592 PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA – PDE 2007 / 2016 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 Tabela 8 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) 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
OFERTA DE GÁS NATURAL 593 Tabela 9 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) 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. Tabela 10 – Índices Médios de Disponibilidade de Gás Natural (%) 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.
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