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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
O PAPEL DO GÁS NATURAL NA
INDÚSTRIA BRASILEIRA:
NECESSIDADES E POSSIBILIDADES
PARA O PERÍODO 2007-2015
Adilson Correa Alves (PETROBRAS)
[email protected]
Mirian Serrão Vital (UEA)
[email protected]
Regis da Rocha Motta (UFRJ)
[email protected]
O presente artigo contém previsões e cenários sujeitos à influência de
fatores de risco associados às atividades da indústria de petróleo, gás
natural, geração de energia, e energia renovável. Objetiva apresentar
um panorama do setor do gáss natural brasileiro, a partir do debate
nacional, neste caso no período de 2007-2015, analisando sua situação
atual e as perspectivas para o futuro. Trata-se de pesquisa
bibliográfica, descritiva e de abordagem quantitativa. Por se tratar de
cenários, os mesmos são suscetíveis à influência de diversos fatores, os
quais podem ensejar a materialização de cenários diversos dos
previstos, incluindo, mas não se limitando aos seguintes casos:
flutuação de preços, demanda mundial, flutuações no valor de moedas
estrangeiras, resultados das atividades de perfuração e produção,
estimativas de reservas, competição entre os “players” do setor, riscos
geológicos e ambientais, etc. Conclui-se que o planejamento feito pelo
governo e seus agentes mostra um delicado equilíbrio para os
próximos anos; um regime hidrológico favorável e o cumprimento do
plano de produção doméstica de gás natural serão os dois fatores
chaves; há custos significativos em repassar a flexibilidade de
despacho das térmicas para um contrato de fornecimento de Gás
Natural Liquefeito (GNL). A opção por contratos de longos prazo e
com flexibilidade compatível com a realidade do mercado podem
reduzir o custo e as incertezas quanto à disponibilidade de GNL.
Palavras-chaves: Energia Limpa, GNL, Gás Natural, Fatores de Risco,
Custos.
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
1. Introdução
Mundialmente, o consumo de gás natural vem apresentando altas taxas de crescimento
associadas à disponibilidade de reservas do gás, à diminuição de outros energéticos e à
necessária responsabilidade social frente à preservação ambiental. Este crescimento de
consumo concentra-se nos setores de geração de energia elétrica, industrial, veicular,
residencial e comercial (ALMEIDA,2005).
No Brasil, projeta-se a expansão da oferta do gás natural a partir das recentes reservas
brasileiras descobertas, das já existentes e ainda da manutenção do vínculo Brasil-Bolívia.
Interfaceando a oferta do gás natural, justapõe-se o consumo do gás natural e a otimização de
suas condições, ou seja, o transporte, a distribuição, os investimentos científicos e os produtos
tecnológicos (ex: Gás Natural Comprimido-GNC, Gás Natural Liquefeito-GNL). Os
benefícios, no âmbito brasileiro, abrangem desdobramentos econômicos (aumento do PIB),
sociais (maior oferta de empregos) e ambientais (redução da emissão de poluentes)
(ALMEIDA, 2005).Neste desenho, o presente estudo propõe-se a mapear os desafios
necessários ao desenvolvimento sustentável de tecnologias no contexto necessidadespossibilidades do mercado de gás natural.
Neste cenário, os objetivos estratégicos do desenvolvimento do mercado de gás natural, no
bojo de políticas públicas, delineia o recorte deste artigo, que se propõe a pesquisar a
expansão do uso do gás natural no Brasil.Assim sendo, apresenta-se um breve panorama do
gás natural no Brasil e no mundo, projetando-se a potencialização da demanda pelo produto.
Como desafios a esta inserção tem-se a disponibilização da oferta, as condições comerciais,
entre outros. Reporta-se as perspectivas sobre a indústria do gás natural, em particular a sua
crescente inserção como fonte energética mais sustentável em diversos mercados do mundo.
Inserção que deve estar acompanhada de aumento da oferta, implantação de uma logística de
transporte através de uma malha de gasodutos e de tecnologia.
