BNDES Experiência do BNDES no Financiamento ao Setor de Gás Natural Cláudia Trindade Prates Departamento de Gás, Petróleo, Cogeração e Fontes Alternativas.

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1 BNDES Experiência do BNDES no Financiamento ao Setor de Gás Natural Cláudia Trindade Prates Departamento de Gás, Petróleo, Cogeração e Fontes Alternativas de Energia Rio de Janeiro 7 de julho de 2004

2 Agenda BNDES - Formas de Atuação e Custo Financeiro
Estruturação de Projetos no Segmento de Gás Mercado de Gás Natural e Marco Regulatório Exemplos de Projetos Financiados Ações e Projetos Atuais e em Perspectiva

3 Prioridades da Atuação
Inclusão Social e Desenvolvimento Regional Apoio à Exportação Apoio à Pequena e Média Empresa Modernização dos Setores Produtivos Fortalecimento da Infra-Estrutura

4 Desembolso Global (1999 a 2004) R$ bilhões OBS.: Dados de 2004 referem-se ao período janeiro a abril.

5 Formas Operacionais Direta Indireta Automática:
BNDES Automático: até R$ 10 milhões/empresa/12 meses; Produtos FINAME: financiamento isolado de equipamentos. Não Automática: valor superior a R$ 10 milhões/operação. Mista (combina as formas Direta e Indireta Não Automática)

6 Remuneração Agente Financeiro Apenas em Operações Indiretas
Custo Financeiro Taxa de Juros Taxa básica Remuneração BNDES Remuneração Agente Financeiro = + + Apenas em Operações Indiretas  TJLP (R$+9,75% aa)  Cesta de Moedas (UMBNDES + 6,6%aa) Taxa básica A utilização de Cesta de Moedas depende das características das receitas projetadas e da capacidade financeira dos empreendimentos, de forma a não afetar a estrutura tarifária. Remuneração BNDES varia conforme forma de operação (direta/indireta), porte, setor e localização do projeto

7 Custo Financeiro / Remuneração BNDES
Operações Diretas  3,0 a 4,5% ao ano Remuneração do BNDES =Custo Final Operações Indiretas  2,5% a 4,0% ao ano Remuneração do BNDES. O Custo Final é acrescido pela Remuneração do Agente

8 Efetiva necessidade do projeto Disponibilidade financeira do BNDES
Nível de Participação Efetiva necessidade do projeto Disponibilidade financeira do BNDES Projetos de Investimento: Investimentos Fixos: até 80% do investimentos financiáveis Subscrição de Ações/Debêntures Conversíveis: Limitada a 1/3 do capital da empresa. Equipamentos: até 80% do valor do equipamento nacional FINAME Concorrência Internacional: até 100% No caso de equipamentos com índice de nacionalização inferior a 60%, o nível de participação considerará apenas o valor da parcela nacional do bem. Em casos excepcionais, a critério da Diretoria do BNDES, poderá ser considerado o valor total do bem, porém o financiamento será em moeda estrangeira.

9 Agenda BNDES - Formas de Atuação e Custo Financeiro
Estruturação de Projetos no Segmento de Gás Mercado de Gás Natural e Marco Regulatório Exemplos de Projetos Financiados Ações e Projetos Atuais e em Perspectiva

10 Fundamentos da Atuação no Segmento de Gás
Ampliar a produção nacional de petróleo e gás natural. Modernizar unidades de processamento de petróleo e gás. Expandir a infra-estrutura de transporte e distribuição de gás natural, criando condições para o aumento de participação dessa fonte na matriz energética brasileira. Atuar no sentido de ampliar as encomendas de bens e serviços no mercado nacional, permitindo aumentar a competitividade da indústria nacional de fornecedores do segmento de gás. Fortalecimento da Cadeia Produtiva do Gás Natural

11 Principais Investimentos Financiados
Incremento da produção petróleo e gás natural, apenas em campos já em fase de desenvolvimento; Implantação, expansão e modernização de unidades de processamento (tanto de petróleo quanto de gás natural); Investimento em malhas de dutos de transporte e de distribuição (gasodutos e oleodutos) Construção de usinas termoelétricas a gás natural, inclusive cogeração Modernização de infra-estrutura logística e de serviços de apoio.

