Os gargalos a serem superados no choque de oferta de gás, segundo a PUC

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Editada por André Ramalho
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PIPELINE Estudo do IE-PUC aponta necessidade de investimentos no escoamento, processamento e transporte, para sustentar aumento da oferta de gás do pré-sal pretendido pelo Gás para Empregar.

Com reforma tributária, governador de Sergipe vê ainda mais necessidade na atração de indústrias para estados produtores. TotalEnergies encontra gás na Bacia de Campos e mais. Confira:

OS GARGALOS PARA O CHOQUE DE OFERTA

Do escoamento ao transporte, passando pelo processamento. O aumento da oferta de gás nacional para o mercado pretendido pelo programa Gás para Empregar exigirá investimentos para superar gargalos em todas as etapas de infraestrutura.

A conclusão é do Instituto de Energia da PUC-Rio, em estudo encomendado pela Coalizão pela Competitividade Gás Natural – uma reunião, não homogênea, de grupos empresariais liderados pela Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) e que defende uma política nacional para o gás a preços competitivos, em especial para fertilizantes e indústria química.

• Relembre: Fertilizantes e química lideram agenda do gás no novo governo

O trabalho será apresentado esta semana ao Ministério de Minas e Energia, nas reuniões públicas dos comitês técnicos do Gás para Empregar.

A primeira etapa do estudo chama a atenção para o fato de que, se o Brasil não criar novas demandas para o gás, pode não haver mercado suficiente para absorver o choque de oferta esperado para os próximos anos – o que justificaria, na visão da Coalizão, uma política orientada para novos projetos no setor químico e de fertilizantes.

• Gás disponível para química e fertilizantes pode alcançar até 25 milhões de m3/dia, diz PUC

Numa segunda fase, o estudo se debruçou sobre os gargalos da infraestrutura. E aí é um efeito dominó: um gargalo vai evidenciando outros na etapa seguinte da cadeia. A seguir, a gas week resume alguns deles.

GASODUTO OCIOSO E DESPERDÍCIO NO PROCESSAMENTO

O presidente da Abemi e líder da Coalizão, Joaquim Maia, defende que a prioridade, em termos de infraestrutura, deveria ser a criação de novas conexões de gás do pré-sal ao Rota 1, para compensar o declínio dos campos do pós-sal. E introduzir, na UPGN de Caraguatatuba, uma tecnologia para separação dos líquidos do gás.

“Isso [os gargalos] é claramente um problema de política pública”, afirma.

Um dos primeiros gargalos identificados está no gasoduto Rota 1, primeira rota utilizada para escoamento de gás natural do pré-sal e que opera com capacidade ociosa, por causa do declínio do pós-sal.

A unidade de processamento de Caraguatatuba (SP) tem capacidade para receber 20 milhões de m3/dia, mas o Rota 1 não consegue entregar todo esse gás, na prática.

Concebido originalmente para escoar o gás do pós-sal, o Rota 1 foi posteriormente adaptado para receber o gás também do pré-sal – que, com o declínio dos campos maduros do pós-sal, passou a ser a principal fonte de suprimento da rota.

O gasoduto é abastecido hoje, portanto, por duas fontes: os campos do pós-sal, pelo trecho Uruguá-Mexilhão (de 10 milhões de m3/dia, mas ocioso); e trecho que traz o gás do pré-sal (sobretudo Tupi), com mais 10 milhões de m3/dia.

Com a queda da produção do pós-sal e mudança no perfil de suprimento, a UPGN de Caraguatatuba passou a operar, com o aval da ANP, com um gás fora das especificações – ou seja, sem respeitar os limites dos teores de hidrocarbonetos presentes no gás, sobretudo de metano.

No pré-sal, esse gás é mais rico, com mais teores de líquidos (como etano e propano), mas que, hoje, não são separados.

A indústria de gás-química vê nessa situação um desperdício de matéria-prima. A Petrobras chegou, em 2020, a abrir uma licitação para construir novas unidades de processamento e tratamento do gás natural em Caraguatatuba, mas desistiu do investimento por falta de atratividade econômica no projeto.

O quadro revela aí, portanto, dois gargalos, na visão do IE-PUC:

• necessidade de investimentos na Rota 1, para ocupar o gasoduto, hoje ocioso, com excedentes de gás do pré-sal. Um exemplo é a conexão do gasoduto Mexilhão-Uruguá à Rota 2.
• e investimentos em processamento, para separação dos líquidos do gás rico do pré-sal, para ajustar a UPGN de Caraguatatuba às especificações do gás e permitir, assim, a chegada de mais etano e propano ao mercado, por exemplo.

COM A PALAVRA, A PETROBRAS

A Petrobras esclareceu que as decisões sobre investimentos são baseadas em critérios técnicos suportados por estudos de viabilidade técnica e econômica; e que a desistência do projeto de adequação de infraestrutura da Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba, foi fruto da perda de atratividade econômica do projeto, avaliada à luz das premissas do plano estratégico 2021-2025 (vigente à época).

A estatal também informou que as decisões finais sobre os futuros investimentos da companhia ocorrerão após as análises cabíveis seguindo a governança da empresa no âmbito do processo de elaboração do Planejamento Estratégico 2023-2027 em curso e com previsão de conclusão até o final do ano.

A petroleira destacou ainda que, em setembro, bateu recorde de processamento de gás do pré-sal e que a UTGCA processou 9,8 milhões de m³/dia, com recorde na ocupação do gasoduto que interliga os campos do pré-sal à plataforma de Mexilhão, no Rota 1.

