ação é parte de uma estratégia para criar um ambiente sustentável de mercado para a eficiência energética, 

visto que a principal barreira identificada pelo mercado é a dificuldade com linhas de financiamentos. 

(a) Disponibilidade de acesso a crédito: foi criada linha de crédito do BNDES − o PROESCO, a qual dispõe, no 

presente momento, do montante de R$ 100 milhões. 

(b) constituição de um mecanismo de garantia técnica de projetos de conservação de energia: esse instrumento 

atuará conjuntamente com o PROESCO, e proverá garantia dos resultados desses projetos, para os clientes e 

para os bancos provedores do empréstimo. 

(c) Estímulo à demanda de projetos: divulgação de informação e potenciais à indústria e ao comércio, além 

da capacitação das próprias ESCOS para acessar financiamentos. Esta ação contará com o apoio do próprio BNDES, 

PROCEL, CONPET e CNI. 

Monitoramento e Verificação – M&V 

Esta ação tem por objetivo a apuração dos resultados de programas e projetos de eficiência energética de 

forma a lhes atribuir confiabilidade e possibilitar a avaliação de sua eficácia. Essa apuração é de especial importância 

para o processo de planejamento, sobretudo quando se trata da eventual postergação de empreendimentos energéticos. 

Para tanto, serão desenvolvidas metodologias e indicadores pertinentes a cada tipo de projeto ou programa.

746 


(a) Definição de metodologias de apuração de resultados de programas de eficiência energética. Essas metodologias 

terão por objetivo a quantificação dos resultados de programas compostos por ações de diversas naturezas, 

tais como o CONPET e o PROCEL. 

(b) Reavaliação do Manual Internacional de Medição e Verificação de Performance para sua adaptação às 

ações setoriais de eficiência energética ao Brasil. Esta reavaliação será fruto do trabalho conjunto de um grupo que 

conta com o apoio da ANEEL, CONPET e PROCEL, e profissionais da área. 

(c) Estruturação do processo de certificação de auditores energéticos, os quais serão especializados na avaliação 

de projetos de eficiência energética e na apuração de seus resultados. 

Plano Estratégico para a Eficiência Energética - PNEf 

Visando dar consistência ao conjunto de ações desenhadas neste PDE, torna-se necessário conceber um plano 

de ação que articule de forma coerente as iniciativas propostas, contendo todo o detalhamento necessário a sua implementação. 

Assim, o Plano Estratégico de Eficiência Energética - PNEf deverá especificar as metas, custos, prazos 

e novos modelos de negócios a serem estabelecidos. Será também imprescindível definir as responsabilidades dos 

agentes envolvidos, bem como as fontes de recursos necessários a sua implementação. É de fundamental importância 

que sejam propostas as devidas adequações no marco legal e regulatório, bem como o estabelecimento de uma 

estrutura operacional compatível com o desafio proposto, sem as quais qualquer plano de longo prazo se mostrará 

inexeqüível. Os principais objetivos do PNEf são apresentados a seguir: 

1. Definir e alinhar os instrumentos de ação governamental, em especial os programas nacionais de eficiência 

energética – PROCEL, COMPET, PBE/INMETRO e PEE/Concessionárias – ao planejamento energético nacional em 

seus diversos instrumentos de planejamento setorial. 

2. Orientar a captação e direcionar a aplicação dos recursos disponibilizados para a eficiência energética segundo 

diretrizes e linhas de ação específicas. 

3. Identificar oportunidades e promover o aperfeiçoamento do marco legal e regulatório afeto ao setor energético 

nacional. 

4. Atuar no sentido da constituição de um mercado sustentável de eficiência energética. 

5. Mobilizar permanentemente a sociedade brasileira no combate ao desperdício de energia, no seu uso racional 

e na preservação dos recursos naturais. 

2.2. Ações para Transformação de Mercado 

Normalização/Padronização e Premiações 

O Brasil possui ferramentas efetivas para estimular o consumo de equipamentos energeticamente mais 

eficientes. O primeiro passo é prover informações quanto ao desempenho dos equipamentos por meio de etiquetas. 

O segundo consiste da concessão de premiação aos equipamentos mais eficientes do mercado, o que se 

faz por meio do Selo PROCEL, para os que consomem energia elétrica, e do Selo CONPET, para os que consomem 

derivados do petróleo e do gás natural. A terceira etapa diz respeito ao estabelecimento de índices mínimos de 

eficiência energética para esses equipamentos. Esse processo é gradativo e minimiza a geração de externalidades 

negativas. Sua efetivação conta com a participação ativa do INMETRO, PROCEL, CONPET, fabricantes e laboratórios. 

Cada um desses instrumentos possui objetivo específico no processo, e são implementados em estreita consonância. 

Embora se tratem de etapas formalmente constituídas, não há instrumento que estabeleça o trâmite 

ou a seqüência de encadeamento: o procedimento mostrou-se adequado, tanto para a indústria quanto para os 

órgãos de controle. Para este processo, o governo prevê investir R$ 12 milhões por ano, por meio dos programas 

PROCEL e CONPET e, nos próximos 5 anos, regulamentar 3 a 4 produtos por ano, com reduções gradativas no número 

de produtos nos anos subseqüentes.


Merecem destaque os processos de etiquetagem de edificações comerciais, em cumprimento à Lei n o 

10.295, de 2001, e de veículos automotores leves. Tratam-se de iniciativas que contam com a estreita colaboração 

da indústria, a qual considera a eficiência energética, não apenas uma tendência que se lhes impõe, mas clara 

oportunidade de atender a mercados mais demandantes por bens ambientalmente corretos. Apesar da peculiaridade 

da indústria destes dois segmentos, o processo de regulamentação da eficiência energética seguirá o 

mesmo trâmite apresentado anteriormente, qual seja: etiquetagem; selo; e estabelecimento de índices mínimos 

obrigatórios de eficiência energética. 

Campanhas setoriais de melhores práticas no uso final 

O objetivo dessas campanhas é informar aos consumidores sobre os benefícios econômicos da utilização adequada 

e da compra de equipamentos mais eficientes que sejam contemplados pelo programa brasileiro de etiquetagem 

e que possuam os Selos CONPET e PROCEL de eficiência energética. Esses dois programas constituem-se nos 

principais investidores dessa ação. 

Residencial 

Divulgação de informações sobre equipamentos e usos eficientes nos sistemas de cocção, iluminação, refrigeração 

e condicionamento de ar, e divulgação do programa de etiquetagem e dos Selos CONPET e PROCEL. 

Comercial 

Divulgação de informações sobre equipamentos e usos eficientes nos sistemas de bombeamento de água, 

cocção, iluminação, refrigeração e condicionamento de ar, e divulgação do programa de etiquetagem e dos Selos 

CONPET e PROCEL. Soma-se a essas campanhas, o incentivo à prática do gerenciamento energético pelas empresas 

comerciais e prestadoras de serviço. 

Indústria 

Orientação quanto às possibilidades para redução de consumo de energia em seus diversos usos finais. Essa 

orientação se dará na forma de diagnósticos energéticos, veiculação de informações sobre potencial de economia 

de energia em sistemas motrizes, uso adequado da produção, transporte e utilização de calor etc. 

Transporte 

Há dois projetos, ambos no âmbito do CONPET, com o objetivo da conscientização de motoristas: Economizar 

e Transportar. O Projeto Economizar prevê a instalação de postos nos principais entroncamentos rodoviários para 

atendimento a transportadores autônomos, de forma a instruí-los sobre a manutenção adequada de seus veículos 

e realizar avaliações destes. Prevê-se a implantação de 17 novas estações de avaliação até 2011 e atingir o índice de 

1.000 avaliações/mês, em 2011. O projeto Transportar do CONPET atende aos caminhões de transporte de petróleo 

e derivados que se abasteçam nos postos da Petrobras. Nos próximos anos, o projeto aumentará os postos de atendimento 

para elevar o número de avaliações atingindo 16 mil veículos em 2011. 

Ensino e Capacitação 

No Brasil, as atividades educacionais para a promoção da eficiência energética têm sido voltadas, primordialmente, 

para o ensino básico − fundamental e médio. Isoladamente, algumas instituições de níveis técnico e superior 

vêm promovendo cursos específicos sobre conservação de energia. 

(a) Níveis técnico e superior: Os Ministérios da Educação e de Minas e Energia, com o intuito de fazer convergir 

os interesses educacionais e de conservação de energia, trabalham conjuntamente para promover a alteração das 

grades curriculares das instituições dos níveis técnico e superior, de forma que estas passem a contemplar aspectos 

de eficiência energética. O objetivo dessa iniciativa é o de associar à função básica dessas instituições, quais sejam 

o ensino, a pesquisa e a extensão, a promoção da eficiência energética de suas próprias instalações. No tocante à

748 


capacitação, prevê-se a instituição de cursos de eficiência energética nos níveis técnico e de pós-graduação. Nos 

cursos superiores, será promovida ampla revisão nos currículos dos cursos de engenharia e arquitetura, de forma 

que estes abordem adequadamente o tema de eficiência energética. 

(b) Nível básico: o ensino da eficiência energética visa criar formadores de opinião desde a infância. Para tanto, 

visa-se a inserção da matéria sobre eficiência energética e meio ambiente na grade curricular do ensino médio; 

além de campanhas, palestras, treinamento de professores e divulgação de cartilhas nas escolas: esta é uma ação 

que já vem sendo trabalhadas pelo PROCEL e CONPET. 

(c) Capacitação dos gestores dos contratos energéticos e das empresas de serviços de conservação de energia 

– ESCOs. Aos primeiros, serão fornecidas informações básicas, tais como subsídios à revisão de contratos de 

suprimento, medidas de baixo custo para economia de energia etc. Às ESCOs, serão fornecidas informações sobre o 

acesso a financiamentos e estruturas de contratos de projetos de eficiência energética. 

2.3. Ações Setoriais 

Segmento Residencial 

A classe residencial no Brasil responde por 11,1% do consumo final de energia e por 23,9% do atual consumo 

de energia elétrica, o qual atinge 24,5% no final do período (2016). O expressivo potencial de conservação de energia 

elétrica deste setor, estimado em 30% para edificações já existentes, pode chegar a 50% nas edificações que utilizem 

tecnologia energeticamente eficiente, desde a concepção inicial do projeto. Este setor responde também por 

51% do consumo de lenha, que vem sendo reduzido pela substituição por GLP e GN; 80% do consumo do GLP, que 

também vem sendo reduzido pela substituição por GN; e por 1,9% do consumo de GN, que cresce devido, principalmente, 

a sua competitividade no início do horizonte deste documento, segundo o cenário descrito no capítulo 2. 

As ações de eficiência energética nesse segmento devem considerar, além da conservação da energia, o aspecto 

social, sobretudo com vistas à promoção da capacidade de pagamento, por parte de consumidores de baixa 

renda, de suas despesas com energia. 

Nesse contexto, a ANEEL destina, no mínimo, 50% dos recursos dos programas de eficiência energética das 

concessionárias distribuidoras de eletricidade, a projetos junto aos consumidores da classe residencial de baixa 

renda. Esse percentual impôs desafio inicial para as concessionárias, mas mostrou-se adequado no sentido da regularização 

de consumidores e na promoção da adimplência. 

As ações propostas neste segmento serão realizadas por meio do Programa de Eficiência Energética das Distribuidoras 

– PEE. A ação de substituição energética receberá ainda o investimento de um novo programa que está 

sendo trabalhado pelo Ministério de Minas e Energia, conjuntamente com o Ministério do Meio Ambiente, específico 

para este fim. 

Para esse segmento, são propostas duas linhas de ação descritas a seguir. 