2. Impactos ambientais decorrentes do uso do gás natural: características ambientais do
gás natural
O gás natural é um combustível considerado limpo no mundo todo, por apresentar baixos
índices de emissão de poluentes na atmosfera, dentre os combustíveis fósseis. O gás metano,
por conter 75% de carbono em sua composição em massa, produz 2,77kg de gás carbônico e
gera 56MJ para cada quilograma queimado. Um quilograma de um hidrocarboneto líquido
com 10 átomos de carbono produz 3,164kg de gás carbônico e gera 45,8MJ. Para cada
4,186MJ geradas na combustão, o metano produz 0,2057kg de gás carbônico e o outro produz
0,2896kg, isto é, 17 41% a mais. O gás natural sendo constituído por elevados índices de
metano, passa a ser o mais limpo combustível em termos de emissão de monóxido de carbono
(HUBBARD,2000).
A densidade do gás natural é menor que a do ar atmosférico e por isso ele se dispersa
rapidamente por ocasião de vazamento, eliminando o risco de incêndio. Tem elevado índice
de inflamabilidade, dificultando a sua ignição espontânea e necessitando de maior relação
combustível/ar, o que o faz ainda mais seguro(FAN, 2002).Quando liqüefeito, em baixa
temperatura, o gás natural também não é tóxico e quando queimado libera somente o gás
carbônico e a água. Sua combustão é completa e, portanto, não dá oportunidade para a
formação de monóxido de carbono, que é altamente tóxico, podendo até ser fatal quando
respirado em grandes quantidades (ALMEIDA, 2005).
2
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
3. Gás natural e GNL: suprimento versus demanda interna
A Figura 1 mostra, a partir de uma visão otimista, a evolução da oferta interna bruta total e
por fonte de energia no período 2005-2015. Igualmente, projeta-se outro cenário a partir de
um enfoque pessimista, como se observa na Figura 2. Como se utiliza uma estrutura de
balanço contábil, oferta e demandas são por definição iguais e, portanto a oferta interna bruta
pode ser entendida também como demanda interna bruta de energia. Observe-se ainda que,
com o intuito de compatibilizar com os dados do balanço energético nacional, adotou-se o
equivalente térmico (1 MWh = 0,29 tEP), fazendo com que a participação do gás natural na
matriz energética não atinja os 12% esperados em 2010, pois esta metodologia superestima a
participação de energia hidráulica (HORTA NOGUEIRA,2003).
Pode-se constatar que a taxa média de crescimento da demanda total prevista é de 4,4% ao
ano no período 2007-2015. Esta taxa é compatível com o Plano de Aceleração do
Crescimento (PAC), com a taxa média de crescimento do PIB fornecida ao comitê pelo
ministério de planejamento, orçamento e gestão, de 4,9% ao ano no mesmo período, a qual,
em boa medida, determina a grandeza da demanda (“efeito-atividade”). No período
considerado observa-se uma redução da participação do uso da lenha e carvão vegetal e um
aumento expressivo da utilização do gás natural, que no final do período passa a ser o terceiro
energético em importância. Em 2015, embora permanecendo como a segunda principal fonte
de energia, depois da eletricidade, o petróleo e seus derivados apresentam uma redução da
participação na matriz energética. Para a geração termelétrica nos próximos anos é esperado
um importante incremento no uso da termeletricidade, com diretos efeitos na demanda de
combustíveis (IBIDEM,p.7).
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Figura 1- Suprimento versus demanda de gás natural, visão otimista
Fonte: Centro Brasileiro de Infra-estrutura (2007)
A oferta cresce conforme prevista com previsão de restrição de oferta passageira em 2008 e
2009. Cobertura bastante razoável (perto de 90%), para demanda térmica após a entrada do
GNL como planeja Petrobras. A oferta chega a 132 milhões m3/d em 2015. As necessidades
de geração térmica durante a estação seca em 2007 e 2008 causarão picos de consumo que
podem afetar o consumo industrial e existe pouco espaço para acomodar regimes hidrológicos
desfavoráveis nesses mesmos anos (CBIE, 2007).
3
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
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Figura 2 – Suprimento versus demanda de gás natural, visão pessimista.
Fonte: Centro Brasileiro de Infra-estrutura (2007)
A restrição da oferta estende-se além de 2008-2009. Em 2010, com o GNL, 52% da demanda
térmica é coberta. A oferta chega a 110 milhões m3/d em 2015. Recorrente disputa de
suprimento entre demanda térmica e não térmica, resulta numa forte queda do potencial de
crescimento (não realizável) da última. O baixo crescimento da oferta não assegura expansão
da demanda firme e espalha o medo do desabastecimento (IBIDEM, p.3).