12 Itens Financiáveis Estudos e Projetos Engenharia
Equipamentos Nacionais Materiais Obras Civis Capital de Giro Associado

13 Estruturação Apresentação do projeto de investimento (localização, produção estimada, produtividade, custos operacionais, preço, fluxo de caixa projetado). Para investimento de desenvolvimento da produção, deve ser apresentado Plano de desenvolvimento aprovado pela Agência Nacional do Petróleo – ANP e Certificação de reserva provada. Pré-Requisitos Pontos Críticos Licenciamento Ambiental; e Formatação de Garantias

14 Agenda BNDES - Formas de Atuação e Custo Financeiro
Estruturação de Projetos no Segmento de Gás Mercado de Gás Natural e Marco Regulatório Exemplos de Projetos Financiados Ações e Projetos Atuais e em Perspectiva

15 Reservas Provadas de Gás Natural (bilhões de m3)
245,34 6,83% a.a. 4,61% a.a. 13,86% a.a. 5,29% a.a. 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 19,04 60 As reservas provadas vem apresentando crescimento significativo desde a segunda metade da década de 50. Ressalte-se que esse gráfico não inclui a Bacia de Santos. 40 Descobertas na Bacia de Campos 20 Fase Bahia 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Perspectivas: 419 Bilhões de m3 (Descobertas Bacia de Santos) - Em Avaliação Reservas Provadas na Bolívia (2002) Aprox. 810 Bilhões m3 Reservas Provadas de Gás Natural (2003): 245,34 Bilhões de m3 Fonte: ANP (Gráfico) e BP (Reservas Bolívia)

16 Evolução Recente das Reservas (bilhões m3)
Novas Descobertas de Gás estimulam o desenvolvimento do Mercado Vantagens: - As Reservas na Bacia de Santos estão localizadas perto da principal área demandante de Energia no Brasil - Menores Custos de Transporte; - Melhores Condições de Negociação com os Produtores Bolivianos. A Bacia de Santos triplica as reservas totais do País, equiparando-as às reservas Argentinas. Isso muda a estrutura da oferta, dado que o gás não é associado e está próximo dos grandes centros consumidores. Adicionalmente, melhora as condições de negociação com a Bolívia. Segundo a Petrobras, a perspectiva da entrada desse gás é 2008/2009,

17 Reservas Provadas por Região
Esses dados não incluem Santos. A região sudeste concentra a maior quantidade de gás, sendo este associado. A região Norte é a segunda maior, sendo o gás localizado em terra, com menor custo de prospecção. Hoje, esse gás é reinjetado ou transformado em GLP. Nãso existe escoamento nem consumo.

18 Produção de Gás Natural (mil m3/dia)
Mar % a.a. Mar % a.a. Mar - 9.2% a.a. Mar - 7.3% a.a. Terra - 6.6% a.a. Terra % a.a. Terra - 9.3% a.a. Terra - 3.6% a.a. Essa transparência mostra a produção de gás e seu crescimento . Ressalte-se que a produção offshore na região sudeste colaborou para esse incremento, Inicio da Industria Fonte: ANP

19 Consumo de Gás Natural, por Setor (mil m3/dia) - 2000/2003
A indústria é o maior consumidor, consumindo 44% do gás produzido. O GNV tem apresentado um crescimento significativo. Se o transporte urbano efetivamento passar a usar o combustível, o GNV pode se tornar uma importante âncora . Existem boas perspectivas para a co-geração, caso sejam removidas algumas barreiras, como custo de energia de back-up e nacionalização dos equipamentos. Industrial: 11,8% Automotivo: 53,5% Residencial: 6,3% Comercial: 18,9% Geração: 31,9% Industrial: 11,3% Automotivo: 35, 6% Residencial: 9,6% Comercial: 12,6% Geração: -12,3% Taxas de Crescimento: Fonte: Brasil Energia

20 Balanço Região Sudeste
Essa transparência demostra que a demanda na região sudeste, sem a Bacia de Santos, no pior cenário poderia suplantar a oferta, no caso de todas as térrmicas funcionarem a 100% da capacidade. Isso explica a antecipação da capacidade de transporte de gasbol para 30 milhões de m3/dia já em 2004 (antes esta capacidade ocorreria apenas em 2007) UTE: Juiz de Fora, Ibirité, Macaé, Eletrobolt, Norte Fluminense, TermoRio e Piratininga