(a) Substituição de Equipamentos: 

Os equipamentos para o uso final de iluminação e refrigeração, segundo recente pesquisa de posse e hábitos do 

PROCEL realizada em todo o Brasil, responde 36% do consumo final na carga residencial, a qual é maior na região Nordeste, 

com 40%, e menor na região Sul, com 24%. O condicionamento de ar não é um uso final de energia de larga utilidade 

no segmento de baixa renda, contudo representa 20% do consumo da classe residencial (atinge a maior parcela 

no norte, com 40%, e menor no sudeste, com 11%) e por este motivo tornou-se foco das ações de eficiência. 

i) Iluminação: troca de lâmpadas incandescentes por lâmpadas fluorescentes compactas; 

ii) Refrigeração: substituição de refrigeradores antigos e em estado precário por equipamentos novos com 

Selo PROCEL de Eficiência Energética. Essa substituição possui relevante aspecto ambiental em função do elevado 

número de refrigeradores velhos que utilizam substâncias causadoras do Efeito Estufa e destruidoras da Camada de 

Ozônio; 

iii) Condicionamento de Ar: substituição de condicionadores de ar antigos e em estado precário por equi-


pamentos novos com Selo Procel de Eficiência Energética. Repete-se aqui o aspecto ambiental observado no item 

anterior; 

(b) Substituição Energética: troca de chuveiros elétricos por aquecedores solares 

Os chuveiros elétricos respondem por 24% no consumo final da carga residencial no Brasil, segundo a 

pesquisa de posse e hábitos do Procel. Essa participação é maior nas regiões Sudeste e Centro-Oeste com 26% e 

menor na região Norte com 2%. Este uso final representa uma das maiores parcelas do consumo residencial nacional 

e, por este motivo, sua substituição por aquecedores solares tornou-se uma das ações prioritárias para este 

setor e foco de três mecanismos do governo: PEE, PROCEL e do novo programa de fomento a este fim, conforme 

já citado. Esta ação de disseminação do uso de aquecedores solares deverá ser conjunta com estudos de mercado 

e campanhas de conscientização, visto o baixo índice de predisposição da substituição de chuveiros elétricos, 

segundo a mesma pesquisa. 

Segmento Comercial e de Serviços 

Segundo os estudos de demanda deste plano, o segmento comercial e de serviços é o que apresenta o maior 

crescimento do seu consumo, 6,6% no período na trajetória inferior. O resultado é um aumento na parcela de consumo 

deste setor que inicia com 15,5% em 2006 e atinge 18,1% em 2016. Este movimento segue uma tendência 

mundial, no qual este segmento passa a dominar a parcela de geração de riqueza com o desenvolvimento do país. 

Embora careça de estudo de diagnóstico mais aprofundado, estima-se que esse segmento desperdice 14% da energia 

que consome, segundo dados do PROCEL. 

Este segmento congrega grandes, médias e pequenas empresas que merecem tratamentos distintos de forma 

a considerar o aspecto social. 

O instrumento de fomento à eficiência energética que viabiliza as ações descritas nesse setor é o PEE das concessionárias 

distribuidoras de energia elétrica. O Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas - SEBRAE 

possui programa interno específico para a promoção da eficiência energética junto a seus associados, sobretudo 

com campanhas de sensibilização. Assim, como já citado no segmento residencial, a ação de substituição energética 

(troca de chuveiros elétricos por aquecedores solares) prevê investimentos no PEE e de um novo programa de 

fomento ao uso de aquecedores solares. 


i) Iluminação: substituição de lâmpadas, reatores e luminárias ineficientes; 

ii) Refrigeração: substituição de refrigeradores ou compressores antigos; 

iii) Condicionamento de ar: substituição de condicionadores de ar antigos e em estado precário; 

iv) Motores elétricos e bombas: substituição de equipamentos obsoletos por equipamentos de alta eficiência; 

(b) Substituição Energética: troca de chuveiros por aquecedores solares e a gás. 

A ação prevê a substituição do aquecimento de água utilizando a energia elétrica, por aquecedores de 

água, solares ou a gás, nesta classe de consumo, com especial destaque para hospitais, clubes, hotéis, pousadas e 

lavanderias. 

(c) Otimização de Projetos: 

i) Iluminação: elaboração de projeto para implementação de sistemas automatizados (sensores de presença) 

e projetos luminotécnicos adequados às necessidades da infra-estrutura existente. 

ii) Refrigeração: elaboração de projeto para implementação de processos de operação de câmaras frigoríficas 

e sistemas refrigerados; isolamento térmico adequado para as tubulações de líquido e gás; dimensionamento adequado 

de compressores e regulagem dos termostatos; e automatização de sistemas refrigeradores da infra-estrutura 

existente. 

iii) Condicionamento de ar: elaboração de projeto para implementação de isolamento adequado; dimensionamento 

de equipamentos; e automatização de sistemas de climatização da infra-estrutura existente.

750 


iv) Bombeamento: elaboração de projeto de reavaliação de dimensionamento de motores e bombas; verificação 

de vazamento; e controlador eletrônico de velocidade nos motores que funcionam com carga parcial da infraestrutura 

existente. 

Segmento Serviços: Iluminação Pública 

A iluminação pública no Brasil corresponde a aproximadamente 3,2% do consumo total de energia elétrica do 

país, segundo levantamento do PROCEL. 

A ação proposta neste segmento será fruto do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente – RELUZ/ 

PROCEL, para o qual estão previstos investimentos da ordem de 2 bilhões de reais, até 2010, para promover a eficiência 

de 5 milhões de pontos de iluminação. 

(a) Modernização de pontos de iluminação 

Substituição de lâmpadas de vapor de mercúrio, relés, reatores eletromagnéticos, ignitores etc. e 5 milhões de 

pontos ineficientes de iluminação pública 

Segmento Serviços: Saneamento 

O setor de saneamento ambiental (água, esgoto e saneamento) responde por cerca de 2,5% de todo o consumo 

de energia elétrica do País, segundo estimativas do PROCEL. Levantamento feito em 2005 pela Secretaria Nacional 

de Saneamento Ambiental, do Ministério das Cidades - MCidades, aponta que 44,4% de toda a água captada 

é perdida nos sistemas de distribuição dos prestadores de serviço de abrangência regional. Há estreita associação 

entre o desperdício de água e de energia elétrica, a qual já representa o segundo item mais representativo nos custos 

dessas empresas. 

O Programa Nacional de Eficiência Energética no Saneamento Ambiental - PROCEL SANEAR atua conjuntamente 

com o Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Água – PNCDA e o Programa de Modernização 

do Setor de Saneamento – PMSS, ambos coordenados pela SNSA, vinculada ao MCidades. O PROCEL SANEAR tem 

atuado, sobretudo, na forma de projetos demonstrativos de melhores práticas junto às empresas de distribuição de 

água. Em semelhança à prática adotada para a iluminação pública, projetos de eficiência energética nos sistemas 

de saneamento ambiental serão alvo de financiamento com recursos da Reserva Global de Reversão - RGR. Serão 

aplicadas a esses financiamentos as mesmas regras básicas que se impõem ao RELUZ, dentre as quais se destacam o 

acesso exclusivo aos recursos pelas concessionárias de energia elétrica e a supervisão de execução física e financeira 

por parte da Eletrobrás. 


i) Bombeamento: Substituir sistemas moto-bombas antigos por equipamentos de alta eficiência. 

ii) Sistema Motriz: Substituir motores elétricos superdimensionados por motores com a potência correta e de 

alto rendimento com Selo Procel de Eficiência Energética 

(b) Otimização de Projetos e Processos: 

i) Bombeamento: análise do projeto para instalação de controlador eletrônico de velocidade nos motores que 

funcionam com carga parcial; dimensionamento adequado dos motores e bombas; e eliminação de vazamentos de água. 

ii) Sistema Motriz: elaboração de projetos de dimensionamento adequado de motores (de acordo com a carga 

acionada - ponto ótimo entre 60 e 90% do carregamento); adoção, quando possível, de variadores eletrônicos de 

velocidade. 

As concessionárias de saneamento ambiental respondem por cerca de 2,5% do consumo total de energia elétrica 

do Brasil. Segundo dados anuais do Sistema Nacional de Informações sobre Saneamento – SNIS (www.snis.gov. 

br), do Ministério das Cidades, o País perde 44,4% da água distribuída pelos prestadores de serviço de abrangência 

regional em relação à água captada (referência 2005). A esse desperdício de água está associado ao igualmente significativo 

desperdício de energia. 

As ações neste segmento são financiadas principalmente pelo programa PROCEL-SANEAR, mas também pelo


PEE. O PROCEL SANEAR – Programa Nacional de Eficiência Energética no Saneamento Ambiental, atua de forma 

conjunta com o Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Água – PNCDA e o Programa de Modernização 

do Setor de Saneamento – PMSS; ambos coordenados pela SNSA, vinculada ao Ministério das Cidades. Os projetos 

de eficiência energética voltados às empresas de saneamento contam com recursos da RGR, para financiar projetos 

de eficiência energética em sistemas de abastecimento de água, e de esgotamento sanitário, apresentados pelas 

concessionárias de distribuição de energia no âmbito do PROCEL SANEAR. 

Segmento Serviços: Transporte 

O segmento de transporte é um segmento de extrema importância na estratégia energética, pois, responde 

por 27% da matriz de consumo de energia, ficando atrás somente do segmento industrial. Em função de seu elevado 

consumo e do respectivo percentual de desperdício, este setor requer especial atenção dos programas de promoção 

da eficiência energética. O governo dispõe de 6 projetos nesta área gerenciados e financiados pelo CONPET 

em parceria com associações de empresas transportadoras de cargas e passageiros: Economizar; Parada Economizar; 

Transportar; Sistema de avaliação; otimização da matriz de transporte além da etiquetagem veicular que será 

tratada no item normalização. 

(a) Racionalização do consumo de combustível da frota veicular de caminhões e ônibus 

No âmbito do Projeto Economizar, estima-se o atendimento médio de 150 mil veículos por ano e o treinamento 

de condutores e administradores de frota. 

(b) Otimização da Matriz de modais de transporte 

Parcela significativa do desperdício de energia no setor de transportes está associada aos modais que hoje se 

empregam no Brasil, tanto de cargas quanto de passageiros. A escolha desses modais perpassa por aspectos outros 

que não somente o energético, de forma que a promoção da eficiência energética se insere em revisão substantiva 

do setor. 

O Plano Nacional de Logística e Transportes, elaborado em conjunto pelo Ministério dos Transportes e Ministério 

da Defesa, tem como um dos objetivos a otimização e racionalização de custos associados à cadeia de transporte, 

em conjunto a este objetivo é necessária a efetiva mudança na atual matriz de transporte de cargas. 

O Plano Nacional de Logística e Transporte recomenda investimentos de R$ 62 bilhões até 2023 para aumento 

da malha ferroviária em 20.000 km e da malha hidroviária em 14.000 km, de forma a atingir a meta, em um horizonte 

entre 15 e 20 anos, de aumentar a participação do modal ferroviário dos atuais 25% para 32%, e do modal aqüaviário 

de 13% para 29%. O modal rodoviário que participa hoje com 58% reduziria para 33% sua participação na matriz 

de transporte de cargas. 

A responsabilidade do MME junto ao PNLT é apoiar sua implementação no que se refere aos aspectos energéticos, 

tais como a desagregação do consumo de combustíveis por cada modal de transportes e a eficiência dos 

equipamentos. 

Administração Pública 

É premente a necessidade da promoção da eficiência energética em todas as esferas da Administração Pública. 

As iniciativas de maior destaque para esse fim são o Programa de Eficiência Energética em Prédios Públicos - 

PROCEL EPP, os Programas de Eficiência Energética das concessionárias distribuidoras de energia elétrica e o Núcleo 

de Gestão Energética Municipal - PROCEL GEM. O governo deve ser exemplo das práticas de eficiência energética 

que recomenda à sociedade para fazer frente ao seu próprio potencial de conservação. Para tanto, enumeram-se as 

seguintes ações: 

(a) sensibilização dos administradores públicos, por meio de projetos demonstrativos, quanto às alternativas 

para a redução de suas despesas energéticas, o que possibilitará, inclusive, o direcionamento dos recursos economizados 

nas atividades-fim das edificações;

752 


(b) formação de Agentes Municipais de Eficiência Energética e a elaboração de Planos Municipais de Gestão 

da Energia Elétrica - PLAMGE, o qual consiste de diagnóstico da situação energética do município para subsidiar o 

Administrador a respeito de ações de eficiência energética que devam ser implementadas; 

(c) contratação de serviços de conservação de energia, tanto na forma de desempenho quanto de prestação 

de serviços, respeitada a legislação vigente; 

(d) adoção de critérios para a aquisição pública de equipamentos mais eficientes e ambientalmente sustentáveis, 

segundo as mesmas práticas que o governo recomenda à sociedade por meio do PBE e dos Selos CONPET e 

PROCEL. 