As reservas mundiais provadas de gás natural são imensas. Em termos de conteúdo energético
são até mesmo superiores às de petróleo. As mais expressivas estão situadas na Sibéria
Ocidental - que correspondem a 25% das reservas mundiais provadas. Boa parte desse gás é
transferida por extensos gasodutos para a Europa e, em breve, o será também para a China e a
Índia. Atualmente, a Alemanha depende de 42% de gás natural importado da Rússia, a Itália
depende de 29% e a França de 21% (MULHERIN, 2004).
Diversamente do petróleo, as áreas produtoras de gás natural ao redor do globo estão mais
concentradas, sendo as mais importantes a já citada Sibéria Ocidental, a foz do Rio
Mackenzie (Canadá), o Golfo do México (EUA e México), a foz do Rio Orinoco (Venezuela),
parte do Golfo Pérsico (Irã e Qatar), o delta do Rio Níger (Nigéria) e o litoral da Argélia. Na
verdade, 60% das reservas mundiais de gás natural se encontram em apenas três países:
Rússia, Qatar e Irã (PETROBRAS, 2007).
Na América Latina, os principais países produtores de gás natural são, pela ordem, a
Venezuela, Bolívia, Brasil, Argentina e Peru que se prepara para, em breve, ser um razoável
produtor e exportador regional. O principal consumidor regional é o Brasil, cuja demanda
hoje alcança o volume de 51 milhões de m3/ dia, dos quais, cerca de 26 milhões de m3/dia,
são de produção doméstica, complementada pela importação de 25 milhões de m3 da Bolívia.
A similaridade com a situação européia, no caso do Brasil, é total. Os europeus não confiam
nos russos por fatores históricos, culturais e, sobretudo, políticos. A dependência brasileira do
4
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
gás boliviano também deve considerar os graus de instabilidade social e política crônica no
país vizinho, haja vista a recente expropriação de ativos petrolíferos estrangeiros - inclusive
da Petrobrás - levada a efeito naquele país.
Para agravar o quadro brasileiro, o atual contrato de fornecimento de gás boliviano ao Brasil
estabelece um preço draconiano para com o fornecedor, equivalente a cerca de 55% do preço
pago pelo mesmo gás em outras áreas do mundo. A cotação média do gás natural no mercado
mundial é de cerca de US$ 9 por milhão de BTU (unidade térmica inglesa equivalente a 252
calorias), enquanto o Brasil paga aos bolivianos apenas US$ 5 por milhão de BTU. O clima
de tensão gerado pode resultar até mesmo em interrupção do fornecimento. Por outro lado,
aceitar um realinhamento puro e simples do preço do gás boliviano resultará num repasse do
novo preço para o mercado interno brasileiro, já que boa parte do parque industrial das
regiões sudeste e sul de nosso país foi incentivado a migrar do óleo combustível para o gás
natural, como fonte de energia primária.
As Figuras 03 e 04 apontam alternativas em relação ao aumento da produção nacional, porém
até aqui as novas descobertas não se têm concretizado na mesma medida dos elevados
investimentos havidos em prospecção. Há grandes esperanças de novas descobertas nas
Bacias de Santos, do Espírito Santo e da Amazônia Ocidental. Entretanto, qualquer
prognóstico mais seguro no momento é incerto e desaconselhável. Outra opção em estudos
pela Petrobrás é a importação de gás natural liquefeito, sob elevadas pressões, de outras
origens, através de navios-tanque. Esta opção traz consigo um aumento de custos,
particularmente do frete, além de exigir investimentos em infraestrutura específica destinada a
liquefazer o gás na origem e regaseificar o gás natural no destino, antes de enviá-lo para o
consumo.
Ainda de acordo com a Petrobrás informa que está nos seus planos de negócios a oferta, até
2011, de cerca 70 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural de produção nacional,
especialmente das Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo – o que implica em triplicar a
atual produção brasileira – além da manutenção da atual importação de 30 milhões de metros
cúbicos por dia da Bolívia e, finalmente, uma parcela adicional de 20 milhões de metros
cúbicos por dia de GNL (gás natural liquefeito), provavelmente oriundos da Nigéria ou do
GolfoPérsico(IrãeQatar).
Merece reflexão e debate é a manutenção e mesmo a ampliação da dependência de gás natural
importado de fontes pouco confiáveis. Ou seja, a incerteza intrínseca do suprimento de gás
importado de países instáveis política e economicamente vai se propagar para o nosso sistema
elétrico.
