Malha de transporte não expande antes de 2030 e seu foco é o GN

A tímida expansão da malha estruturante de gasodutos de transporte é mais um sintoma do marasmo porque passa o mercado de gás natural. A rede não apresenta crescimento anual significativo há pelo menos 15 anos. Nos números da ANP, desde 2011 a malha praticamente permaneceu estática em sua expansão, com pequenos acréscimos, e hoje o país é servido por apenas 9.400 km de gasodutos de transporte.

Além de estagnado, o mapa de gasodutos de transporte do Brasil está altamente concentrado no litoral, à exceção do Gasbol, do gasoduto Urucu-Coari-Manaus e do pequeno gasoduto do Ocidente, no oeste do Mato Grosso. O TSB gaúcho seria mais uma rede estruturante a cruzar o país de Oeste a Leste, mas congelou sua expansão no ano 2000 após tornar operacionais as duas pontas, em Uruguaiana e Canoas, cada uma de 25 km. Restou inconclusa a maior parte do traçado no interior do estado, ligando as duas cidades, de 593 km.

Em 2020, para abastecer sua térmica de Jaguatirica II (143 MW), em Boa Vista (RR) a partir do seu campo de Azulão (AM), 1.100 km distante, a Eneva optou por usar uma frota de 120 carretas criogênicas com GNL ao invés de depender da construção de um eventual gasoduto da transportadora TAG que opera em todo o Norte do país.

Apesar da demanda já existente no interior, o crescimento da rede não está nos planos mais imediatos das empresas de transporte. Em entrevista concedida à Brasil Energia, o presidente da Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás), Rogério Manso, informou que até o fim da década os planos das empresas associadas prevêem o aumento da capacidade de entrega nos mercados já atendidos, basicamente com investimentos em desgargalamentos e aumento de compressão.

Gasbol, o maior interessado

Os números superlativos das transportadoras comparados às pequenas produções de biometano que pipocam no país não parecem indicar que o combustível renovável possa conectar as duas atividades. A exceção seria o Bolívia-Brasil, principal gasoduto que serve o interior do país, atravessando cinco estados e 136 municípios, muitos deles produtores ou potenciais produtores de biometano, especialmente nos estados do Mato Grosso do Sul e São Paulo, cortados do Oeste ao Leste.

A TBG, proprietária do Gasbol, tem particular interesse no aumento da produção local e suprimento de biometano para compensar em parte o declínio da oferta de gás boliviano. Embora os volumes do gás renovável sejam pouco expressivos para compensar a oferta declinante do gás boliviano ao Gasbol, as perspectivas de crescimento são relevantes, ainda mais que, ao contrário do gás de origem fóssil, o biometano é renovável, com garantia de suprimento ad aeternum, e com oferta crescente.

No ano passado, a empresa começou a mapear usinas produtoras de biometano nos cinco estados do traçado do Gasbol, particularmente nos trechos de São Paulo e Mato Grosso do Sul, chegando a identificar suprimento potencial de aproximadamente 3 milhões de m3/dia em usinas de açúcar e etanol e outras atividades agropastoris.

Em recente evento no Rio, o presidente da TBG, Jorge Hijjar, defendeu também a necessidade de ampliar a infraestrutura de transporte e avançar na harmonização regulatória como condições para destravar investimentos e expandir a oferta de gás no país. “Com mais acesso às fontes de suprimento, ampliamos a oferta e criamos condições para um mercado mais competitivo, com tendência à redução de preços no longo prazo”, disse Hijjar

Expansão da malha ainda demora

Somente após 2030 é que novas expansões da malha de transporte estão previstas. Um dos projetos é o Veredas, no Nordeste, elaborado pela TAG. O plano prevê a ampliação do Nordestão entre Pernambuco e Ceará, passando por Paraíba e Rio Grande do Norte, para resolver o gargalo em um trecho de menor diâmetro no gasoduto. Trata-se de um projeto de grande envergadura, dividido em três fases que, somadas, resultarão em cerca de 750 km adicionais à malha existente.

Em alternativa ao Veredas, a TAG também elaborou o projeto Rota do Bode, um gasoduto atendendo a demandas no interior do Nordeste, ligando Sergipe ao Ceará, passando pelas cidades de Petrolina (PE) e Juazeiro do Norte (CE). O projeto já faz parte do Plano Coordenado de Desenvolvimento do Sistema de Transporte de Gás Natural 2024-2033, proposto pela ATGás. Mas o Nordestão é abastecido por gás natural e a tendência é aumentar ainda mais o transporte exclusivo desse energético com o terminal de GNL em Sergipe e a produção futura de GN dos projetos SEAP I e II da Petrobras e parceiros.

