O gás é uma fonte abundante em busca de novos mercados

No imenso território amazônico, com seus mais de 5 milhões de km² que se estendem por nove estados brasileiros, o diesel é um produto com mil e uma utilidades e ainda vai perdurar por muito tempo como combustível dominante, seja para gerar energia em sistemas isolados, para o transporte basicamente fluvial entre cidades e comunidades e ainda para diversas atividades produtivas. Nas contas do ICL – Instituto de Combustível Legal, na região são transportados 11 bilhões de litros/ano só por transporte fluvial. Além das grandes termelétricas, os pequenos grupos geradores movidos a óleo diesel são muito comuns e garantem, mesmo a um custo elevado, o funcionamento de casas, comércios e pequenas indústrias. De acordo com a EPE, o combustível respondeu por 70% da geração de energia elétrica dos sistemas isolados em 2025. Trata-se de um mercado considerável, porém complexo pela extensão, pulverização e logística. Ainda assim, a comercialização do gás em pequenos suprimentos por GNC ou GNL já começa a entrar nos planos dos produtores, transportadores e concessionárias locais. E para entrar nesse mercado de pequenos e médios consumidores, não basta a virtude da descarbonização, benefício que ocupa um dos últimos lugares na fila de prioridades do amazônida. Mas se o diesel tem vantagens, também tem fraquezas e são essas fraquezas que começam a ser percebidas e exploradas como potencial vantagem para o novo produto. Além da menor pegada de carbono, o GNL é vantajoso sobre o diesel por sua maior eficiência energética, pela logística mais racional e menor manutenção de motores. No caso da Amazônia, essa última vantagem conta mais ponto em uma região em que a simples substituição de uma peça defeituosa, só encontrável em um centro urbano a centenas de quilômetros, pode se tornar uma grande dor de cabeça. Outra é o roubo de carga. O diesel é moeda de troca em qualquer lugar da Amazônia pela sua popularidade, simplicidade de transporte e uso. Já o GNL roubado não é conversível em moeda, por exigir uma estrutura complexa de regaseificação e uso.

Projetos pioneiros e potenciais

Atualmente, Petrobras e Eneva são produtores locais com planos de levar o gas small scale à região, porém considera-se que os polos de importação em Barcarena (PA), onde a NFE mantém um terminal de regaseificação ativo, e Cuiabá (MT), final do gasoduto Bolivia-Mato Grosso, operado pela Âmbar, são potenciais interessados na atividade. Além dos dois produtores, a TAG também tem planos de entrar no small scale, aproveitando a logística de seu gasoduto de 661 km entre Urucu e Manaus e ramais que passam por nove municípios amazonenses. É nesse cenário que empresas como a Eneva e mais recentemente a Petrobras desenvolvem projetos de levar o gás abundante na região, além dos gasodutos, como substituto do diesel em muitas aplicações. A Eneva já é conhecida por operar há alguns anos uma rota de abastecimento de GNL para uma térmica em Roraima, distante 1.100 km, a partir do vizinho estado Amazonas, estratégia também utilizada em outros estados, como Maranhão, Pernambuco e Pará. Independente do campo de Azulão, basicamente voltado para sustentar a produção de grandes termelétricas, a empresa elabora planos para aproveitar as grandes reservas virgens de Juruá e do pequeno campo de Japiim, associada neste caso à Atem. Já a Petrobras vem avançando com projetos de small scale, tendo firmado contrato em novembro do ano passado com a Amazônica Energy, a fim de ofertar GNL em pequena escala a localidades com problemas logísticos na região próxima a Manaus e, mais tarde, em regiões mais distantes. No acordo com a Petrobras, a Amazônica, empresa local, planeja fornecer GNL em fevereiro de 2028, a partir de um volume inicialmente contratado de 100 mil m³/dia, com vigência de dez anos e possibilidade de ampliação a 500 mil m3/dia, conforme evoluir a receptividade do projeto. De acordo com o CEO da Amazônica, Marcelo Araújo, a usina de liquefação será instalada no município de Iranduba, na região metropolitana de Manaus. O gás natural de Urucu, transportado pela TAG, corta o terreno escolhido para o projeto. A estação de regaseificação e demais utilidades está na fase de licenciamento ambiental e, segundo Marcelo Araujo, a lista de fabricantes de equipamentos para o projeto já foi reduzida a dois. No momento em que essa reportagem era feita, a concorrência estava para ser definida até o fim de julho, assim como o EPCista responsável.