5
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
11% a.a
80,0
74,5
69,3
70,0
60,4
60,0
M
ILM
3/D
45% a.a
50,0
55,0
48,5
38,6
40,0
40,0
28,5
30,0
22,2
15,8
20,0
10,0
14,2
14,0
6,2
6,8
6,7
4o. Tri/ 2008
4o. Tri/ 2009
4o. Tri/ 2010
12,8
14,4
12,7
-
2,1
-
4o tri/ 2006
4o. Tri/ 2007
TOTAL NORDESTE
NORTE
TOTAL SUL-SUDESTE
Figura 3 – Oferta de gás natural no Brasil
Fonte: Petrobrás (2007)
60,0
55
+ 24,2 MM m3/dia
até 2008
milhõesm3/dia
50,0
40,0
48
15,6
40
9,6
2,5
30,0
18,0
18,9
19,9
19,5
19,5
19,2
4o. Tri/08
4o. Tri/09
22,2
0,9
15,8
20,0
8,3
1,0
1,3
10,0
13,5
13,0
4o. Tri/06
4o. Tri/07
-
Bacia de Campos
Espírito Santo
4o. Tri/10
Bacia de Santos
Figura 4 – Oferta de gás natural no sudeste
Fonte: Petrobrás (2007)
As reservas brasileiras provadas de gás natural evoluíram nos últimos anos. Esta evolução
das reservas provadas de gás natural decorre, em grande parte da política governamental de
reduzir a dependência externa do país a combustíveis importados, o que fez com que a
Petrobras fizesse amplo esforço no sentido de ampliar as reservas de petróleo e gás, obtendo
sucesso principalmente nas bacias de Campos no Rio de Janeiro e na bacia de Urucu, no Alto
Amazonas, como se observa nas Figuras 5 e 6.
60,0
ASSOCIADO
NÃO ASSOCIADO
50,0
%
7,3
.
a.a
40,0
30,0
18,1
20,0 17,3
10,0
19,1
20,3
8,0
21,1
7,8
25,2
7,8
22,26,3
7,0
36,4
32,5
29,5
10,9 11,3
10,9
26,9
9,4 10,4
7,5
6,1
37,3 36,7
4,0
5,3
30,1 30,4 33,3 32,8 34,9
21,7 25,5
16,3 15,8 16,1 17,7 18,9
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
19
94
19
93
0,0
(até setembro/2006)
Figura 5 – Evolução da produção do gás natural no Brasil em milhões/m3/dia
Fonte: Petrobrás (2007)
6
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
80
70
MILHÕESM3/DIA
60
OFERTA NOVAS
DESCOBERTAS
50
40
OFERTA NOVOS
PROJETOS
30
20
10
OFERTA PROJETOS
IMPLANTADOS
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2008 – Início da venda de gás em Urucu (oferta de projetos implantados)
Figura 6 – Oferta de gás natural do E&P – PN 2007-2011
Fonte: Petrobrás (2007)
A produção de gás natural no Brasil vem crescendo a uma taxa média de 7,4% a.a. no período
de 1994-2006. Atualmente cerca de 50 milhões de m3/dia são produzidos em território
nacional, dos quais aproximadamente 77% são provenientes de gás associado (ANP, 2006). A
partir da Figura 7, apresenta-se a curva de entrega de gás natural para um horizonte até 2011,
assim como na Figura 8 a projeção para a produção de óleo & LGN e gás natural até 2015
(PETROBRÁS, 2007).
14 dos 27 projetos são de descobertas pó
pós-2002
80
70
Roncador
(P-54)
2007
40
20
Albacora
Leste
(P-50)
2006
0
2006
Tambaú/Uruguá
2010
49,4
34,1
Piranema
2006
Jubarte
(P-34)
2006
Golfinho Mód 1
2006
Roncador
(P-52)
2007
Espadarte
Mód. 2
2007
2007
2008
Frade
2009
Marlim Sul
Mód 2
(P-51)
2008
Marlim Leste
(P-53)
2009
Parque das
Conchas
2011
Jubarte Fase 2
(P-57)
2010
PeroáCangoa
Fase 2
2007
Albacora
Complementar
2007
2009
2010
GNassociado
27,5
Roncador
(P-55)
2011
70,6
65,2
ESS130
2008
Manati
2006
Cavalo
Marinho
2010
70
Mexilhão
2009
Canapu
2008
PeroáCangoa
Fase 1
2006
30
10
Golfinho
Mód 2
2007
RJS633
2010
GNNãoassociado
Milhõesm3/dia
60
50
SPS25
2009
ESS164
2008
Urucu
Início da
venda do gás
2007
2011
Figura 7 – Curva de entrega de gás natural
Fonte: Petrobrás (2007)
7
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
7,5% a.a.