Segmento Industrial 

A classe industrial é responsável pela maior parcela no consumo de energia elétrica e combustíveis, com 

37,5% do consumo final de energia e 46% do consumo final de energia elétrica (2006). Esta classe de consumo é 

responsável por expressiva parcela de desperdício de energia. Os sistemas motrizes são responsáveis por quase 

50% do consumo do setor industrial e concentram o maior potencial de redução de perdas. Estes sistemas compreendem, 

predominantemente, acionamento eletro-eletrônico, motor elétrico, acoplamento motor-carga, cargas 

mecânicas acionadas (bombas, compressores, ventiladores, exaustores e correias transportadoras) e instalações 

(transporte e consumo dos fluidos). 

Observam-se iniciativas bem sucedidas por parte do SEBRAE e dos demais organismos vinculados à CNI no 

segmento de médias e pequenas indústrias. Por outro lado, foram identificadas resistências, por parte de grandes 

indústrias, à realização de diagnósticos energéticos ou de serviços de conservação de energia por terceiros em suas 

plantas. Este cenário foi recentemente impactado com o advento do PROESCO - linha de financiamento do BNDES 

criada em meados do ano de 2006. Os principais beneficiários são os grandes consumidores industriais e comerciais 

e as empresas de conservação de energia - ESCOs. Após um período inicial para a definição dos procedimentos 

administrativos e credenciamento de instituições bancárias repassadoras, os primeiros contratos foram assinados. 

A Associação Brasileira das Empresas de Conservação de Energia - ABESCO está empenhada na ampla difusão do 

PROESCO, bem como na capacitação de técnicos e gestores para sua implementação. 

As principais linhas de ação no segmento industrial são a substituição de equipamentos e a otimização de 

projetos e processos. 

Substituição de Equipamentos: 

(a) Bombeamento: Substituir sistemas moto-bombas ineficientes por equipamentos de alta eficiência. 

(b) Sistemas Motrizes: Substituir motores elétricos superdimensionados por motores com a potência correta e 

de alto rendimento com Selo PROCEL de Eficiência Energética 

Otimização de Projetos e Processos: 

(a) Bombeamento: instalação de controlador eletrônico de velocidade em motores; dimensionamento adequado 

de motores e bombas; e eliminação de vazamentos de água. 

b) Sistemas Motrizes: dimensionamento adequado de motores; especificação, quando possível, de variadores 

eletrônicos de velocidade. 

3. Conclusão 

Em caráter inédito, esta é a primeira edição do Plano Decenal que contempla o aspecto energético em suas 

diversas fontes. Igualmente inédita é a abordagem da eficiência energética. Buscou-se um tratamento mais detalhado, 

aprofundando os conceitos apresentados no PNE 2030. Já se observam propostas de ações a serem tomadas no 

horizonte deste plano, embora não tenham sido definidas metas quantitativas e o respectivo arranjo financeiro, os


quais serão objeto de edições posteriores deste Plano. 

Estudos recentes de conservação de energia realizados no âmbito do PROCEL e do CONPET demonstram um 

imenso montante de desperdícios energéticos a serem evitados, bem como um potencial formidável para introdução 

de tecnologias eficientes no mercado brasileiro. As principais barreiras ao pleno desenvolvimento da eficiência 

energética no Brasil demandam um esforço governamental no sentido de se aperfeiçoar o marco legal e regulatório, 

bem como no estabelecimento de uma estrutura operacional capaz de articular a diversidade de agentes envolvidos 

e implementar as ações efetivas entre os inúmeros segmentos consumidores.

10 

Indicadores da Expansão 

do Sistema Energético 

Indicadores de Mercado e de Consumo Final de Energia 759 

Indicadores da Expansão da Geração de Energia Elétrica 775 

Indicadores da Expansão da Transmissão de Energia Elétrica 778 

Indicadores Associados às Reservas e Produção de Petróleo e Gás Natural 783 

Indicadores Associados à Oferta de Derivados de Petróleo 789 

Indicadores Associados à Oferta de Gás Natural 793 

Indicadores Associados à Oferta de Biocombustíveis Líquidos 797 

Indicadores Associados à Oferta de Carvão Mineral 806 

Indicadores Socioambientais 810 

Síntese das Estimativas de Investimentos 821

10 Indicadores da Expansão do 

Sistema Energético 

1. Indicadores de Mercado e de Consumo Final de Energia .................................................................... 759 

1.1. Parâmetros Macro-econômicos e Demográficos .......................................................................................... 759 

1.2. Resultados das Projeções de Consumo Final de Energia Trajetórias Superior e Inferior ................................. 761 

1.3. Energia Elétrica ........................................................................................................................................... 767 

1.4. Consolidação das Projeções ......................................................................................................................... 772 

2. Indicadores da Expansão da Geração de Energia Elétrica .................................................................. 775 

3. Indicadores da Expansão da Transmissão de Energia Elétrica ............................................................ 778 

3.1. Evolução física do Sistema Interligado Nacional (SIN) .................................................................................. 778 

3.2. Estimativa de Investimentos na Expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) ....................................... 780 

3.3. Evolução das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) ................................................................... 781 

4. Indicadores Associados às Reservas e Produção de Petróleo e Gás Natural .......................................... 783 

4.1. Reservas e Produção de Petróleo ................................................................................................................. 783 

4.2. Reservas e Produção de Gás Natural ............................................................................................................ 786 

5. Indicadores Associados à Oferta de Derivados de Petróleo ................................................................ 789 

6. Indicadores Associados à Oferta de Gás Natural ............................................................................... 793 

7. Indicadores Associados à Oferta de Biocombustíveis Líquidos .......................................................... 797 

7.1. Etanol ......................................................................................................................................................... 797 

7.2. Biodiesel .................................................................................................................................................... 802 

8. Indicadores Associados à Oferta de Carvão Mineral .......................................................................... 806 

9. Indicadores Socioambientais ......................................................................................................... 810 

9.1. Sistema Elétrico .......................................................................................................................................... 812 

9.2. Malha de Gasodutos ................................................................................................................................... 818 

10. Síntese das Estimativas de Investimentos ..................................................................................... 821

INDICADORES DA EXPANSÃO DO SISTEMA ENERGÉTICO 759 

Introdução 

Neste capítulo é apresentado um resumo das principais premissas e resultados das análises descritas nos capítulos 

anteriores. 

As tabelas e gráficos selecionados podem ser considerados como Indicadores da Expansão do Sistema Energético, 

referentes ao mercado e consumo final de energia (Capítulo II) e à oferta dos diversos energéticos abordados 

nos capítulos III a VIII, abrangendo a evolução física das infra-estruturas de produção, processamento e transporte, 

os investimentos estimados e os aspectos socioambientais. 

1. Indicadores de Mercado e de Consumo Final de Energia 

A partir das informações do Capítulo II – Demanda de Energia, são apresentados os seguintes indicadores referentes 

às premissas e resultados das projeções de demanda de energia: 

1.1. Parâmetros Macro-econômicos e Demográficos 

Brasil: Taxas Médias de Crescimento do PIB (% a.a.) 

Trajetória 2006/2011 2011/2016 2006/2016 

Superior 4,8 5,0 4,9 

Inferior 4,0 4,5 4,2 

70 

Evolução do Preço do Petróleo Brent (US$ 2006/barril) 

60 

Cenário Arquipélago - Brent US$ 66/b: 

Forte crescimento econômico, defasagem 

na expansão de capacidade, eventos de 

geopolítica e incertezas de oferta. 

50 

40 

30 

Cenário Arquipélago - Brent US$ 66-50/b: 

Redução no crescimento da demanda e 

maturação de investimentos em capacidade 

compensam agravamento de geopolítica 

20 

Cenário Arquipélago - Brent US$ 45/b: 

Oferta acompanha o crescimento da demanda, 

embora com maior dependência da OPEP e 

elevação de custos de países Não-OPEP 

10 

1995 

1997 

1999 

2001 

2003 

2005 

2007 

2009 

2011 

2013 

2015

760 

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA | 2007 - 2016 

Brasil e Regiões: Projeção da População Total Residente (mil habitantes), 2006/2016 

Ano Norte Nordeste Sudeste Sul 

Centro 

Oeste 

Brasil 

2006 15.181 51.901 80.099 27.475 13.392 188.048 

2011 16.730 54.726 85.316 29.081 14.584 200.436 

2016 18.142 57.305 90.075 30.547 15.671 211.740 

Variação (% ao ano) 

2006/2011 2,0 1,1 1,3 1,1 1,7 1,3 

2011/2016 1,6 0,9 1,1 1,0 1,4 1,1 

2006/2016 1,8 1,0 1,2 1,1 1,6 1,2 

Estrutura de Participação (%) 

2006 8,1 27,6 42,6 14,6 7,1 100 

2011 8,3 27,3 42,6 14,5 7,3 100 

2016 8,6 27,1 42,5 14,4 7,4 100 

Brasil e Regiões: Projeção do Número de Domicílios (mil), 2006/2016 

Ano Norte Nordeste Sudeste Sul 

Centro 

Oeste 

Brasil 

2006 3.482 12.993 23.777 8.485 3.880 52.617 

2011 3.999 14.218 26.564 9.515 4.442 58.739 

2016 4.513 15.428 29.361 10.557 5.001 64.860 


2006/2011 2,8 1,8 2,2 2,3 2,7 2,2 

2011/2016 2,4 1,6 2,0 2,1 2,4 2,0 

2006/2016 2,6 1,7 2,1 2,2 2,6 2,1 

Estrutura de Participação (%) 

2006 6,6 24,7 45,2 16,1 7,4 100 

2011 6,8 24,2 45,2 16,2 7,6 100 

2016 7,0 23,8 45,3 16,3 7,7 100


1.2. Resultados das Projeções de Consumo Final de Energia Trajetórias Superior e Inferior 

70.000 

Óleo Diesel* e Biodiesel 

60.000 

50.000 

mil m³ 

40.000 

30.000 

20.000 

10.000 

0 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Biodiesel - inferior Biodiesel - superior Diesel - inferior Diesel - superior 

* Inclui setor energético e geração termelétrica. 

17.000 

GLP 

16.000 

15.000 

mil m³ 

14.000 

13.000 

12.000 

11.000 

10.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior

762 


27.000 

Gasolina Pura 

25.000 

23.000 

mil m³ 

21.000 

19.000 

17.000 

15.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior 

35.000 

Álcool Carburante 

30.000 

25.000 

mil m³ 

20.000 

15.000 

10.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior


8.000 

Óleo Combustível* 

7.500 

7.000 

mil m³ 

6.500 

6.000 

5.500 

5.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior 

* Não inclui geração termelétrica. 

20.000 

Outros Secundários de Petróleo** 

19.000 

18.000 

17.000 

16.000 

mil m³ 

15.000 

14.000 

13.000 

12.000 

11.000 

10.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior

764 


Gás Natural** 

65.000 

60.000 

55.000 

mil m³/dia 

50.000 

45.000 

40.000 

35.000 

30.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior 

Gás natural – Evolução do Consumo Energético Final** 

Trajetória Inferior – Base: 2006=100 

270 

250 

230 

210 

190 

170 

150 

130 

110 

90 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Industrial Automotivo Residencial Comercial Total


Etanol 

30.000 

27.000 

24.000 

mil m³ 

21.000 

18.000 

15.000 

12.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior 

5.000 

Biodiesel 

4.000 

3.000 

mil m³ 

2.000 

1.000 

0 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior

766 


36.000 

Biocombustíveis (Etanol + Biodiesel) 

33.000 

30.000 

27.000 

mil m³ 

24.000 

21.000 

18.000 

15.000 

12.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior 

25.000 

Bagaço de Cana 

22.000 

19.000 

mil tep 

16.000 

13.000 

10.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior


19.000 

Lenha 

18.000 

17.000 

mil tep 

16.000 

15.000 

14.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Inferior 

Superior 

1.3. Energia Elétrica 

20.000 

Eletricidade Total Conservada - Progresso Autônomo 

16.000 

15.639 

2,7% 

12.000 

GWh 

8.000 

4.000 

4.421 

1,0% 

0 

2011 2016

768 


Parcela da Eletricidade Conservada por Setor - Progresso Autônomo 

6.000 

5.442 

5.000 

4.000 

4.037 

3.628 

GWh 

3.000 

2.533 

2.000 

1.251 

1.815 

1.000 

681 674 

0 

2011 2016 

Residencial Industrial Comercial Outros 

Consumo de Energia Elétrica (GWh) * , Trajetória Inferior 

Ano Sistemas Isolados ** Subsistemas Interligados 

Norte 

Nordeste 

Sudeste/ 

Centro-Oeste 

Sul 

SIN *** 

Brasil 

2006 7.471 24.234 49.719 218.636 59.662 352.251 359.722 

2011 10.834 31.626 64.784 273.107 76.341 445.858 456.691 

2016 15.841 45.603 83.414 340.762 96.321 566.100 581.941 

Período 


2006/2011 7,7 5,5 5,4 4,5 5,1 4,8 4,9 

2011/2016 7,9 7,6 5,2 4,5 4,8 4,9 5,0 

2006/2016 7,8 6,5 5,3 4,5 4,9 4,9 4,9 

Ano Estrutura de Participação (%) 

2006 2,1 6,7 13,8 60,8 16,6 97,9 100,0 

2011 2,4 6,9 14,2 59,8 16,7 97,6 100,0 

2016 2,7 7,8 14,3 58,6 16,6 97,3 100,0 

* Não inclui autoprodução clássica. ** Conjunto dos atuais sistemas isolados. *** SIN = Sistema Interligado Nacional.