21 Balanço Região Nordeste
No caso da região nordeste é notória a redução das reservas de gás natural em quase todas os estados. Apenas Bahia e RN apresentaram incrementos com destaque para Manati no litoral baiano. A partir de 2010 mesmo sem o funcionamento das térmicas haveria escassez de oferta. Isto mostra a importância do GASENE para o Brasil. UTE: Fafen I e II, TermoBahia, TermoCeará, TermoPernambuco, TermoFortaleza e TermoAçu

22 Distribuidoras GASMAR GASPISA CIGÁS CEGÁS POTIGÁS PBGÁS RONGÁS
GOIASGÁS COPERGÁS ALGÁS MTGÁS CEBGÁS SERGÁS BAHIAGÁS GASMIG MSGÁS British Gas-Shell – 1 distribuidora – 10 milhões m3/dia Gas Natural 3 distribuidoras - 8 milhões m3/dia Petrobras 19 distribuidoras e 11 milhões de m3/dia Outras – AGIP (Gás Brasiliano) pouco expressivo e GASMIG (GOVERNO DO ESTADO) BR - PETROBRAS GÁS BRASILIANO CEG RIO COMPAGÁS CEG GAS NATURAL SDG GOVERNO-PETROBRAS COMGÁS GNSPS BG-SHELL OUTROS SULGÁS SCGÁS

23 Infra-Estrutura de Transporte
Fortaleza Urucu Coari Cáceres Corumbá Cuiabá Paulínia Guararema Uruguaiana P. Alegre Bacia de Campos Bacia de Santos Rio Grande Salvador Porto Velho Gasoduto em operação Gasoduto em construção Gasoduto em estudo Gasoduto construído Extensão Brasil 7.624 km México 8.700 km Argentina km EUA km Fonte: ANP, EIA Novos Projetos Malha SE 437km Malhas NE km Urucu km Gasene 1225 km Total 4121 km MALHA NORDESTE – 555 KM REFERE A EXPANSÃO NORDESTÃO II (CAMINHO DO BODE – INTERIOR) LIGA CATU A MOSSORÓ GASENE LIGA CABIÚNAS (RJ) A CATU (BA)

24 Malhas de Gasodutos nos EUA

25 Malhas de Gasodutos na Europa

26 Gasoduto Bolívia-Brasil
Extensão: km PORTO ALEGRE CAMPO GRANDE Corumbá CAMPINAS SÃO PAULO RIO DE JANEIRO BELO HORIZONTE CURITIBA FLORIANÓPOLIS 250 Km 16” Criciuma 162 Km 18” 263 Km 20” 427 Km 24” 153 Km 24” 1244 Km 32” Puerto Suarez BRASIL BOLIVIA Carrasco 191 Km. 12” - 16” Colpa Santa Cruz 530 Km 24” 557 Km 32” Vuelta Grande Caigua Yacuiba TRANSREDES Estação de Compressão ANDINA/CHACO GTB TBG CUIABÁ Bermejo Madrejones Rio Grande Programa Original Capacidade Máxima (MM m3/dia) 1999 15,39 2000 16,59 2001 17,95 2002 19,43 2003 20,79 2004 21,99 2005 23,69 2006 24,90 2007 30,00 DA BOLÍVIA À PORTO ALEGRE ATINGINDO OS ESTADOS DE MS, SP, PR, SC E RS DUAS EMPRESAS UMA BOLIVIANA (GTB) E OUTRA BRASILEIRA (TBG) – El PASO/BG/REPSOL E PETROBRAS Fonte: Petrobras/ANP

27 Malha de gasodutos Malha Nordeste Malha Sudeste
Gasfor – 383 km Nordestão – 424 km Gasalp – 204 km Gaseb – 230 km Malha Nordeste Fortaleza Salvador Malha Sudeste Lagoa Parda – Vitória – 100 km La red de Gasoductos de Petrobras está dividida en Red Nordeste y Red Sudeste. Esas dos redes y el Gasoducto Bolivia-Brasil (GASBOL) componen la infraestructura de Petrobras disponible para el transporte de gas en el Brasil. En el Estado de Espirito Santo – CACIMBAS VITORIA hay un gasoducto aislado de las redes sudeste y nordeste, que permite suplir el mercado de Vitoria. Sistema não é interligado – exceso de oferta no Sul não atende a falta do NE São Paulo Gasduc I/II – 183 km Gasbel – 357 kml Gasvol – 95 km Gaspal – 325 km Gasan – 43 km Rio de Janeiro GASBOL 2572 km Porto Alegre