4.556
278
7,8% a.a.
742
3.493
185
101
96
163
Mil boed
274
265
250
90%
289
168
31%
551
133
94
161
724
383
2.403
2.217
2.020
2.036
85
2.812
1. 540
2003
2004
2.374
1. 880
1. 684
1. 493
2005
M eta 2006
Meta
2011
Meta
Projeção
2015
2015
Ól eo + LGN B r as i l
Gás N at ur a l
Br asi l
Ól eo + LGN I nt er naci onal
Gás N at ur a l
I nt er naci onal
Figura 8 – Produção total – óleo & LGN e gás natural
Fonte: Petrobrás (2007)
A Figura 9, a seguir demonstra o histórico da regulação do setor de gás natural no Brasil. A
disponibilidade de oferta e infra-estrutura é o ponto fundamental para o crescimento do
mercado. Do ponto de vista da sociedade, a regulação tem as seguintes funções básicas e
complementares: assegurar o incentivo ao investimento em infra-estrutura a fim de permitir o
uso do gás natural e o desenvolvimento econômico do país; definir os limites das relações
entre os agentes e o mercado, coibindo práticas abusivas; e assegurar de fato a competição de
mercado em prol da sociedade, com a existência de fornecedores alternativos. O desafio numa
indústria de gás em desenvolvimento é assegurar o investimento introduzindo
concomitantemente a competição (ANP, 2006).
Portarias ANP
Portarias ANP
-098 Concurso Aberto
Portarias ANP
-001 Definir os processos para que as informaç ões
sobre a movimentação e as vendas do GN estejam
disponíveis
-254 Resolução de conflito
-043 Importação do GN
-169 Regulação Livre Acesso
-003 Comunic ação dos acidentes
-170 Autorização e construção
dos gasodutos
Lei do petróleo
nº 9478/97
97
Portarias ANP
-Resolução 027 : Livre Ac ess o
Portaria ANP
-243 Regulação e
comercialização do GNC
-Resolução 028 : Cessão de
capacidade
-104 Especificação do GN
-Resolução 029 : Critérios tarifários
-249 Queima do GN
98
99
Gasoduto
Bolívia/Brasil
trecho norte
00
01
Gasoduto
Bolívia/Brasil
trecho sul
02
03
04
05
06
-PL MME
6673/06
-PL Tourinho 226/05
Revoga da portaria 169/98
-PL Zica
6666/06
-Revoga da portaria 098/01
60
50
40
30
20
10
0
97
98
99
00
01
02
03
04
05
06
Consumo Gás Natural no Brasil (Mm³/dia)
Figura 9 – Histórico da regulação do setor de gás natural
Fonte: ANP (2007)
A indústria de Gás Natural é caracterizada por investimentos elevados e de longo prazo de
maturação. A estabilidade econômica brasileira favorece o desenvolvimento de projetos
internacionais O aumento da oferta de gás natural e o desenvolvimento de infra-estrutura
dependem fundamentalmente de clientes dispostos a contratar volumes firmes de gás para o
longo prazo, estrutura de preços coerente que remunere todos os elos da cadeia, coordenação
entre setores de gás natural e eletricidade, diretriz governamental (MME e ANP) para
ampliação coordenada da malha de gasoduto no país (TBG, TNS, Transpetro), Ampliação
8
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
coordenada dos gasodutos nacionais e internacionais, coordenação entre leilões de energia
(ANEEL/EPE) e processos de ampliação de gasodutos (ANP), coordenação entre a regulação
federal e estadual e, a existência de um marco legal estável que permitirá o aprimoramento
das relações institucionais e permitirá contornar barreiras à entrada de novos agentes, como
mostrado na Figura 10 (IBIDEM, p.11).