Outros planos envolvem levar gasodutos a cidades ainda não atendidas no Sudeste, como as expansões para as cidades mineiras de Uberaba e Extrema. No primeiro projeto, o gasoduto atende parte de um importante polo industrial do estado no Triângulo Mineiro. Além disso, etapas posteriores incluem uma expansão para Uberlândia, um mercado de mais de 700 mil habitantes, capaz, portanto, de oferecer consumo potencial no segmento residencial.

Este projeto já figura no Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano, PNIIGB), enquanto um segundo projeto se apoia na demanda da Gasmig para atender a sete municípios do sul mineiro, totalizando 256 mil habitantes. Juntos, os dois projetos adicionam quase 300 km de extensão à malha brasileira de transportes. No Sul, o projeto da TBG de um gasoduto de 140 km até Curiúva, cidade do interior do Paraná, atende uma região bem populosa, inclusive o município de Londrina. O potencial de consumo é de 700 mil m³/dia de gás natural.

Apesar da perspectiva de expansão para a próxima década, os primeiros projetos não devem levar gasodutos a estados onde a malha ainda não chegou. Na visão do presidente da ATGás, a construção de gasodutos para novos estados e cidades só se justifica havendo demanda suficiente que suporte o investimento compartilhado da rede.

“(A perspectiva de interiorização) existe, mas está além desse horizonte atual. A gente tem o papel de unir oferta e demanda. O gás tem que ir aonde o mercado está. Quando comparam nossa rede com a dos EUA ou Europa, esquecem que é a nossa indústria que garante o suprimento firme. Por isso, nossa rede está nos estados que representam 90% do PIB industrial brasileiro”.

No Plano Coordenado de Desenvolvimento do Sistema de Transporte de Gás Natural, as transportadoras classificam o biometano como uma alternativa renovável importante no curto prazo, porque pode “diversificar as fontes de suprimento e ampliar o mercado de gás para além da infraestrutura atual”. Além disso, o documento detalha que a integração do biometano à rede de transporte de Gás Natural pode garantir ganhos de mercado e eficiência, já que permite movimentar volumes maiores de gás do que o GNC e o GNL.

Ainda assim, as transportadoras só listam dois empreendimentos ligados ao biometano no plano. Ambos consistem na construção de pontos de recebimento (um em Japeri, no Rio de Janeiro, e outro em local a ser definido pela TBG), a fim de movimentar o gás renovável na malha do Sul-Sudeste. Somados, os projetos poderiam garantir a injeção de até 320 mil m³/dia de biometano na rede de transporte.

Já no Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano, elaborado pela EPE, alguns projetos de expansão dos gasodutos mencionam o potencial de oferta do gás renovável nas regiões alcançadas, embora não detalhem como esta ligação aconteceria.

O PNIIGB também traz a proposta de dois pontos de recebimento de biometano, sendo um em São Carlos, em São Paulo, e o outro em Porecatu, no Paraná.

Oferta vai gerar demanda

Assim como o setor de distribuição, a demanda estagnada não abala os planos das transportadoras de gás. A expectativa de Manso é otimista e, na visão dele, é a oferta abundante que vai gerar aumento da demanda, via disputa de preços mais competitivos.

O executivo cita o caso do Rota 3, cuja carga está sendo absorvida pelo mercado, como compensação à queda na produção da Bacia de Campos, do gás importado da Bolívia e à redução da importação de GNL. A entrada em operação do gasoduto offshore-onshore possibilitou que esse recuo na oferta fosse preenchida sem maiores repercussões nas tarifas, mas novos suprimentos previstos para entrar em breve podem, sim, forçar a queda nos preços

“Na hora que entrar na malha, o Projeto Raia para conquistar mercado vai ter que baixar preço. Ninguém investe 9 bilhões de dólares para deixar o gás parado. Um choque de preço é o que vai permitir a penetração em novos mercados”, citando um estudo que aponta potencial consumo de 40 a 50 milhões de m³/dia da siderurgia para substituir o carvão.

Fonte: BrasilEnergia