28 Malha de gasodutos Malha Nordeste Malha Sudeste
Gasfor – 383 km Nordestão – 424 km Gasalp – 204 km Gaseb – 230 km Malha Nordeste Fortaleza Salvador Malha Sudeste Lagoa Parda – Vitória – 100 km La red de Gasoductos de Petrobras está dividida en Red Nordeste y Red Sudeste. Esas dos redes y el Gasoducto Bolivia-Brasil (GASBOL) componen la infraestructura de Petrobras disponible para el transporte de gas en el Brasil. En el Estado de Espirito Santo hay un gasoducto aislado de las redes sudeste y nordeste, que permite suplir el mercado de Vitoria. Como se puede observar, las redes sudeste y nordeste no están interconectadas, lo que impide que sobras de oferta en el sudeste puedan ser transportadas para cubrir déficits de oferta en el nordeste del país, y viceversa. São Paulo Gasduc I/II – 183 km Gasbel – 357 kml Gasvol – 95 km Gaspal – 325 km Gasan – 43 km Rio de Janeiro GASBOL 2572 km Oferta atual Porto Alegre

29 Malha de gasodutos Malha Nordeste Malha Sudeste
Gasfor – 383 km Nordestão – 424 km Gasalp – 204 km Gaseb – 230 km Malha Nordeste Fortaleza Salvador Malha Sudeste Lagoa Parda – Vitória – 100 km La red de Gasoductos de Petrobras está dividida en Red Nordeste y Red Sudeste. Esas dos redes y el Gasoducto Bolivia-Brasil (GASBOL) componen la infraestructura de Petrobras disponible para el transporte de gas en el Brasil. En el Estado de Espirito Santo hay un gasoducto aislado de las redes sudeste y nordeste, que permite suplir el mercado de Vitoria. Como se puede observar, las redes sudeste y nordeste no están interconectadas, lo que impide que sobras de oferta en el sudeste puedan ser transportadas para cubrir déficits de oferta en el nordeste del país, y viceversa. São Paulo Gasduc I/II – 183 km Gasbel – 357 kml Gasvol – 95 km Gaspal – 325 km Gasan – 43 km Rio de Janeiro Oferta futura GASBOL 2572 km Porto Alegre

30 Malha de gasodutos Malha Nordeste Malha Sudeste
Gasfor – 383 km Nordestão – 424 km Gasalp – 204 km Gaseb – 230 km Malha Nordeste Fortaleza Salvador Malha Sudeste Lagoa Parda – Vitória – 100 km La red de Gasoductos de Petrobras está dividida en Red Nordeste y Red Sudeste. Esas dos redes y el Gasoducto Bolivia-Brasil (GASBOL) componen la infraestructura de Petrobras disponible para el transporte de gas en el Brasil. En el Estado de Espirito Santo hay un gasoducto aislado de las redes sudeste y nordeste, que permite suplir el mercado de Vitoria. Como se puede observar, las redes sudeste y nordeste no están interconectadas, lo que impide que sobras de oferta en el sudeste puedan ser transportadas para cubrir déficits de oferta en el nordeste del país, y viceversa. São Paulo Gasduc I/II – 183 km Gasbel – 357 kml Gasvol – 95 km Gaspal – 325 km Gasan – 43 km Rio de Janeiro Oferta futura GASBOL 2572 km Oferta atual Porto Alegre

31 Infra-estrutura Existente Nordeste
Malha Setentrional Ceará até Alagoas GASFOR Guamaré-Pecém 12” e 10” x 381 km Nordestão Guamaré-Cabo 12” x 422 km RN PB PE Pecém Fortaleza Guamaré Pilar CE RN AL (Suape) Cabo GASALP Pilar-Cabo 12” x 201 km Movimentação: 11,5 MMm³/d 2004-1T AL SE Carmópolis Dutos de transferência do E&P – Gás Rico Malha Meridional Sergipe e Bahia GASEB Atalaia-Catu 14” x 229 km Malha da Bahia Catu até Candeias 10”, 12”, 14” e 18 “ 8 a 30 km Atalaia Catu Camaçari Aratu Rlam SE BA Dow Química Candeias