O GARGALO NO TRANSPORTE

O estudo do IE-PUC conclui que, mesmo com todos esses investimentos em processamento e escoamento, o gás do pré-sal teria dificuldades de chegar à malha da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), na região Sul do país, e compensar, assim, o declínio das importações de gás boliviano.

Isso porque a rede de gasodutos da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) tem gargalos na conexão com a malha da TBG. É o gargalo que a NTS tenta contornar com a proposta do projeto do “Corredor do Pré-sal”.

• Já falamos sobre isso aqui: Empresas reforçam gasodutos para levar gás do pré-sal para Sul e Nordeste

O IE-PUC cita uma série de limitações na transferência do gás do pré-sal para a malha da TBG que envolvem restrições de movimentação entre as estações de compressão; limites de segurança na movimentação (associados à classe de locação dos gasodutos).

O estudo conclui, então, que, se não forem superados os gargalos no transporte, o resultado será a divisão do mercado em duas áreas com preços potencialmente muito diferentes:

• uma área de mercado abastecida predominantemente por gás nacional – as malhas da NTS e Transportadora Associada de Gás (TAG) – com preços mais baixos;
• e uma área – a malha da TBG – com limitações na movimentação desse gás doméstico e que terá de recorrer ao gás natural liquefeito (GNL) importado e mais caro para compensar o declínio da Bolívia. O risco, nesse caso, é que o preço do mercado do Gasbol se equipare cada vez mais aos preços internacionais do GNL.

Atenção para a regulação: O IE-PUC também chama a atenção para a necessidade de revisão da tarifa de interconexão entre as malhas da NTS e TBG, para reduzir os custos de envio do gás do pré-sal ao mercado atendido pelo Gasbol.

O assunto está na agenda regulatória da ANP: a nova resolução sobre a interconexão e interoperabilidade de gasodutos de transporte está prevista para ser concluída em abril de 2025. Agenda regulatória da ANP para o gás natural escorrega para 2025.

MAIS GASODUTO

O estudo também identifica a demanda por novos gasodutos, para oferta de gás às novas fábricas de fertilizantes – uma das bandeiras da Coalizão é a destinação de gás a preços mais competitivos para o setor.

São considerados os projetos de Três Lagoas (MS) – o mais avançado –, Linhares (ES) e Uberaba (MG).

Somente a fafen do Triângulo MIneiro exigiria investimentos em uma nova rota de transporte – seja a partir de São Paulo ou de Minas.

Para Três Lagoas, será imprescindível eliminar os gargalos da interconexão NTS-TBG, num cenário de declínio das importações da Bolívia.

Já no caso de Linhares, as fontes de suprimento mais óbvias seriam Cabiúnas (seja o gás da Rota 2 ou do BM-C-33). O gás de Sergipe também é uma possibilidade. Independente da origem da molécula, fato é que seria necessária a construção de um novo ponto de entrega para suprir a fábrica.

Competitivo o quanto? Joaquim Maia conta que uma das conclusões do estudo é que o preço do gás natural precisa chegar, na porta da Fafen, a no máximo US$ 7 o milhão de BTU para justificar investimentos em novas fábricas de fertilizantes.

E COMO FINANCIA ISSO TUDO

Dentro das discussões do Gás para Empregar, a ideia é que a PPSA seja remodelada como instrumento de política pública para aumento da oferta de gás.

Uma das diretrizes avaliadas é o reconhecimento dos investimentos em nova infraestrutura (como escoamento e processamento) dentro dos custos da partilha.

Entenda: O excedente em óleo é a parcela da produção repartida entre a União e as empresas do consórcio de um determinado campo, no regime de partilha. É resultado da diferença entre o volume total da produção e os custos em óleo – por exemplo: os gastos com exploração, avaliação das descobertas, desenvolvimento e produção do campo. Dentro dessa lógica, quanto mais investimentos em infraestrutura reconhecidos como custos, nesses contratos, menos recursos sobram para serem repartidos com a União.

“Mas se tiver viabilidade, a iniciativa privada tem que entrar”, defende Maia.

GÁS NA SEMANA

Poço da TotalEnergies na Bacia de Campos detectou indícios de gás natural na sua mais recente campanha de exploração offshore no Brasil, no poço pioneiro Ubaia, no bloco CM-541. Petroleiras têm tido dificuldades em descobrir novas reservas de petróleo no pré-sal (Upstream).

Estados produtores precisarão atrair indústrias para compensar as perdas com a reforma tributária, diz o governador de Sergipe, Fábio Mitidieri (PSD). Além da unificação do ICMS e do ISS no Imposto sobre Bens e Serviços (IBS), a reforma prevê a mudança na destinação da receita, da origem para os destinos de bens e serviços.

Projetos de CCUS são adiados por falta de financiamento. Restrições econômicas e financeiras são a principal razão para atrasos e cancelamentos de quase metade dos projetos de captura, armazenamento e uso de carbono no mundo, de acordo com a Rystad Energy.

Diretoria da ANP concedeu autorização especial para a empresa GNR Fortaleza realizar projeto-piloto, por seis meses, para avaliação da qualidade da mistura biometano/gás natural nas dependências da Cegás. Em função da elevação do teor de nitrogênio do aterro sanitário, o biometano puro na saída da planta da GNR está fora das especificações. A proposta é realizar controle de qualidade nas dependências da Cegás, após misturar o biometano com gás natural, para enquadramento à especificação.

A Energisa Comercializadora também recebeu autorização da ANP para comercializar gás natural, exceto GNL e GNC. Em julho, o grupo Energisa assumiu a ES Gás, marcando sua entrada no mercado de distribuição.