RIO — A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mapeou um potencial de construção de cinco novos gasodutos de transporte, para reforçar a malha já existente e para interiorizar a infraestrutura do gás — e, assim, atender à demanda das futuras termelétricas previstas na lei de privatização da Eletrobras.
Ao todo, os cinco novos projetos de gasodutos incluídos no Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte (PIG), da EPE (leia na íntegra, em .pdf), somam cerca de 1 mil km de extensão e representam investimentos de R$ 20,5 bilhões. Dentre as propostas, estão novas rotas rumo ao Triângulo Mineiro, Belém (PA) e interior do Espírito Santo.
Eles se somam aos outros 17 projetos indicados pela EPE nos planos anteriores, de 2019 e 2020, e que totalizavam 6.349 km de extensão e investimentos de R$ 61 bilhões.
O PIG substituiu o antigo Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (Pemat), que tinha um caráter mais determinativo e indicava projetos para licitação pelo governo, sob o regime de concessão — que já não existe mais, desde a Nova Lei do Gás, de 2021. O PIG tem um caráter meramente indicativo, cabendo à iniciativa privada a decisão de investimento nos projetos mapeados.
O PIG 2022 é o primeiro publicado pela EPE desde a lei 14.182/2021 (da privatização da Eletrobras), que prevê a contratação compulsória de 8 GW de termelétricas a gás natural, preferencialmente em regiões não atendidas por infraestrutura de gás.
A seguir, a epbr apresenta o detalhe de cada um dos novos projetos indicados:
Gasoduto Barcarena (PA) – Belém (PA)
Estimado em R$ 850 milhões, o projeto visa a ligar o futuro terminal de gás natural liquefeito (GNL) da New Fortress Energy, de Barcarena, à capital paraense. São 48,7 km de extensão, entre os municípios de Barcarena, Acará e Belém. A capacidade sugerida é de 4 milhões de m³/dia.
O gasoduto proposto, segundo a EPE, seria responsável pelo escoamento de parte do excedente da capacidade da planta de regaseificação — cuja construção está ancorada na demanda da termelétrica Novo Tempo, do consórcio Celba, e no consumo da Alunorte.
Seria uma forma, portanto, de otimizar o uso do terminal, que terá capacidade para 15 milhões de m3/dia; e de atender eventuais novas térmicas — sobretudo aquelas decorrentes da contratação compulsória de 8 GW prevista na lei 14.182/2021.
Gasoduto Jacutinga (MG) – Uberaba (MG)
Tem custos estimados em R$ 6 bilhões e uma extensão de 320 km, cortando 12 municípios nos estados de Minas Gerais e 16 em São Paulo. Foi dimensionado com uma vazão de 6 milhões de m³/dia, passando por cidades como Franca (SP) e Poços de Caldas (MG).
Visa a levar o gás não só para o Triângulo Mineiro, como também pode funcionar como um primeiro passo para a expansão da malha até o Centro-Oeste — viabilizando as termelétricas previstas na região, pela lei de desestatização da Eletrobras.
Seria, portanto, uma alternativa ao primeiro trecho do antigo projeto do Brasil Central — que, originalmente, prevê a conexão de São Carlos (SP) a Uberaba (MG), numa primeira fase, e de Uberaba a Brasília (DF) num segundo trecho.
A EPE defende que o gasoduto Jacutinga (MG) — Uberaba (MG) seria uma oportunidade de otimizar a utilização do gasoduto Gaspaj (Paulínia-Jacutinga). Partiria de uma oferta de gás mais próxima ao hub de Paulínia (SP) e teria acesso tanto a ofertas de gás do pré-sal (da malha da NTS) quanto do gás boliviano (TBG). O Brasil Central, por sua vez, partiria do Gasbol.
Gasoduto Linhares (ES) – Governador Valadares (MG)
Estimado em R$ 4,2 bilhões, tem 280 km de extensão e atravessa três municípios do Espírito Santo (Linhares, Colatina e Baixo Guandu) e seis de Minas Gerais (Aimorés, Conselheiro Pena, Galiléia, Itueta, Resplendor e Governador Valadares). Trata-se de um projeto com capacidade para 7 milhões de m3/dia.
Tem como origem o polo de processamento de gás de Cacimbas, em Linhares, e visa a atender tanto à demanda industrial da região quanto eventuais novas térmicas previstas nos leilões de contratação compulsória da lei de privatização da Eletrobras — que estabelece 750 MW na área da Sudene, em Minas Gerais.