Consumo de Energia Elétrica (GWh) * , Trajetória Superior 

Ano 

Sistemas 

Isolados ** 

Norte 

Subsistemas Interligados 

Nordeste 

Sudeste/ 

Centro-Oeste 

Sul 

SIN *** 

Brasil 

2006 7.471 24.234 49.719 218.636 59.662 352.251 359.722 

2011 11.139 32.110 66.250 282.099 78.411 458.869 470.009 

2016 16.599 46.513 87.067 358.707 101.697 593.985 610.584 

Período 


2006/2011 8,3 5,8 5,9 5,2 5,6 5,4 5,5 

2011/2016 8,3 7,7 5,6 4,9 5,3 5,3 5,4 

2006/2016 8,3 6,7 5,8 5,1 5,5 5,4 5,4 


2006 2,1 6,7 13,8 60,8 16,6 97,9 100,0 

2011 2,4 6,8 14,1 60,0 16,7 97,6 100,0 

2016 2,7 7,6 14,3 58,7 16,7 97,3 100,0 

* Não inclui autoprodução clássica. ** Conjunto dos atuais sistemas isolados. *** SIN = Sistema Interligado Nacional. 

650.000 

Brasil: Consumo de Energia Elétrica (GWh) 

Trajetórias superior e Inferior* 

600.000 

29 TWh 

(4,9%) 

550.000 

500.000 

450.000 

400.000 

350.000 

300.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

* Não inclui autoprodução clássica. 

Superior 

Inferior

770 


Carga de Energia (MWmédio) – Trajetória Inferior 


Ano 

Norte (1) 

Nordeste 

Sudeste/ 

Centro-Oeste (2) 

Sul 

SIN 

2006 3.398 6.920 29.866 7.941 48.124 

2011 4.365 8.936 37.596 10.030 60.927 

2016 7.784 11.404 46.706 12.495 78.388 

Período 


2006/2011 5,1 5,2 4,7 4,8 4,8 

2011/2016 12,3 5,0 4,4 4,5 5,2 

2006/2016 8,6 5,1 4,6 4,6 5,0 


2006 7,1 14,4 62,1 16,5 100,0 

2011 7,2 14,7 61,7 16,5 100,0 

2016 9,9 14,5 59,6 15,9 100,0 

(1) Inclui a interligação dos atuais sistemas isolados de Manaus, Amapá e margem esquerda do Amazonas a partir de janeiro de 2012. 

(2) Inclui a interligação dos atuais sistemas isolados do Acre e Rondônia a partir de agosto de 2008. 

Carga de Energia (MWmédio) –Trajetória Superior 


Ano 

Norte (1) 

Nordeste 

Sudeste/ 

Centro-Oeste (2) 

Sul 

SIN 

2006 3.398 6.920 29.866 7.941 48.124 

2011 4.432 9.138 38.830 10.302 62.702 

2016 7.984 11.903 49.161 13.192 82.240 

Período 


2006/2011 5,5 5,7 5,4 5,3 5,4 

2011/2016 12,5 5,4 4,8 5,1 5,6 

2006/2016 8,9 5,6 5,1 5,2 5,5 


2006 7,1 14,4 62,1 16,5 100,0 

2011 7,1 14,6 61,9 16,4 100,0 

2016 9,7 14,5 59,8 16,0 100,0 


(2) Inclui a interligação dos atuais sistemas isolados do Acre e Rondônia a partir de agosto de 2008.


80.000 

75.000 

Comparação dos Ciclos 2005 e 2006 

Carga de Energia do SIN (MWmédio) 

3.745 MWmédio 

(4,9%) 

70.000 

65.000 

60.000 

55.000 

50.000 

45.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Ciclo 2005 - Cenário de Referência Ciclo 2006 - Trajetória Inferior Ciclo 2006 - Trajetória Superior 

Carga de Demanda* (MWh/h) –Trajetória Inferior 

Ano 

Subsistema 

Sistema 

N (1) NE SE/CO (2) S N/NE S/SE/CO SIN 

2006 3.861 8.796 38.700 10.750 12.560 48.673 60.388 

2011 5.111 11.605 50.127 13.835 16.514 63.303 79.045 

2016 8.999 14.810 62.275 17.234 23.520 78.690 101.222 

Período 


2006/2011 5,8 5,7 5,3 5,2 5,6 5,4 5,5 

2011/2016 12,0 5,0 4,4 4,5 7,3 4,4 5,1 

2006/2016 8,8 5,3 4,9 4,8 6,5 4,9 5,3 

* Demanda máxima integralizada em uma hora. 


(2) Inclui a interligação dos atuais sistemas isolados do Acre e Rondônia a partir de agosto de 2008.

772 


Carga de Demanda* (MWh/h) –Trajetória Superior 

Ano 

Subsistema 

Sistema 

N (1) NE SE/CO (2) S N/NE S/SE/CO SIN 

2006 3.861 8.796 38.700 10.750 12.560 48.673 60.388 

2011 5.189 11.868 51.774 14.210 16.850 65.304 81.360 

2016 9.229 15.459 65.548 18.196 24.389 82.881 106.234 

Período 


2006/2011 6,1 6,2 6,0 5,7 6,1 6,1 6,1 

2011/2016 12,2 5,4 4,8 5,1 7,7 4,9 5,5 

2006/2016 9,1 5,8 5,4 5,4 6,9 5,5 5,8 

* Demanda máxima integralizada em uma hora. 


(2) Inclui a interligação dos atuais sistemas isolados do Acre e Rondônia a partir de agosto de 2008. 

1.4. Consolidação das Projeções 

Brasil: Economia e Consumo Final Energético 2006-2016, Trajetórias Superior e Inferior 

2006 2011 2016 


2006/2011 2011/2016 2006/2016 

Consumo Final Energético (10 3 tep) * 

Inferior 194.629 237.319 298.930 4,0 4,7 4,4 

Superior 194.629 245.531 316.666 4,8 5,2 5,0 

PIB (10 9 R$ 2006) 

Inferior 2.323 2.826 3.522 4,0 4,5 4,2 

Superior 2.323 2.936 3.748 4,8 5,0 4,9 

Intensidade Energética da Economia (tep/10 3 R$ [2006]) 

Inferior 0,084 0,084 0,085 - - - 

Superior 0,084 0,084 0,084 - - - 

Elasticidade 

Inferior - - - 1,01 1,05 1,03 

Superior - - - 0,99 1,04 1,02 

* Inclui o consumo do setor energético


Brasil: Consumo Final Energético * , por fonte (103 tep), Trajetória Inferior 

Fonte 2006 2011 2016 

2006/16 

(Δ% a.a.) 

Gás natural 10.893 15.176 18.305 5,3 

Lenha 15.855 16.607 16.588 0,5 

Bagaço de cana 13.998 16.658 20.426 3,9 

Eletricidade 32.188 41.120 52.776 5,1 

Álcool etílico 7.167 10.127 14.652 7,4 

Biodiesel 0 2.914 3.638 - 

Outros 24.891 27.625 37.189 4,1 

Derivados de petróleo 70.840 81.840 100.454 3,6 

Óleo diesel 33.688 39.012 49.574 3,9 

Óleo combustível 6.329 6.546 7.053 1,1 

Gasolina 13.588 15.720 18.902 3,4 

Gás liquefeito de petróleo 7.112 8.118 9.178 2,6 

Outros derivados de petróleo 10.123 12.444 15.747 4,5 

Consumo final energético 175.832 212.069 264.027 4,1 

* Não inclui o consumo do setor energético 

Brasil: Consumo Final Energético * , por fonte (103 tep), Trajetória Superior 

Fonte 2006 2011 2016 

2006/16 

(Δ% a.a.) 

Gás natural 10.893 15.814 19.535 6,0 

Lenha 15.855 16.899 17.176 0,8 

Bagaço de cana 13.998 17.309 21.736 4,5 

Eletricidade 32.188 42.671 55.800 5,7 

Álcool etílico 7.167 10.278 15.269 7,9 

Biodiesel 0 3.043 3.897 - 

Outros 24.891 28.696 39.564 4,7 

Derivados de petróleo 70.840 84.697 106.715 4,2 

Óleo diesel 33.688 40.784 53.156 4,7 

Óleo combustível 6.329 6.783 7.493 1,7 

Gasolina 13.588 15.948 19.774 3,8 

Gás liquefeito de petróleo 7.112 8.330 9.611 3,1 

Outros derivados de petróleo 10.123 12.852 16.681 5,1 

Consumo final energético 175.832 219.408 279.692 4,8 

* Não inclui o consumo do setor energético

774 


Brasil: Estrutura do Consumo por fonte (%), 2006 

Fontes Renováveis 

da Biomassa 

21,2% 

Outros 

14,2% 

Óleo combustível 

3,1% 

Gasolina 

7,8% 

Derivados de 

Petróleo 

40,0% 

Gás liquefeito de 

petróleo 

4,1% 

Eletricidade 

18,4% 

Gás natural 

6,2% 

Óleo diesel 

19,3% 

Outros derivados 

de petróleo 

5,8% 

Brasil: Estrutura do Consumo por fonte (%), 2016 

Fontes Renováveis 

da Biomassa 

20,9% 

Outros 

14,1% 

Derivados de 

Petróleo 

38,0% 

Óleo combustível 

2,7% 

Gasolina 

7,2% 

Gás liquefeito de 

petróleo 

3,5% 

Eletricidade 

20,0% 

Gás natural 

6,9% 

Óleo diesel 

18,8% 

Outros derivados 

de petróleo 

6,0%


2. Indicadores da Expansão da Geração de Energia Elétrica 

A partir das informações do Capítulo III – Oferta de Energia Elétrica: Parte 1 – Geração de Energia Elétrica, são 

apresentados os seguintes indicadores referentes à configuração de referência do sistema de geração: 

Evolução da Capacidade Instalada Hidrelétrica do SIN 

120,000 

T.PIRES 

110,000 

B.MONTE 

Potência Instalada - Hidro (MW) 

100,000 

90,000 

80,000 

70,000 

60,000 

50,000 

40,000 

30,000 

77,278 

109,058 

MADEIRA 

AM + AP 

NORTE 

NORDESTE 

SUL 

AC + RO 

SUDESTE 

20,000 

10,000 

- 

ITAIPU 50 

ITAIPU 

jan 2007 

jan 2008 

jan 2009 

jan 2010 

jan 2011 

jan 2012 

jan 2013 

jan 2014 

jan 2015 

jan 2016 

Distribuição da Capacidade Instalada Hidrelétrica pelos Subsistemas 

Distribuição da Potência Instalada - Hidro - Jan/2007 

Distribuição da Potência Instalada - Hidro - Dez/2016 

NORTE 

9,4% 

AM + AP 

0,3% 

B.MONTE 

0,0% 

T.PIRES 

0,0% 

ITAIPU 

8,6% 

AM + AP 

0,0% 

B.MONTE 

5,0% 

T.PIRES 

3,4% 

ITAIPU 

6,4% 

ITAIPU 50 

5,1% 

NORDESTE 

14,0% 

ITAIPU 50 

7,2% 

NORTE 

12,1% 

SUL 

15,4% 

NORDESTE 

10,6% 

SUDESTE 

35,7% 

MADEIRA 

0,0% 

AC + RO 

0,3% 

SUDESTE 

44,7% 

SUL 

15,6% 

MADEIRA 

6,2% 

AC + RO 

0,0% 

Obs. - Considerada a importação de Itaipu proveniente da potência contratada ao Paraguai.