32 Infra-estrutura Futura Nordeste
UTE Fortaleza Aracati CE RN Siderúrgica MA/PI Pecém Guamaré Guamaré 24” x 350 km 2007 MPX RN 20” x 381 km PB Movimentação: 25,9 MMm³/d 2012 Termoaçu 12” x 59 km PE Cabo 24” x 204 km 2007 (Suape) Demandas Adicionais: UTE MPTERMOCEARÁ – MPX UTE TERMOFORTALEZA UTE TERMOAÇU UTE TERMOPERNAMBUCO UTE FAFEN UTE TERMOBAHIA SIDERÚRGICA DO CEARÁ MARANHÃO/PIAUÍ PE AL (UTE Pernambuco) Catu-Pilar 26” x 440 km 2005-4T Pilar AL SE GASENE (2007-1T) 19,0 MMm³/d Carmópolis Atalaia SE BA Catu Manati Até 6,0 MMm3/d (2006-1T) UTE Fafen Camaçari Candeias Dow Aratu Rlam/ Termobahia

33 Infra-estrutura Futura (conexão SE-NE)
Extensão total – 1215 km origem – Cabiúnas/RJ destino – Catu/BA Diâmetro – 28 polegadas Capacidade – 17 MM m³/dia Pressão de projeto - 99,84 kgf/cm² man 04 estações de compressão Pressão mínima de entrega do gás - 35,00 kgf/cm² man. Entrada em operação em jan/2007.

34 Infra-estrutura Existente Sudeste
Ibirité GTB TBG Gasbel Mantiqueira BOLÍVIA BRASIL Tapinhoã 3,1 Bolívia 20 Reduc Cabiunas Japeri 8,2 Campo Grande 3 Volta Redonda São Carlos 5,6 Replan Taubaté Gaspal Atibaia Campinas Revap 12 6 12,8 Guararema 4,2 9,3 Gasan Recap Gasbol Curitiba 1 EBAS RPBC Compressão existente Compressão a ser Alugada 3,1 Florianópolis Compressão Futura Capacidade de Transporte em Set/2002 MM m3/d 2,5 Porto Alegre Refap MALHA Ne&Se-completa ver3.3.ppt DNT/IPPE - MUSA

35 Infra-Estrutura Futura Sudeste
Ibirité GTB TBG Gasbel Mantiqueira BOLÍVIA BRASIL Tapinhoã 3,1 Bolívia 20 Reduc Cabiunas Campinas - Rio Japeri 8,2 Campo Grande 28”x 453 km US$ 288MM 3 8,6 Volta Redonda São Carlos 5,6 Replan Taubaté Gaspal Atibaia Campinas Revap 12 6 12,8 Guararema 4,2 9,3 Gasan Recap Gasbol Curitiba 1 Dutos Novos EBAS RPBC Compressão existente Compressão a ser Alugada 3,1 Florianópolis Compressão Futura Capacidade de Transporte em Set/2002 MM m3/d 2,5 Capacidade de Transporte em Dez/2005 em MM m3/d Porto Alegre Refap MALHA Ne&Se-completa ver3.3.ppt DNT/IPPE - MUSA

36 Regulação do Setor Competências Regulatórias do GN

37 Regulação do Setor Lei do Gás x Lei do Petróleo (Lei /08/1998) ; Portarias da ANP em discussão Livre Acesso; Cessão de Capacidade Contratada; Critérios Tarifários.

38 Formação do Preço do Gás
Preço Final Ao Consumidor Preço do Gás Tarifa de Transporte Margem de Distribuição + = + Gás Nacional: Regulado ANP Gás Importado: Contrato Bilateral Gás Nacional: Mercado livre Gás Importado: Contrato Bilateral Regulado Concessão - Distribuidoras

39 Tarifas de Transporte Três tarifas com regimes de reajustes distintos:
Gás Natural de Origem Nacional: de acordo com ANP Gás Importado: preços e condições regulados por contratos bilaterais Da Bolívia Da Argentina Gás para Termelétricas: Port. Int. MME-MF nº 176, de , garante 40 milhões m3 para geração termelétrica com preços diferenciados e ajuste específico (20% IGP-M e 80% variação cambial). Preço único para transporte e commodity para todas as regiões. Utilização de conta gráfica

40 Tarifas de Transporte Portarias de Livre Acesso, Cessão de Capacidade e Critérios Tarifários aplicáveis ao Transporte Dutoviário de Gás Natural Contratos Existentes. Objetivo: regras claras (transparentes e duradouras); e administrar um período de transição entre um mercado emergente e um mercado maduro. Portaria ANP nº 168/98: vigência entre nov/98 e abr/91 Em consulta pública desde fev/01. Indefinição do Marco Regulatório.