O gasoduto também poderia aumentar a demanda por gás natural ao longo do sistema Gasene — que opera com baixos níveis de retirada e tem funcionado como um ponto de estocagem de gás dentro da malha. Além disso, poderia ser um precursor de novas expansões para o interior do país a partir dele.
Notícias Relacionadas
Concorrência
Leilão de sistemas isolados prevê R$ 452 milhões em investimentos e terá participação de baterias
Energia licitada em maio de 2025 será destinada a 10 localidades no Amazonas e no Pará
MME prepara ferramenta para monitorar licenciamento ambiental de projetos de óleo e gás
Objetivo do ministério é integrar banco de dados, mostrando as diretrizes ambientais do projeto e exigências para a emissão da licença
Gasoduto São João da Barra (RJ) – Macaé (RJ)
Visa a conectar o Porto do Açu ao Terminal Cabiúnas (TECAB) da Petrobras. É uma alternativa baseada no projeto do GASINF, desenvolvido pela GNA.
É estimado em R$ 2 bilhões e 101 km de extensão, com vazão de 10 milhões de m³/dia — essa capacidade pode ser maior, caso se confirme a construção de uma unidade de processamento no complexo portuário.
O traçado do projeto corta cinco municípios no Rio: São João da Barra, Campos dos Goytacazes, Quissamã, Carapebus e Macaé.
O objetivo inicial, contudo, é injetar, na malha, o excedente da capacidade máxima de regaseificação do terminal de GNL da GNA.
Gasoduto Duque de Caxias (RJ) – Taubaté (SP)
Projeto de R$ 7,3 bilhões, com 294 km de extensão e que atravessa dez municípios no Rio de Janeiro (Duque de Caxias, Nova Iguaçu, Japeri, Seropédica, Paracambi, Piraí, Pinheiral, Volta Redonda, Barra Mansa e Resende) e 13 em São Paulo (Bananal, Arapeí, São José do Barreiro, Areais, Silveiras, Cachoeira Paulista, Canas, Lorena, Guaratinguetá, Aparecida, Roseira, Pindamonhangaba e Taubaté).
A vazão projetada é de 25 milhões de m³/dia. É uma alternativa de ampliação do escoamento do gás do pré-sal, da malha da NTS, para a malha da TBG. A capacidade de transporte de gás natural do estado do Rio de Janeiro até Paulínia (SP), atualmente, está limitada a cerca de 12 milhões de m³/dia no município paulista.
A proposta é reduzir a dependência do gás importado da Bolívia. A NTS anunciou este ano um plano de negócios de R$ 12 bilhões, nesse sentido.
O maior projeto da companhia para os próximos anos é o “Corredor Pré-Sal” . São cerca de 300 km de dutos — sobretudo loops (seção paralela a gasodutos existentes) — que permitirão aumentar em 24 milhões de m³/dia a oferta de gás do Rio até São Paulo, sobretudo no centro de consumo de Paulínia (SP).
Novas termelétricas serão cruciais para interiorização
No PIG 2022, a EPE destaca o caráter fundamental das termelétricas, para ancorar os novos projetos de gasodutos propostos.
“Para que os projetos deste ciclo venham a ser construídos, em sua maioria, é necessário que projetos de usinas termelétricas enquadradas nas regras da Lei nº 14.182/2021 e no Decreto nº 11.042/2022 se sagrem vencedores e sejam direcionados a serem construídos nas áreas de influência destes gasodutos”, cita o estudo da EPE.
O governo de transição cogita formas de reverter a contratação das térmicas previstas na lei de desestatização da Eletrobras.
Contrário à obrigação de contratar 8 GW termelétricos a gás natural, o gabinete de transição avalia que pode ser possível cancelar ao menos os projetos já ofertados, mas não contratados.
Até o momento foi realizado apenas um leilão das térmicas na base, que fracassou em contratar os 2 GW previstos na lei e também em promover a interiorização do gás, ancorando a construção de novos gasodutos.
Nesta terça (6/12), a Câmara dos Deputados aprovou o PL 2703/2022 (da prorrogação dos subsídios à micro e minigeração distribuída) e que, de quebra, permite que uma parcela da potência destinada à região Centro-Oeste, dentro da contratação compulsória de térmicas a gás, seja contratada a partir de novas centrais hidrelétricas até 50 MW.
O texto segue para o Senado Federal. Pelo projeto, PCHs com até 50 MW poderão disputar a cota de 1,5 GW de potência para geração na base criada pela lei que privatizou a Eletrobras. Se passar, a contratação deverá ser feita em 2023, na região Centro-Oeste.