776 


35,000 

Evolução da Capacidade Instalada Termelétrica do SIN 

AM + AP 

30,000 

NORTE 

Potência Instalada - Térmica (MW) 

25,000 

20,000 

15,000 

10,000 

NORDESTE 

SUL 

MADEIRA 

5,000 

15,126 

28,428 

AC + RO 

- 

SUDESTE 

jan 2007 

jul 2007 

jan 2008 

jul 2008 

jan 2009 

jul 2009 

jan 2010 

jul 2010 

jan 2011 

jul 2011 

jan 2012 

jul 2012 

jan 2013 

jul 2013 

jan 2014 

jul 2014 

jan 2015 

jul 2015 

jan 2016 

jul 2016 

Distribuição da Capacidade Instalada Termelétrica pelos Subsistemas 

Distribuição da Potência Instalada - Térmica - Jan/2007 

Distribuição da Potência Instalada - Térmica - Dez/2016 

NORTE 

0.0% 

AM + AP 

9.4% 

NORTE 

5.1% 

AM + AP 

0.0% 

NORDESTE 

14.1% 

NORDESTE 

22.3% 

SUDESTE 

54.5% 

SUDESTE 

55.6% 

SUL 

18.4% 

SUL 

17.0% 

AC + RO 

3.5% 

AC + RO 

0.0%


Participação das Diversas Fontes Termelétricas (% de capacidade instalada) 

Participação das Fontes de Geração Térmica - Jan/2007 

Participação das Fontes de Geração Térmica - Dez/2016 

OLEO 

8.7% 

BAGAÇO CANA 

0.4% 

DIESEL 

9.2% 

CAVACO MAD 

0.0% 

GAS PROC 

0.0% 

CAVACO MAD 

0.0% 

BAGAÇO CANA 

11.5% 

DIESEL 

6.8% 

GAS PROC 

1.7% 

CARVAO 

9.4% 

OLEO 

6.1% 

NUCLEAR 

13.3% 

GAS 

59.1% 

CARVAO 

14.1% 

GAS 

48.1% 

NUCLEAR 

11.6% 

Participação dos Diversos Tipos de Fonte (% de Capacidade Instalada) 

Participação das Fontes de Geração - Jan/2007 

Participação das Fontes de Geração - Dez/2016 

NUCLEAR 

2,1% 

GAS 

9,4% 

CARVAO - 1,5% 

DIESEL - 1,5% 

OLEO - 1,4% 

GAS PROC - 0,0% 

BIO 

0,6% 

NUCLEAR 

2,3% 

GAS 

9,6% 

CARVAO - 2,8% 

DIESEL - 1,4% 

OLEO - 1,2% 

GAS PROC - 0,3% 

BIO 

2,7% 

Outros - 2,9% 

EÓLICA 

0,2% 

Outros - 7,0% 

EÓLICA 

0,2% 

HIDRO 

81,2% 

PCH 

2,1% 

HIDRO 

75,3% 

PCH 

4,1%

778 


3. Indicadores da Expansão da Transmissão de Energia Elétrica 

A partir das informações do Capítulo III – Oferta de Energia Elétrica: Parte 2 – Transmissão de Energia Elétrica, 

são apresentados os seguintes indicadores: 

3.1. Evolução física do Sistema Interligado Nacional (SIN) 

SIN - Linhas de Transmissão (km) 

Subsistemas (kV) 750 kV ±600 kV 500 kV 440 kV 345 kV 230 kV 

Extensão (km) 

Norte 

Existente em 2006 - - 9.302 - - 2.055 

Evolução 2007/2016 - - 3.946 - - 1.088 

Estimativa 2016 - - 13.248 - - 3.143 

Nordeste 

Existente em 2006 - - 6.510 - - 13.209 

Evolução 2007/2016 - - 2.205 - - 1.939 

Estimativa 2016 - - 8.715 - - 15.148 

Sudeste/Centro-Oeste 

Existente em 2006 2.698 1.612 8.694 6.791 8.834 9.079 

Evolução 2007/2016 - - 1.976 8 549 4.113 

Estimativa 2016 2.698 1.612 10.670 6.799 9.383 13.191 

Sul + MS 

Existente em 2006 - - 4.716 - 139 11.761 

Evolução 2007/2016 - - 650 - - 2.793 

Estimativa 2016 - - 5.365 - 139 14.554 

Grandes Interligações 

Existente em 2006 - - - - - - 

Evolução 2007/2016 - 9.500 4.762 - - - 

Estimativa 2016 - 9.500 4.762 - - - 

SIN 

Total 2006 Rede Básica 85.399 

Existente em 2006 2.698 1.612 29.222 6.791 8.973 36.104 

Evolução 2007/2016 - 9.500 13.538 8 549 9.932 

Estimativa 2016 2.698 11.112 42.760 6.799 9.522 46.036 

Total 2016 Rede Básica 118.927


SIN - Transformação (MVA) 

Subsistemas (kV) 750 kV 500 kV 440 kV 345 kV 230 kV 

Potência (MVA) 

Norte 

Existente em 2006 - 5.430 - - 5.030 

Evolução 2007/2016 - - - - 314 

Estimativa 2016 - 5.430 - - 5.344 

Nordeste 

Existente em 2006 - 19.067 - - 14.094 

Evolução 2007/2016 - 900 - - 4.986 

Estimativa 2016 - 19.967 - - 19.080 

Sudeste/Centro-Oeste 

Existente em 2006 21.000 28.139 16.566 28.137 10.598 

Evolução 2007/2016 - 8.360 6.348 10.307 3.463 

Estimativa 2016 21.000 36.499 22.914 38.444 14.061 

Sul + MS 

Existente em 2006 - 17.404 336 - 17.298 

Evolução 2007/2016 - 6.432 - - 8.244 

Estimativa 2016 - 23.836 336 - 25.542 

Grandes Interligações 

Existente em 2006 - - - - - 

Evolução 2007/2016 - 12.600 - - - 

Estimativa 2016 - 12.600 - - - 

SIN 

Total 2006 Rede Básica 183.099 

Existente em 2006 21.000 70.040 16.902 28.137 47.020 

Evolução 2007/2016 - 28.292 6.348 10.307 17.007 

Estimativa 2016 21.000 98.932 23.250 38.444 64.027 

Total 2016 Rede Básica 245.053

780 


3.2. Estimativa de Investimentos na Expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) 

Estimativa de Investimento em Linhas de Transmissão 

6 

R$ Bilhões 

5 

3 

2 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

3 

Estimativa de Investimento em Subestações 

R$ Bilhões 

2 

1 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

SIN - Novos Investimentos Desagregados por Nível de Tensão (2016) 

Estimativa de Investimentos em Linhas de 

Transmissão por Nível de Tensão (%) 

Total = 23,40 bilhões 

Estimativa de Investimentos em Subestações e 

Transformadores por Nível de Tensão (%) 

Total = 10,02 bilhões 

500kV 

52,9% 

600kV 

29,2% 

440kV 

1,3% 

500kV 

18,9% 

600kV 

55,2% 

440kV 

0,5% 

345kV 

1,8% 

230kV 

15,7% 

750kV 

0,0% 

345kV 

2,0% 

230kV 

22,7% 

750kV 

0,0%


3.3. Evolução das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) 

11 

10 

9 

8 

Tarifas de Geração - Distribuição da TUST para o ano 2008 

TUST mensal (R$/kW.mês) 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

Usinas 

S SE/CO NE N 

Tarifas de Geração – Distribuição da TUST para o ano 2016 


13 

12 

11 

10 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

Usinas 

S SE/CO NE N

782 


Tarifas de Geração – TUST média 


6,0 

5,5 

5,0 

4,5 

4,0 

3,5 

3,0 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

0,0 

2008 2010 2012 2014 2016 

Sul Sudeste/Centro-Oeste Nordeste Norte 

Tarifas de Carga para 2008 

Submercado 

Tarifa de Carga (R$/kW.mês) 

Mínima Máxima Média 

Sul 3,514 5,575 4,891 

Sudeste/Centro-Oeste 0,000 7,402 5,068 

Nordeste 1,774 6,510 4,221 

Norte 2,750 4,762 3,670 

Tarifas de Carga para 2016 

Submercado 

Tarifa de Carga (R$/kW.mês) 

Mínima Máxima Média 

Sul 4,491 6,935 5,863 

Sudeste/Centro-Oeste 0,000 8,523 5,576 

Nordeste 2,805 8,052 5,504 

Norte 3,969 6,200 5,098


4. Indicadores Associados às Reservas e Produção de Petróleo e Gás Natural 

A partir das informações do Capítulo IV – Reservas e Produção de Petróleo e Gás Natural, considerando a hipótese 

conservadora condicionada pelas premissas adotadas para o Plano, apresentam-se os seguintes indicadores 

para o período 2007/2016: 

4.1. Reservas e Produção de Petróleo 

3.000 

Evolução das Reservas Totais de Petróleo* 

Recursos Descobertos até 2005 

2.500 

milhões m 3 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Incremento das Reservas Totais de Petróleo Nacional 

A Partir de Recursos não Descobertos em Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada. 

250 

200 

milhões m 3 

150 

100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015

784 


Previsão dos Volumes Recuperáveis Agregados de Petróleo Nacional. 

A Partir dos Recursos Descobertos (reservas) e não Descobertos 

nos Blocos Licitados pela ANP até a Sétima Rodada. 

3.000 

2.500 

milhões m 3 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

RND 

RD 

Previsão da Produção Nacional Anual de Petróleo, a partir das Reservas Totais dos Recursos Descobertos. 

Inclui Todos os Tipos de Petróleo. 

200 

150 


100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Leve 

Mediano 

Pesado


Previsão da Produção Anual de Petróleo, a partir de Recursos não Descobertos, Considerando a Incerteza. 

As Duas Faixas Superiores Representam Acréscimos à Previsão mais Conservadora (Faixa Verde). 