41 Principais Barreiras do Lado da Oferta
Grande parte do gás natural produzido nacionalmente é associado (deverá ser revertido quando a Bacia de Santos entrar em operação comercial); Deslocamento de combustíveis substitutos, notadamente o óleo combustível, com impacto financeiro sobre a principal produtora (Petrobras); Restrita rede de transporte e distribuição; Projetos de maturação lenta e retorno a longo prazo; Decaimento provável das reservas do Nordeste no médio prazo, deverá ser compensada pela construção do GASENE.

42 Principais Barreiras do Lado da Demanda
Investimentos em distribuidoras do Sul e Nordeste limitados (problema do contingenciamento do setor público e dificuldade de os Estados aportarem capital nas distribuidoras de gás); Necessidade de identificar âncoras para viabilizar a expansão das malhas em regiões menos desenvolvidas (principalmente Nordeste) e permitir um consumo mínimo que torne o gasoduto economicamente viável; Política de preços complexa; Concorrência com combustíveis de baixo custo de aquisição no mercado (óleo combustível).

43 Perspectivas do Setor Criar um novo marco legal e regulatório: Lei Geral do Gás Aumentar a participação do gás nacional (exploração P&G) Expandir a malha de transporte e distribuição Incrementar a competitividade do gás vis a vis os outros energéticos (eletricidade, GN, óleo combustível), o que depende de política tarifária adequada. Desenvolver a produção nacional de equipamentos a gás natural Inserir as usinas termoelétricas na matriz energética Ampliar o mercado automotivo e de ônibus urbanos

44 Agenda Perfil do BNDES Formas de Atuação e Custo Financeiro
Estruturação de Projetos no Segmento de Gás Mercado de Gás Natural Exemplos de Projetos Financiados Ações e Projetos Atuais e em Perspectiva

45 Carteira de Projetos: Transporte de Gás
Investimento Total: R$ 5,6 bilhões Financiamento BNDES: R$ 1,6 bilhão

46 Carteira de Projetos: Distribuição de Gás
Investimento Total: R$ 1,1 bilhão Financiamento BNDES: R$ 622 milhões

47 Carteira de Projetos: Termoeletricidade a Gás
Investimento Total: R$ 5,1 bilhões Financiamento BNDES: R$ 1,7 bilhão

48 Carteira de Projetos: Cogeração a Gás
Investimento Total: R$ 44 milhões Financiamento BNDES: R$ 35 milhões

49 Agenda Perfil do BNDES Formas de Atuação e Custo Financeiro
Estruturação de Projetos no Segmento de Gás Mercado de Gás Natural Exemplos de Projetos Financiados Ações e Projetos Atuais e em Perspectiva

50 Participação do BNDES em Projetos de P&G
Financiamentos de longo duração com prazos de pagamento compatíveis Gasodutos: Urucu – Coari – Manaus Urucu – Porto Velho Nordeste/Sudeste (GASENE) Expansão do Projeto Malhas (Nordeste e Sudeste) Investimento Previsto: R$ 6,7 bilhões Financiamento Previsto BNDES: R$ 3,1 bilhões

51 Participação do BNDES em Projetos de P&G
Distribuidoras: Inovações na estruturação de financiamentos com objetivo de alavancar investimentos das distribuidoras (Sul e Nordeste) Apoio aos planos de investimentos das distribuidoras do Sudeste Exploração e Produção: Plataformas P-51, P-52, P53 e P-54 Desenvolvimento e produção de novos campos Investimento Previsto: R$ 856 milhões Financiamento Previsto BNDES: R$ 521 milhões Investimento Previsto: US$ 3,5 bilhões Financiamento Previsto BNDES: US$ 2,1 bilhões

52 Atividades Atuais e em Perspectiva
Outras Ações: Incentivo à produção de equipamentos no país Grupo de Planejamento em P&G Participação no PROMINP

53 Maiores Informações

54 BNDES Área de Infra-Estrutura (AIE) Departamento de Gás, Petróleo, Cogeração e Outras Fontes de Energia (DEGAP) Cláudia Pimentel T. Prates Tel.: (0xx21)