Importar gás argentino pelo Sul do Brasil pode sair mais caro que via Paraguai, estima EPE

A construção de uma rota de importação de gás natural argentino via Paraguai pode se tornar uma opção mais barata, para o Brasil, do que a conclusão do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre, no Rio Grande do Sul.

O custo direto na implementação dos projetos, contudo, não será o único fator a pesar no planejamento da infraestrutura para trazer, a longo prazo, o gás de Vaca Muerta até o Brasil. Essa é uma das conclusões da nova edição do Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte (PIG), recém-publicada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

O Paraguai tenta se posicionar como uma rota alternativa à Bolívia e vem buscando uma aproximação com argentinos e brasileiros para se firmar como uma opção concreta.

Na semana passada, o ministro da Indústria e Comércio do país vizinho, Francisco Javier Giménez, se reuniu com o governador do Mato Grosso do Sul, Eduardo Riedel, para discutir o assunto: as autoridades anunciaram então a criação de um grupo de estudos para avaliar o projeto.

Batizado em bandas paraguaias de Gasoducto Bioceánico, o projeto é ambicioso: envolve a construção de mil quilômetros de duto em três países diferentes (Argentina-Paraguai-Brasil).

É, dentre as alternativas para integrar Vaca Muerta ao mercado consumidor brasileiro, a rota de maior quilometragem de infraestrutura nova – e, por isso, tem sido  visto com certo ceticismo por agentes do mercado brasileiro. 

O Paraguai busca atrair investidores para viabilizar essa alternativa, estratégica também para sua própria matriz energética . O país até hoje não possui acesso ao gás e vê, no projeto, um caminho de se integrar ao mercado sul-americano.

As contas da EPE

A estatal do planejamento energético estima que o gasoduto pelo Chaco Paraguaio demandaria, em território brasileiro, a instalação de um trecho de quase 400 km para ligar o gasoduto paraguaio ao Gasbol, no Mato Grosso do Sul, ao custo de R$ 6,12 bilhões – sem contar, portanto, o investimento em território dos demais países.

Já a conclusão do projeto da Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB), no Rio Grande do Sul, demandaria cerca de R$ 6,8 bilhões – sem considerar investimentos adicionais na duplicação do Gasbol, para superar gargalos na região Sul. 

A EPE estima que um projeto adicional do tipo, como a rota Siderópolis–Porto Alegre, proposta pela estatal, poderia acrescentar mais R$ 2,2 bilhões em investimentos.

A estatal ressalva, porém, que questões como prazos de execução; relações diplomáticas e atração de investimentos entre os países envolvidos; garantia de suprimento; necessidade de melhorias em infraestruturas adjacentes também pesarão na decisão sobre a melhor rota de integração com a Argentina.

“O alinhamento desses diversos fatores, juntamente com o custo, são fundamentais para tomada de decisão final de investimento para a integração gasífera regional”, cita o plano indicativo da EPE.

Brasil estuda rotas

Em nível federal, em 2024, os governos do Brasil e Argentina anunciaram a criação de um grupo de trabalho para estudos conjuntos das alternativas de infraestruturas necessárias para interconectar os gasodutos existentes de cada país. 

As rotas a serem avaliadas incluem, além do uso da infraestrutura existente do Gasbol, via Bolívia, opções como a interligação via Uruguaiana; a rota pelo Chaco Paraguaio; uma nova rota pelo Uruguai até o Rio Grande do Sul; e a importação por navios de gás natural liquefeito (GNL).

A EPE se debruçou, num primeiro momento, sobre duas dessas opções:

• o gasoduto Porto Murtinho–Campo Grande: o trecho brasileiro do gasoduto de interligação entre Argentina e Brasil via Paraguai teria 392 km de extensão e atravessaria 11 municípios no Mato Grosso do Sul; Foi projetado para uma vazão inicial de até 15 milhões de m³/dia;
• e o gasoduto Uruguaiana–Triunfo: o trecho pendente de conclusão do projeto da TSB e que teria 593 km de extensão e atravessaria 12 municípios gaúchos. Foi projetado para até 15 milhões de m³/dia.