30 

20 


10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

Alta 

Moderada 

Baixa 

Previsão da Produção de Petróleo Nacional, a partir de Recursos Descobertos 

e não Descobertos, Considerando a Incerteza 

200 

150 


100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

ALTA MODERADA BAIXA

786 


4.2. Reservas e Produção de Gás Natural 

500 

Evolução das Reservas Nacionais de Gás Natural* 

Recursos Descobertos até 2005 

400 

bilhões m 3 

300 

200 

100 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA 

GNA 

Incremento do Volume Recuperável de Gás Natural 

A partir de Novas Descobertas 

250 

200 

bilhões m 3 

150 

100 

50 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA 

GNA


Previsão Agregada dos Recursos de Gás Natural 

A partir dos Recursos Descobertos (reservas) e não Descobertos 

600 

400 

bilhões m 3 

200 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA RD GNA RD GA RND GNA RND 

Previsão da Produção Nacional de Gás Natural a partir de Recursos Descobertos (reservas) 

40 

30 

bilhões m 3 

20 

10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

GA 

GNA 

Previsão da Produção Nacional Gás Natural, a partir de Recursos não Descobertos, 

Considerando a Incerteza 

30 

20 

bilhões m 3 

10 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

ALTA MODERADA BAIXA

788 


Previsão da Produção de Gás Natural, a partir de Recursos Descobertos 

e não Descobertos, Considerando a Incerteza 

60 

40 


20 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

ALTA MODERADA BAIXA 

Previsão da Produção de Líquido de Gás Natural - LGN, 

a partir de Recursos Descobertos e não Descobertos 

10 

8 


6 

4 

2 

0 

2007 2009 2011 2013 2015 

RD 

RND


5. Indicadores Associados à Oferta de Derivados de Petróleo 

A partir das informações do Capítulo V – Oferta de Derivados de Petróleo, são apresentados os seguintes indicadores: 

90 

Preços Internacionais dos Derivados e do Brent (US$2006/bbl) 

80 

70 

US$/bbl 

60 

50 

40 

30 

20 

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Brent 

Diesel Internacional 

Óleo Combsutível Internacional 

Nafta Internacional 

Gasolina Internacional 

GLP Internacional 

QAV Internacional 

Preços Nacionais dos Derivados (US$2006/bbl) 

100 

90 

80 

70 

60 

US$/bbl 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Gasolina Diesel GLP Óleo Combustível QAV Nafta

790 


Trajetória Inferior Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados 

25.000 

20.000 

15.000 

m³/d 

10.000 

5.000 

0 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

-5.000 

-10.000 

Balanço [m3/d] – Trajetória Inferior 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GLP Produção 28.267 27.628 27.801 29.780 31.863 31.797 33.641 36.478 37.681 37.933 

Demanda 32.854 33.830 34.716 35.567 36.402 37.280 38.217 39.175 40.160 41.154 

Saldo -4.588 -6.202 -6.915 -5.787 -4.539 -5.483 -4.576 -2.697 -2.479 -3.221 


Demanda 49.072 49.246 48.904 49.600 55.932 59.534 62.203 64.433 66.056 67.253 

Saldo 2.199 3.016 8.566 8.349 5.890 4.170 8.266 14.465 13.133 11.997 


Demanda 133.730 137.534 140.701 141.109 147.152 152.407 159.780 167.473 175.500 183.780 

Saldo -22.127 -23.002 -20.013 -15.234 -288 -2.496 4.124 18.368 10.568 2.119 

Escuros Produção 57.135 61.122 51.794 47.919 44.318 40.594 22.007 28.432 28.028 27.603 

Demanda 18.656 18.450 17.837 18.261 18.701 18.103 18.562 19.031 19.982 20.151 

Saldo 38.479 42.672 33.958 29.658 25.617 22.491 3.445 9.401 8.046 7.452 


Demanda 36.579 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 

Saldo -11.368 -12.642 -16.864 -17.029 -18.329 -18.451 -18.873 -19.935 -19.219 -18.633 


Demanda 270.891 277.395 280.493 282.872 296.522 305.660 317.097 328.447 340.033 350.674 

Saldo 2.595 3.842 -1.269 -42 8.352 231 -7.614 19.602 10.050 -286 


1. Os valores para escuros referem-se somente ao óleo combustível.


800 

Trajetória Inferior - Balanço de Petróleo 

700 

600 

500 

1000 b/d 

400 

300 

200 

100 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Trajetória Inferior - Balanço de Petróleo 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Produção 

(m3/d) 

286.586 307.004 335.161 360.230 388.876 412.503 440.173 466.062 470.249 463.952 


Excedente de 


Excedente de 


13.668 25.745 53.068 78.137 80.262 82.330 110.000 102.737 106.924 100.627 

85.975 161.939 333.800 491.484 504.847 517.853 691.898 646.214 672.551 632.943

792 



Balanço (Produção – Demanda) dos Principais Derivados 

30.000 

20.000 

10.000 

m³/d 

0 

-10.000 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

-20.000 

-30.000 

Balanço [m3/d] – Trajetória Superior 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

GLP Produção 28.267 27.628 27.801 29.780 31.863 31.797 33.641 36.478 40.679 40.931 

Demanda 33.128 34.272 35.313 36.336 37.354 38.410 39.535 40.690 41.883 43.094 

Saldo -4.861 -6.644 -7.512 -6.556 -5.491 -6.613 -5.894 -4.212 -1.204 -2.163 


Demanda 49.064 49.331 48.962 50.079 56.743 60.730 63.828 66.523 68.646 70.358 

Saldo 2.208 2.931 8.508 7.870 5.078 2.974 6.641 12.375 20.488 18.837 


Demanda 134.808 139.787 144.228 145.840 153.352 159.721 168.325 177.342 186.793 196.579 

Saldo -23.205 -25.256 -23.540 -19.965 -6.488 -9.811 -4.421 8.499 18.967 9.012 

Escuros Produção 57.135 61.122 51.794 47.919 44.318 40.594 22.007 28.432 28.028 27.603 

Demanda 18.781 18.706 18.221 18.787 19.378 18.870 19.441 20.030 21.135 21.408 

Saldo 38.354 42.417 33.573 29.132 24.940 21.725 2.566 8.402 6.893 6.195 


Demanda 36.579 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 38.335 

Saldo -11.368 -12.642 -16.864 -17.029 -18.329 -18.451 -18.873 -19.935 -19.219 -18.633 


Demanda 272.359 280.432 285.060 289.377 305.162 316.066 329.465 342.920 356.793 369.774 

Saldo 1.128 806 -5.835 -6.548 -290 -10.176 -19.981 5.129 25.925 13.248 

Configuração: Parque Atualizado + Adaptações Adicionais Propostas pela EPE + COMPERJ + Refinaria de Suape + Módulo Mercado Interno (250.000 b/d) + Módulo 

de Produção Flexível (250.000 b/d) 


1. Os valores para escuros referem-se somente ao óleo combustível.


800 

Trajetória Superior - Balanço de Petróleo 

700 

600 

500 

1000 b/d 

400 

300 

200 

100 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Trajetória Superior - Balanço de Petróleo 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Produção (m3/d) 286.586 307.004 335.161 360.230 388.876 412.503 440.173 466.062 470.249 463.952 


Excedente de Petróleo 

(m3/d) 

Excedente de Petróleo 

(b/d) 

13.668 25.745 53.068 78.137 80.262 82.330 110.000 102.737 73.772 67.475 

85.975 161.939 333.800 491.484 504.847 517.853 691.898 646.214 464.026 424.418 

6. Indicadores Associados à Oferta de Gás Natural 

A partir das informações do Capítulo VI – Oferta de Gás Natural, são apresentados os seguintes indicadores: 

Projeção de Preços de Gás para Novos Contratos (premissa de 85% do ÓleoCombustível ATE) 

8,00 

7,50 

7,00 

US$/M Btu 

6,50 

6,00 

5,50 

5,00 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Novos_Contratos_GN GN=85%_OC GNL_NE GNL_S-SE-CO

794 


160.000 

140.000 

Brasil: Balanço de Gás Natural* (Trajetória Inferior) 

120.000 

mil m 3 /dia 

100.000 

80.000 

60.000 

40.000 

20.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Natural Térmicas Indicativas (Trajetória Inferior) 


Oferta do Brasil (Exclui a Região Norte) 

mil m 3 /dia 

160.000 

140.000 

120.000 

100.000 

80.000 

60.000 

40.000 

20.000 

0 

Brasil: Balanço de Gás Natural* (Trajetória Superior) 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Natural Térmicas Indicativas (Trajetória Superior) 

Térmicas Bi-Combustíveis Oferta do Brasil (Exclui a Região Norte) 

* Sem a região Norrte 

Região Norte: Balanço de Gás Natural 

12.000 

10.000 

mil m 3 /dia 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Térmicas Amazonas Térmicas Rondônia Oferta da Região Norte


35.000 

Movimentação de gás entre o Sudeste e Nordeste (Trajetória Inferior) 

30.000 

mil m 3 /dia 

25.000 

20.000 

15.000 


10.000 

5.000 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Déficit Térmicas a Gás Natural do NE Déficit Térmicas Indicativas do NE (Traj. Inf.) Déficit Térmicas Bi-Combustíveis do NE 

Excedente do SE após atendimento as Bi-Combustíveis do SE 


Movimentação de Gás entre o Sudeste e Nordeste (Trajetória Superior) 

mil m 3 /dia 

34.000 

29.000 

24.000 

19.000 

14.000 

9.000 

4.000 

-1.000 


-6.000 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Déficit Térmicas a Gás Natural do NE Défit Térmicas Indicativas do NE (Traj. Sup.) Déficit Térmicas Bi-Combustíveis do NE 

Excedente do SE após atendimento as Bi-Combustíveis do SE 

Excedente do SE sem atendimento as Bi-Combsutíveis do SE

796 


Estado 

Gasoduto 

Gasodutos Previstos para o Período 2007/2009 

Diâmetro Extensão Capacidade Data 

Polegadas km Mil m3/dia prevista 

AM 

Coarí - Manaus 20 383 10.200 2008 

Urucú - Porto Velho 14 520 2.320 2009 

Urucu - Coari (GLP) 10 280 - 2008 

Total - Norte 1.183 

CE Pecen - Lubnor 14 52 6.000 ND 

RN Serra do Mel - Açu 14 31,4 2.320 2008 

AL/PE Pilar - Ipojuca 24 187 5.000 a 15.000 2009 

BA/SE Catu - Itaporanga - Carmópolis 26 263,7 12.000 2007 

ES 

RJ/MG 

Total - Nordeste 534 

Cacimbas - Catu 26 980 20.000 2009 

Vitória - Cacimbas 16/26 130 20.000 2007 

Cabiunas - Vitória 28 300 20.000 2007 

Cabiunas - Reduc (Gasduc III) 30 183 30.000 2009 

Gasbel II 16/18 291,5 6.900 2008 

Japeri - Reduc 28 40 5.000 a 15.000 2009 

SP Caraguatatuba - Taubaté 26 101,5 15.000 2009 

SP/MG Paulínia - Jacutinga 14 80 5.000 2008 

SP/RJ Replan - Japerí (Campinas - Rio) 28 448 8.600 2007 

SP Gaspal II 22 100 8.500 2009 

Total Sudeste 2.654 

Total - Brasil 4.632 

ND – não definido 

A expansão do trecho sul do GASBOL será efetuada por meio da implantação de Estações de Compressão. 

UPGNs Previstas para o Período 2007/2009 

Estados 

UPGN 

Capacidade 

Mil m 3 /dia 

Total 

ES 

SP 

Cacimbas II 3.500 

Cacimbas III 3.500 

Cacimbas IV 3.500 

Cacimbas V 3.500 





14.000 

14.000 

Total 28.000 

Fonte: / Petrobrás


7. Indicadores Associados à Oferta de Biocombustíveis Líquidos 

A partir das informações do Capítulo VII – Oferta de Combustíveis Líquidos, que contemplou a análise da oferta 

de etanol e biodiesel, são apresentados os seguintes indicadores: 

7.1. Etanol 

0,7000 

Cenário Para a Evolução do Preço do Etanol nos EUA 

0,6500 

0,6000 

US$2004 / litros 

0,5500 

0,5000 

0,4500 

0,4000 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Cenários da Evolução de Preços de Álcool Hidratado e Gasolina C 

3,00 

2,50 

2,00 

R$ dez 2005 / litro 

1,50 

1,00 

0,50 

0,00 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Gasolina 

Álcool hidratado

798 


35.000 

Projeção de Consumo de Álcool Carburante no Brasil 

30.000 

29.251 

Álcool (mil m³) 

25.000 

20.000 

28.068 

15.000 

10.000 

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Superior 

Inferior 

Evolução das Exportações de Etanol - Brasil (2000/2006) 

4,0 

3,5 

3,0 

2,5 


2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

0,0 

2001 2002 2003 2004 2005 2006


Previsão de Consumo de Etanol no Mercado Americano (EPAct 2005 e Previsão da EIA) 

40 

37,9 

39,8 

40,5 

41,2 

41,9 

31,0 

34,5 

bilhõesdelitros 

30 

20 

20,4 

17,8 

23,7 

20,4 

27,1 

23,1 

25,7 

28,0 28,4 

10 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Produção Americana Importação Produção Americana + Importação EPAct 2005 

Previsão de Consumo de Etanol no Mercado Europeu 

10.000 

Demanda de Etanol por País - EU25 

Diretriz para Combustíveis Renováveis de 2003 


9.000 

8.000 

7.000 

6.000 

5.000 

4.000 

3.588 

4.476 

5.325 

6.136 

6.909 

7.292 

7.651 

7.987 

8.300 

8.590 

3.000 

2.000 

2.640 

1.000 

0 

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 

Outros Espanha França Itália Reino Unido Alemanha Total EU25

800 


Projeção de Exportações Brasileiras de Etanol 

10.000 

9.000 

8.000 

7.711 

8.196 

8.591 

8.981 

9.399 


7.000 

6.000 

5.000 

4.000 

3.429 

3.638 

3.918 

4.199 

4.435 

6.242 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

EUA+CBI EU JAPÃO OUTROS TOTAL 

Projeção de Produção Nacional de Álcool e Oferta para o Mercado Carburante Doméstico 