Estados
Federal (A
NP)
PRODUÇÃO
PRODUÇÃO
IMPORTAÇÃO
IMPORTAÇÃO
TRANSPORTE
TRANSPORTE
City gate
DISTRIBUIÇÃO
DISTRIBUIÇÃO
CONSUMIDORES
CONSUMIDORES
Figura 10 – Limites regulatórios
Fonte: ANP (2007)
4- Conclusões e discussões
A título de ensaios conclusivos é fundamental apontar o grande potencial de crescimento na
utilização do gás natural, mas o mercado brasileiro depende da criação de um ambiente
favorável para atrair investidores. Algumas cláusulas contratuais tornam o sistema de
formação de preços inflexível, ocasionando perda de competitividade com combustíveis
concorrentes. Isto acarreta certas restrições durante as etapas de projeto de sistemas
alimentados com o gás natural. Porém, com o amadurecimento do mercado, as regras
tenderão a serem melhoradas e a opção pelo uso do gás será melhor considerada pelos
investidores.
Neste sentido algumas ações deverão ser tomadas no curto de médio prazos: Lei específica
para o gás natural com objetivo de remover barreiras ao investimento privado ao longo da
cadeia; criação de um plano de desenvolvimento para o gás natural com metas e uma
orientação clara para os instrumentos de política governamental; racionalizar o licenciamento
ambiental de nova infra-estrutura de transporte e dos projetos de E&P; estabelecer uma
política de preços para o gás natural transparente.
A relação de interdependência entre Brasil e Bolívia na questão do gás natural, que parecia
equilibrada até o início de 2005, inclina-se agora em favor da Bolívia. Além de elevar as
participações governamentais sobre o faturamento do gás produzido, inicialmente de 18%
para 50%, e agora para 82%, há uma tendência de o governo boliviano de elevar o preço do
gás em US$ 2,00/MMBTU e tomar o controle das principais empresas de produção e
processamento de hidrocarbonetos daquele país.
Adicionalmente, um projeto como esse demandaria um prazo superior a dois anos para sua
entrada em operação. Outra opção a ser considerada seria a aceleração do desenvolvimento
das reservas de gás natural existentes na Bacia de Santos. Entretanto, essa aceleração já está
9
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Foz do Iguaçu, PR, Brasil, 09 a 11 de outubro de 2007
contemplada nos planos estratégicos da Petrobras que, em virtude das restrições técnicas
existentes, prevê uma produção inicial de apenas 12,0 milhões m³/dia, ao final de 2008.
Contudo, esse volume seria progressivamente incrementado até atingir um pico de produção
de 30 milhões m³/dia, após 2010.
Ademais, verifica-se que o planejamento feito pelo governo e seus agentes mostra um
delicado equilíbrio para os próximos anos; um regime hidrológico favorável e o cumprimento
do plano de produção doméstica de gás natural serão os dois fatores chaves; há custos
significativos em repassar a flexibilidade de despacho das térmicas para um contrato de GNL.
A opção por contratos de longos prazo e com flexibilidade compatível com a realidade do
mercado podem reduzir o custo e as incertezas quanto à disponibilidade de GNL.
Referências
ALMEIDA, E. L. F. e OLIVEIRA, A . Developing the gas industry in Brazil: Competition or Regulation?
Minerals & Energy, vol. 5, n.3.2005.
ANP : Regulação Atual e Desafios Futuros. Rio de Janeiro: Séries ANP n. II.2006.
CBIE – Centro Brasileiro de Infra-estrutura. In Perspectivas para o GN. Rio de Janeiro: Séries CBIE.2007.
FAN, J. P. H. Price uncertainty and vertical integration: an examination of petrochemical firms. Journal of
Corporate Finance (6) pp. 345–376.2002
HORTA NOGUEIRA, L.A. Produção e Processamento de Petróleo e Gás Natural no Brasil: perspectivas e
sustentabilidade nos próximos 20 anos. In Revista Anuária ANP. Nº 7. 2003.
HUBBARD,R.G. e WEINER, R. J. Regulation and Long – Term Contracting in U.S. Natural Gas Market. The
Journal of Industrial Economics , vol. XXXV, n.1 pp. 71- 79.2000.
MULHERIN, J.H.,.Complexity in long-term contracts: an analysis of natural gas contractual provisions.
Journal of Law, Economics, and Organization , vol 2 nº1, pp105–117, 2004
PETROBRAS (2007). A Força do Campo. Revista da Petrobras, V. 108, p.20-23.
____________ (2007). Plano de Negócios 2007-2011. Revista da Petrobras, V.115, ano 12, p.11-15.
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