A EPE destaca que ambos os projetos concorrem entre si e dependem de investimentos também fora do Brasil.

Do lado argentino, a EPE cita a necessidade de expansão da capacidade de escoamento de gás até Uruguaiana – o que poderia resultar em projetos de loops juntamente com estações de compressão.

EPE se volta agora para plano integrado

Este é o primeiro plano indicativo de gasodutos lançado pela EPE desde que o novo decreto da Lei do Gás, de 2024, mudou os ritos e trouxe um papel mais ativo para o Estado não só no planejamento da expansão dessas infraestruturas, mas também na proposição de projetos aos agentes do mercado.

A expectativa é que o plano indicativo de gasodutos ajude a EPE a elaborar o novo Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano – que, por sua vez, subsidiará a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) no processo de outorga de novos projetos.

A EPE espera lançar logo após o carnaval, em março, a consulta pública sobre a metodologia do Plano Nacional Integrado. A estatal trabalha para que o plano fique pronto em setembro e seja colocado, então, em consulta pública.

Para abril, está prevista a abertura de chamada pública para estimar a demanda efetiva por serviços nas infraestruturas dos elos da cadeia do gás e identificar o potencial de oferta e demanda de gás natural e biometano. 

Ao todo, a nova edição do Plano Indicativo de Gasodutos da EPE mapeou oito projetos.

Rotas para o biometano

O planejamento se debruça, pela primeira vez, sobre o potencial de conexão do biometano à malha de gasodutos, diante das perspectivas de crescimento da oferta a partir do mandato definido pela lei do Combustível do Futuro.

A EPE mapeou duas rotas, nesse sentido:

• Sertãozinho–São Carlos, em SP: o traçado de 99,5 km de extensão e que atravessa 10 municípios considerou o mapa de calor do potencial de biometano no setor sucroenergético do interior paulista, na malha da TBG. O gasoduto, estimado em R$ 577 milhões, foi projetado para escoar até 1 milhão de m³/dia a partir de um cluster;
• Seropédica – Japeri: conectaria a planta de biometano da Gás Verde, no aterro de Seropédica, à malha de transporte da NTS, num traçado de 23 km e investimentos estimados em R$ 185 milhões.

Além das rotas para o biometano e gás argentino, a EPE se debruçou sobre as perspectivas de interiorização da malha de gasodutos. 

A EPE estudou, nesse sentido, a possibilidade de construção de um projeto entre Iacanga/SP– Uberaba/MG, para atender à demanda esperada do Triângulo Mineiro.

A chegada de um gasoduto até a região foi um pleito apresentado, nas discussões do Gás para Empregar, pela Coalizão pela Competitividade Gás Natural – grupos empresariais liderados pela Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) que se mobilizaram para tentar emplacar uma política de gás a preços competitivos, em especial para fertilizantes e química.

A expectativa do grupo é atrair, para Uberaba (MG), um polo que envolvia a construção de uma planta de fertilizantes nitrogenados, uma planta de metanol, planta de produção de biocombustíveis, entre outras.

A EPE já estudou, em planos indicativos passados, outras rotas alternativas até a região, como São Carlos/SP – Brasília/DF (traçado do projeto Brasil Central, da TGBC) e Jacutinga/MG – Uberaba/MG.

Dessa vez, focou num traçado diferente, partindo de Iacanga, de 260 km de extensão. A EPE propôs instalar pontos de entrega em Bebedouro/SP (500 mil m3/dia), para atendimento da agroindústria local; São Joaquim da Barra/SP (500 mil m3/dia), devido à existência de indústria siderúrgica relevante no município; além de Uberaba (5 milhões de m3/dia).

O plano indicativo também apresenta alternativas para superar gargalos existentes da rede por meio de reforço da malha. Além da duplicação do Gasbol, a EPE propõe o projeto Duque de Caxias/RJ–Taubaté/SP.

É parte do projeto Corredor Pré-sal da NTS – conjunto de duplicações de gasodutos com investimentos em compressão que visam a ampliar a capacidade de envio de gás do pré-sal do Rio para São Paulo, para compensar o declínio da Bolívia.