40 

39,6 

35 

30 

35,6 

32,9 

28,9 

milhões de m 3 /ano 

25 

20 

15 

10 

2005 2007 2009 2011 2013 2015 

Produção - Trajetória Superior 

Of. doméstica - Trajetória Superior 

Produção - Trajetória Inferior 

Of .doméstica - Trajetória Inferior


Infra-estrutura Logística de Exportação da região Centro-Sul 

Programa Corredor de Exportação de Etanol

802 


7.2. Biodiesel 

220,00 

Projeção de Custos Internacionais de Biodiesel e Preços Internacionais 

de Óleo Diesel (Óleos Vegetais = 85% do custo) 

200,00 

180,00 

160,00 

US$/barril 

140,00 

120,00 

100,00 

80,00 

60,00 

40,00 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Soja Colza Girassol Dendê Amendoim Diesel Internacional Arquipélago 

Projeção de Preços de Diesel e Preços Mínimos de Biodiesel 

Amendoim 

3,20 

2,70 

Mamona Preços 

Internacionais 

Colza 

Girassol 

R$/litros 

2,20 

Mamona Preços Conab 

1,70 

Soja 

Diesel 

1,20 

Dendê 

Fritura 

Borra 

Sebo 

Esgoto 

0,70 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Projeção do Potencial de Insumos da Produção de Biodiesel 

16 


14 


SEBO BOVINO 

12 

10 

Graxa suína 

Óleo usado 

OUTROS ÓLEOS 


8 

6 

Mamona 

Esgoto 

ÓLEO DE SOJA EXPORTADO 

EM GRÃOS 

4 

Dendê 

2 

ÓLEO DE SOJA EXPORTADO 

0 

2007 2008 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Dendê 

Mamona 

Esgoto 

Óleo usado 

Graxa suína 



Potencialidade de Produção de Biodiesel a partir dos Diversos 

insumos vis-a- vis Expectativas de Consumo Obrigatório 

14 

12 

10 



Esgoto 

Óleo usado 

Graxa suína 

Sebo Bovino 

Outros Óleos 


8 



Grãos 

6 

4 


2 




- 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Dendê Mamona Esgoto 

Óleo usado 

Graxa suína 

Borra de ácidos graxos 

Gordura de frango

804 


6,00 

Disponibilidade de Biodiesel de Soja, Gorduras Animais e 

Borras, e Estimativa de Consumo Máximo de Biodiesel na Região Centro-Oeste 

5,00 



4,00 


3,00 

2,00 

1,00 









- 



Bovino 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 




Disponibilidade de Biodiesel de Soja, Gorduras Animais e Borras, e Estimativa de Consumo Máximo 

de Biodiesel na Região Sul 

6,00 

5,00 


4,00 

3,00 

2,00 

1,00 











- 



Bovino 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 




Disponibilidade de Óleo Exportado em Grãos


1,7 

Autoprodução: Projeção de Preços de Diesel e Custos de Biodiesel na Região Centro-Oeste* 

1,6 

1,5 

1,4 

Preço (R$/L) 

1,3 

1,2 

1,1 

1 

0,9 

0,8 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


1,7 

Autoprodução: Projeção de Preços de Diesel e Custos de Biodiesel na Região Sul* 

1,6 

1,5 

1,4 

Preço (R$/L) 

1,3 

1,2 

1,1 

1,0 

0,9 

0,8 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Diesel Consórcio Soja Sebo

806 


Projeção do Consumo Esperado de Biodiesel – 2007/2016 

14,00 

12,00 

10,00 


Grãos 

bilhões de Litros 

8,00 

6,00 






Outros Óleos 


4,00 

TS Esperado 

PAC 

TI Esperado 


GorduradeFrango 

2,00 

Óleo Usado 

TS Obrigatoriedade 

Graxa Suína 

Sebo Bovino 


TI Obrigatoriedade 

- 

Esgoto 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 


Graxa Suína 

Óleo Usado 



8. Indicadores Associados à Oferta de Carvão Mineral 

A partir das informações do Capítulo VIII – Oferta de Carvão Mineral, são apresentados os seguintes indicadores: 

80,00 

Projeção de Preços de Carvão na Europa 

70,00 

60,00 

50,00 

US$/t 

40,00 

30,00 

20,00 

10,00 

0,00 

1990 

Histórico 

1991 

1992 

1993 

1994 

1995 

1996 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

2003 

Projeção 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

Fontes: International Energy Agency (IEA). “Coal information”. IEA/OECD. 2005; “BP Statistical Review of World Energy”. 

British Petroleum, 2006


45,00 

Projeção de Preços de Carvão nos EUA 

40,00 

35,00 

30,00 

25,00 

US$/t 

20,00 

15,00 

10,00 

5,00 

- 

Histórico 

1990 

1991 

1992 

1993 

1994 

1995 

1996 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

Projeção 

2003 

2004 

2005 

2006 

Appalachia West Interior Média 

Fonte: Energy Information Administration – Department of Energy - EIA/DOE 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

Projeções de Preços para o Carvão Energético Nacional (para 3 Combinações/Cenários dasVariáveis 

Capacidade Produtiva da Mina e Produtividade da Mão-de-obra) 

45 

40 

35 

30 

25 

US$/t 

20 

15 

10 

5 

0 

2000 

2001 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Série Histórica

808 


Recursos e Reservas de Carvão Mineral a (t) 

Estado 

Reservas provadas 

e prováveis 

Recursos viáveis 

e pré-viáveis 

Recursos 

outros 

Paraná 12.112.000 - 83.319.573 

Rio Grande do Sul 716.370.000 3.742.614.940 17.950.489.105 

Santa Catarina 201.921.000 502.771.000 1.919.314.910 

Potencial de Geração Termelétrica a Carvão 

Conceito Reservas/Recursos a (t) Potencial b (MW) 

Recursos 23.946.280.366 80.286 

Reservas medidas 6.710.239.785 22.007 

Reservas lavráveis 6.613.789.762 21.813 

Recursos viáveis e pré-viáveis 4.245.385.940 14.167 

Reservas provadas e prováveis 930.393.000 2.746 

Notas: 

a) A partir de BORBA, R. F. “Balanço Mineral Brasileiro”. Departamento Nacional de Produção Mineral – DNPM: Brasília, 

2001; b) Valores estimados considerando-se os dados de recursos ou de reservas de carvão de cada conceito, um fator 

de recuperação das minas de 60%, um percentual aproveitável de 50%, um fator de capacidade médio de 55%, uma 

eficiência de 35% e uma vida útil das usinas de 25 anos. Além disso, foi levado em consideração também o poder calorífico 

do carvão cada jazida. 

25.000.000 

Projeção da Geração – Termelétrica a Carvão 

20.000.000 

15.000.000 

MWh 

10.000.000 

5.000.000 

0 

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Carvão Indicativo (NE) 

Carvão Indicativo (Sul) Candiota III(RS) Charqueadas (RS) São Jerônimo (RS) 

Presidente Médici (RS) Jorge Lacerda Ie II(SC) Jorge Lacerda III(SC) Jorge Lacerda IV (SC) Figueiras (PR)


Estimativa da Evolução do Consumo de Carvão no Setor ELÉTRICO 

16.000 

14.000 

12.000 

10.000 

mil t 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

- 

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Importação Expansão Existentes 

Estimativa da Demanda Total de Carvão Mineral 

Carvão 2010 2016 

Limite inferior 15.649 24.731 




Limite superior 15.702 28.690 




Notas: 1) Considerando um poder calorífico médio de 3.300 kcal/kg; 2) Considerando o carvão metalúrgico importado 

como referência.

810 


Evolução da Demanda Total de Carvão Mineral até 2016 

30.000 

25.000 

20.000 

mil t 

15.000 

10.000 

5.000 

- 

2004 

2010 

Limite inferior 

2015 

Limite superior 

2016 

9. Indicadores Socioambientais 

A partir das informações do Capítulos III – Parte 3 – Análise Socioambiental do Sistema Elétrico e do Capítulo 

VI – Oferta de Gás Natural, são apresentados os seguintes indicadores socioambienais: 

Situação Atual – Distribuição dos Biomas no Território Nacional 

Ecótonos 

Caatinga-amazônia 

1,6942 

Ecótonos 

Cerrado-caatinga 

1,3488 

Ecótonos 

Cerrado-amazônia 

4,8512 


12,9739 

Pantanal 

1,6035 

Costeiro 

0,602 

Amazônia 

43,2264 

Cerrado 

23,0577 


2,0082 

Caatinga 

8,634


Situação atual – Ocupação dos Biomas por Unidades de Conservação Federais 

18 

16 

14 

12 

% 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

Amazônia Caatinga Campos 

Sulinos 

Cerrado Costeiro Ecótonos 

Caatinga- 

Amazônia 

Ecótonos 

Cerrado- 

Amazônia 

Ecótonos 

Cerrado- 

Caatinga 

Mata 

Atlântica 

Pantanal 

Situação atual – Ocupação dos Biomas por Terras Indígenas 

30 

25 

20 

% 

15 

10 

5 

0 


Sulinos 


Caatinga- 

Amazônia 

Ecótonos 

Cerrado- 

Amazônia 

Ecótonos 

Cerrado- 

Caatinga 

Mata 

Atlântica 

Pantanal

812 


9.1. Sistema Elétrico 

Sistema Existente e Planejado – Distribuição das UHEs nas Regiões Hidrográficas 

Região Hidrográfica 

(CNRH 32) 

UHE 

Operação 

Existente Planejado TOTAL 

Potência instalada 

(MW) 

UHE 

planejada 

Potência 

instalada 

(MW) 

UHEs 

Potência Instalada 

(MW) 

Amazônica 6 723 12 16200 18 16.932 

Atlântico Norte 0 0 0 0 0 0 

Tocantins-Araguaia 7 10.415 15 8806 22 19.221 

Parnaíba 1 237 5 617 6 854 

São Francisco 11 10.486 3 852 14 11.338 

Atlântico Leste 6 1.148 3 530 9 1.678 

Atlântico Sudeste 39 3.970 9 963 48 4.933 

Paraná 63 39.257 29 4613 92 43.870 

Paraguai 7 760 0 0 7 760 

Atlântico Sul 11 1.188 4 477 15 1.665 

Uruguai 5 3.636 10 3.776 15 7.412 

Total 156 71.820 90 36.834 246 108.663 

Sistema Existente e Planejado – Relação Média de Área Alagada por Potência Instalada 

UHES 

km 2 /MW 

Existentes 0,51 

Planejadas (média das que foram analisadas – ciclo 2007/2016) 0,29 

Aproveitamentos individuais 

Belo Monte 0,04 

Jirau 0,08 

Santo Antônio 0,09


Sistema Existente e Planejado – Relação Média de Área Alagada por Potência Instalada 

45 

40 

35 

30 

km 2 /MW 

25 

20 

15 

10 

5 

0 


Sulinos 


Caatinga- 

Amazônia 

Ecótonos 

Cerrado- 

Amazônia 

Ecótonos 

Cerrado- 

Caatinga 

Mata 

Atlântica 

Pantanal 

Sistema Existente e Planejado 

Ocupação do Bioma Amazônico pelas Hidrelétricas, Unidades de Conservação e Terras Indígenas 

16,00% 

UC 

0,25% 

Usinas existentes (0,22%) e 

planejadas (0,03%) 

59,00% 

Outros 

25,00% 

Terras Indígenas

814 


Sistema Existente e Planejado – Área Ocupada por Linhas de Transmissão 

Tensões 

(kV) 

Extensão 

total 

(km) 

Existente Planejado Total 

Área ocupada 

total 

(km 2 )* 

Extensão 

total 

(km) 

Área ocupada 

total 

(km 2 )* 

Extensão 

total 

(km) 

Área ocupada 

total 

(km 2 )* 

230 36.103 1454 9.932 397 46.035 1,851 

345 8.973 472 549 28 9.522 500 

440 6.791 404 8 0,4 6.799 404,4 

500 

1524 13.482 809 

2.333 

29.222 

42.742 

525 18 38 2,3 20,3 

± 600 CC 1.612 161 9.500 950 11.112 1111 

750 2.698 268 0 0 2.698 268 

Total/ano 85.399 4.301 33.509 2.187 118.908 6.488 

(*) Área referente à restrição de uso pelas faixas de passagem. 

Sistema planejado – Ocupação dos Biomas Pelas novas Linhas de Transmissão 

11,16 

Caatinga 

2,02 


37,58 

Cerrado 

17,06 

Amazônia 

25,50 


0,91 

Costeiro 

2,36 

Ecótonos Caatinga-amazônia 

3,03 

Ecótonos Cerrado-amazônia 

0,38 

Ecótonos Cerrado-caatinga


50 

Sistema Existente e Planejado – Emissões de CO 2 

por Termelétricas 

45 

40 

35 

30 

MtCO 2 

equiv. 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

AC-RO N NE S SE 

Sistema planejado – Contribuição das Diversas Fontes Termelétricas para as Emissões de CO 2 

50 

45 

40 

35 

MtCO 2 

equiv. 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Carvão Óleo Gás Diesel Total

816 


Sistema planejado – Contribuição das Hidrelétricas para as Emissões de CO 2 

16 

14 

12 

Gkg CO 2 

equiv./ano 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

CO 2 

CH4 (CO2 equiv.) Total 

Sistema planejado – Comparação das fontes Termelétrica e Hidrelétrica 

para as Emissões de CO 2 

Equivalente Total 

50 

45 

40 

35 

30 

Mt CO 2 

equiv. 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Hidrelétricas 

Termelétricas


Sistema planejado – Emissões Líquidas 

(Efeito de Redução Propiciado pela Integração dos Sistemas Isolados de Manaus, Macapá e Acre-Rondônia) 

MtCO 2 

50 

45 

40 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Emissões líquidas 

Emissões evitadas pelas interligações 

Relação entre Fontes Renováveis e Não Renováveis 

Período 2007-2016 

23% 

Não renováveis 

77% 

Renováveis

818 


Indicadores Sociais 

Nº de postos de trabalho criados por MW 

Relação Postos de Trabalho por MW 6,81 

Total de empregos gerados no período 50.784 

População afetada por MW (hab/MW) 

Urbana 

Rural 

Total 

0,76 hab/MW 

1,61 hab/MW 

2,64 hab/MW 

97.304 habitantes 

Recursos totais da compensação financeira no período 2007-2016 

Estados (total até 2016) 

Municípios (total até 2016) 

Média por município 

Média por município por mês 

R$ 6 bilhões 

R$ 6 bilhões 

R$ 28 milhões 

R$ 240 mil 

Recursos da geração de impostos durante a construção de usinas hidrelétricas 

ISS (total) 

ISS (por município) 

R$1,3 bilhões 

R$ 9,7 milhões 

9.2. Malha de Gasodutos 

Percentual da malha de gasodutos existente por biomas brasileiros 

Bioma (1) 

Percentual de Faixas de Gasodutos 


Caatinga 12,08 


Cerrado 16,78 

Costeiro 4,89 


Pantanal 2,77 

Total Brasil (6.159 km) 100 % 



(1) 

Classificação segundo IBGE


Percentual da Extensão da Malha de Gasodutos por Bioma 

4,89% 

Costeiro 

16,78% 

Cerrado 

58,51% 


0,42% 


12,08% 

Caatinga 

4,55% 

Amazônia 

2,77% 

Pantanal 

Percentual da Malha de Gasodutos Planejados por Biomas Brasileiros 

Bioma (1) 

Percentual de Gasodutos 


Caatinga 3,25 


Cerrado 0,69 

Costeiro 0,38 


Pantanal 0,00 

Total Brasil (4.632 km) 100 % 



(1) Classificação segundo IBGE

820 


Percentual de Extensão da Malha de Gasodutos Planejada por Bioma 

0,69% 

Cerrado 

0,38% 

Costeiro 

0,65% 


3,25% 

Caatinga 

25,90% 

Amazônia 

69,13% 


Percentual da Malha de Gasodutos por Biomas Brasileiros 

Bioma (1) 

Percentual de Faixas 

Gasodutos Existentes Gasodutos Planejados Gasodutos Existentes + planejados 

Amazônia 4,45 25,90 15,18 

Caatinga 12,08 3,25 7,67 

Campos Sulinos 0,42 0,65 0,54 

Cerrado 16,78 0,69 8,74 

Costeiro 4,89 0,38 2,64 

Mata Atlântica 58,51 69,13 63,82 

Pantanal 2,77 0,00 1,39 

Total Brasil 100 % 100 % 100 % 



(1) Classificação segundo IBGE


10. Síntese das Estimativas de Investimentos 

R$ bilhões 

Período 2007/2016 

% 

Oferta de Energia Elétrica 148,9 26,8 

Geração 115,0 20,7 

Transmissão 33,9 6,1 

Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural 291,5 52,6 

Oferta de Derivados de Petróleo 80,6 14,5 

Expansão do parque de refino 52,3 9,4 

Centrais petroquímicas 15,3 2,8 

Infra-estrutura de transporte 13,0 2,3 

Oferta de Gás Natural 16,2 2,9 

Transporte e processamento 13,3 2,4 

Regaseificação de GNL (2 Terminais até 2010, PAC) 2,9 0,5 

Oferta de Biocombustíveis Líquidos 17,4 3,1 

Etanol - Usinas de produção (até 2010 - PAC) 12,1 2,2 

Etanol - Infra-estrutura dutoviária (até 2010 - PAC) 4,1 0,7 

Biodiesel – Usinas de produção (até 2010 - PAC) 1,2 0,2 

Total 554,6 100,0

Agradecimentos 

A elaboração deste Plano Decenal de Energia e dos estudos que o subsidiaram não teria sido possível sem a colaboração das empresas e agentes do 

setor energético, bem como de outros órgãos e entidades, a seguir listados. Tal colaboração se deu principalmente por meio de participação em grupos de 

trabalho, reuniões e seminários técnicos coordenados pela EPE, além do provimento de dados para os estudos, o que permitiu conferir a eficácia, eficiência e 

qualidade necessárias a este importante instrumento para o planejamento energético do país. Além das entidades listadas, deve-se também destacar a colaboração 

recebida dos Consumidores Livres. A todas estas instituições os agradecimentos do MME e da EPE. 

AES Eletropaulo S.A. - ELETROPAULO 

AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. - AES SUL 

AES Tietê S.A. - AES TIETÊ 

Agência Goiana de Gás Canalizado S.A. - GOIASGÁS 

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP 

Ampla Energia e Serviços S.A. - AMPLA 

Associação Brasileira da Indústria de Álcalis e Cloro Derivados -ABICLOR 

Associação Brasileira da Indústria Química - ABIQUIM 

Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado - ABEGAS 

Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE 

Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas - ABRAGET 

Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores 

Livres - ABRACE 

Associação Brasileira do Alumínio - ABAL 

Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia - APINE 

Associação Nacional dos Fabricantes de Celulose e Papel - BRACELPA 

Associação Paulista de Cogeração de Energia – COGEN-SP 

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES 

Bandeirante Energia S.A. - BANDEIRANTE 

Boa Vista Energia S.A. - BOA VISTA 

Cachoeira Dourada S.A. - CDSA 

Caiuá Serviços de Eletricidade S.A. - CAIUÁ 

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 

CEG Rio S.A. - CEG RIO 

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS 

Centrais Elétricas de Carazinho S.A. - ELETROCAR 

Centrais Elétricas de Rondônia S.A. - CERON 

Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - ELETRONORTE 

Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA 

Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT 

Centrais Elétricas Santa Catarina S.A. - CELESC 

Centro de Pesquisas de Energia Elétrica - CEPEL 

Companhia Brasiliense de Gás - CEBGÁS 

Companhia Campolarguense de Energia - COCEL 

Companhia de Eletricidade do Acre - ELETROACRE 

Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA 

Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA 

Companhia de Eletricidade Nova Friburgo - CENF 

Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS 

Companhia de Gás da Bahia - BAHIAGÁS 

Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG 

Companhia de Gás de Santa Catarina - SCGÁS 

Companhia de Gás de São Paulo - COMGÁS 

Companhia de Gás do Ceará - CEGAS 

Companhia de Gás do Estado do Mato Grosso do Sul - MSGÁS 

Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul - SULGÁS 

Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP 

Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro - CEG 

Companhia Energética da Borborema - CELB 

Companhia Energética de Alagoas - CEAL 

Companhia Energética de Brasília - CEB 

Companhia Energética de Goiás - CELG 

Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG 

Companhia Energética de Pernambuco - CELPE 

Companhia Energética de Roraima - CER 

Companhia Energética de São Paulo - CESP 

Companhia Energética do Amazonas - CEAM 

Companhia Energética do Ceará - COELCE 

Companhia Energética do Maranhão - CEMAR 

Companhia Energética do Piauí – CEPISA 

Companhia Energética do Rio Grande do Norte - COSERN 

Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE 

Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina - CFLCL 

Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO 

Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF 

Companhia Hidroelétrica São Patrício - CHESP 

Companhia Jaguari de Energia - CJE 

Companhia Luz e Força de Mococa – CLFM 

Companhia Luz e Força Santa Cruz - CLFSC 

Companhia Nacional de Energia Elétrica - CNEE 

Companhia Paraibana de Gás - PBGÁS 

Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL 

Companhia Paranaense de Gás - COMPAGÁS 

Companhia Paulista de Energia Elétrica - CPEE 

Companhia Paulista de Força e Luz S.A. – CPFL PAULISTA 

Companhia Pernambucana de Gás - COPERGÁS 

Companhia Petroquímica do Sul – COPESUL 

Companhia Piratininga de Força e Luz S.A. – CPFL PIRATININGA 

Companhia Potiguar de Gás - POTIGÁS 

Companhia Sul Paulista de Energia - CSPE 

Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE 

Cooperativa Aliança – COOPERALIANÇA 

Coordenação dos Programas de Pós-Graduação em Engenharia da 

Universidade Federal do Rio de Janeiro – COPPE/UFRJ 

CPFL Geração de Energia S.A. - CPFL-G 

Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas - DMEPC 

Departamento Municipal de Energia de Ijuí - DEMEI 

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. - DUKE-GP 

Elektro Eletricidade e Serviços S.A - ELEKTRO 

Eletrobrás Termonuclear S.A. - ELETRONUCLEAR 

Eletrosul Centrais Elétricas S.A. - ELETROSUL 

Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. - EEVP 

Empresa Elétrica Bragantina S.A. - EEB 

Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL 

Empresa Energética de Sergipe S.A. - ENERGIPE 

Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. – JOÃO CESA 

Empresa Força e Luz Urussanga Ltda. - EFLUL 

Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. - ELFSM 

Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - EMAE 

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA 

Força e Luz Coronel Vivida Ltda - FORCEL 

Furnas Centrais Elétricas S.A. - FURNAS 

Gás Brasiliano Distribuidora S.A. - GAS BRASILIANO GBD 

Gás de Alagoas S/A - ALGÁS 

Gás Natural São Paulo Sul S.A. - GAS NATURAL SPS 

Hidroelétrica Panambi S.A. - HIDROPLAN 

Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda. - IENERGIA 

Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – IBP 

Instituto Brasileiro de Siderurgia - IBS 

Light Serviços de Eletricidade S.A. - LIGHT 

Manaus Energia S.A. - MANAUS 

Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento - MAPA 

Muxfeldt, Marin & Cia. Ltda. - MUXFELDT 

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS 

PETROBRAS Distribuidora S.A. - Gerência de Comercialização de Gás Canalizado 

no Espírito Santo - BR ES 

Petrobras Transporte SA - TRANSPETRO 

Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS 

Petroquímica União – PQU 

Rio Grande de Energia S.A. - RGE 

Sergipe Gás S.A. - SERGAS 

Sindicato Nacional da Indústria do Cimento - SNIC 

Sociedade Anônima de Eletricidade da Paraíba – SAELPA 

Tractebel Energia S.A. – TRACTEBEL 

União da Agroindústria Canavieria de São Paulo - UNICA 

Usina Hidro Elétrica Nova Palma Ltda. – UHENPAL

20080111_3 - EPE

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