Logística, Descarbonização, Desvio de Cargas

Marcelo Araújo enxerga que o GNL pode ser uma alternativa à cara e arriscada logística do diesel para os sistemas isolados. “Aqui não falamos de pegar um caminhão e abastecer um local entre Rio e São Paulo por uma estrada de 400 km, toda infraestruturada. Estamos falando de rios, com calados que quase secam em certas épocas do ano, com sinuosidades absurdas, situação inexistente em qualquer outro lugar. E comunidades e cidades que realmente vivem às margens e pelo interior da floresta”, disse em entrevista à Brasil Energia. De fato, eventos climáticos extremos, como a seca nos rios tão essenciais para o transporte na região, se tornam cada vez mais frequentes, aumentando a complexidade da logística do combustível. Para além disso, Marcelo aponta que parte significativa do transporte do diesel é desviada por roubos na região – 1,2 milhão de litros foram desviados por quadrilhas em 2025, segundo o ICL –, problema difícil e caro de ser resolvido por escolta de segurança, mas que pode ser contornado porque o GNL demanda tecnologia e regaseificação para ser usado. Assim, problemas logísticos combinados com os compromissos pela descarbonização estão abrindo espaço para a substituição do diesel nos sistemas isolados na Região Amazônica. O último leilão para suprimento aos sistemas isolados, em setembro do ano passado, exigiu pela primeira vez um percentual mínimo de 22% de energia de fontes renováveis, exceção feita ao gás natural.

Mercados possíveis

Além do varejo, a Amazônica vê potenciais clientes nas termelétricas de sistemas isolados, com a perspectiva de leilões futuros, no mercado de logística fluvial e em outras atividades como secagem de grãos e mineração, que hoje dependem de diesel. Calcular um capex para um projeto desta magnitude não foi tarefa fácil, explica Marcelo. A Amazônica levantou um valor em relação ao contrato vigente com a Petrobras e, a partir disso, trabalhou com um capex já visando o quíntuplo do volume acordado. Segundo o executivo, este montante garante uma escalabilidade melhor e torna o projeto mais competitivo.  No total, o capex do projeto chegou a US$ 130 milhões, já incluindo investimentos em tancagem, estoque e logística. “A gente modularizou o nosso projeto prevendo um crescimento de mercado e considerando essas diferenças de preço entre o diesel e o preço de compra da nossa molécula. E, com isso, a gente conseguiu acomodar todos os investimentos no capex para as diversas fases do projeto”. Em relação aos riscos de operação – especialmente os logísticos, também enfrentados pelo mercado de diesel -, a Amazônica Energy quer se limitar a cerca de seis cidades próximas a Manaus, com foco no transporte rodoviário. A cabotagem entraria em jogo pensando na expansão de volume, que inclui os estados do Pará e Rondônia, via rio Madeira, e em direção a Rondônia. A empresa pretende utilizar balsas projetadas para calados reduzidos, mitigando o efeito de secas severas nos rios.

Para além do Amazonas

Desde que foi inaugurado o projeto integrado Azulão-Jaguatirica, o small scale ganhou relevância nos planos da Eneva. À época, o desafio era monetizar os recursos do campo, que tinha gás disponível, mas em uma reserva remota, sem indústrias ou termelétricas próximas para consumo local. Após vencer o leilão emergencial para o suprimento de energia elétrica em Roraima, em 2019, a empresa focou em desenvolver o projeto, incluindo a construção da UTE Jaguatirica II, suprida por GNL. “Era um projeto bem desafiador, porque a gente estava falando em desenvolver os campos de gás natural do Amazonas, implementar uma tecnologia estrangeira para poder liquefazer esse gás e transportar através de carretas até Roraima. O volume não era grande o suficiente para justificar um gasoduto entre os dois pontos, mas fazia sentido a gente fazer esse processo de liquefação do gás para poder carregar mais produtos da origem no Amazonas e gerar energia em Roraima, lá em Boa Vista”, contou Paulo Galdino, gerente-geral de desenvolvimento e soluções GNL da Eneva, em sua entrevista à Brasil Energia. Atualmente, a companhia produz cerca de 1.000 m3/dia de GNL para este projeto, o que equivale a aproximadamente 600 mil Nm³ /dia de gás natural. A UTE Jaguatirica II, em Boa Vista, tem capacidade de 141 MW de geração e o suprimento de GNL, mesmo sendo por caminhões, não é apresentado como small scale pela empresa, mas sim o projeto de Santo Antonio dos Lopes (MA). Em relação ao diesel, Galdino acredita que o tamanho do mercado pode comportar as demandas de ambas as fontes de energia. No entanto, para o gerente-geral da Eneva, o GNL pode oferecer vantagens ambientais e de firmeza energética: “O GNL traz boas características para isso, porque você continua tendo a autonomia e a performance equivalente. Você tem os caminhões carregando a mesma quantidade de carga e as mesmas distâncias percorridas, sem precisar fazer novos abastecimentos. E ao mesmo tempo se consegue gastar ainda um pouco menos. É um “ótimo negócio. Emite-se menos CO2 e gasta-se menos. Então, você pode ter benefícios inclusive no preço do frete”. A companhia replicou este modelo de small scale interestadual em Santo Antônio dos Lopes, no Maranhão, que também integra a Amazônia Legal. Neste projeto, a Eneva também atende outras empresas, como a Suzano e a Vale, contrato desfeito enquanto era concluída essa reportagem. A partir do Maranhão, a Eneva entrega GNL ainda para três cidades em Pernambuco e para Parauapebas, no Pará, onde tem como cliente a Virtu GNL. Galdino afirma que a Eneva planeja entrar em uma segunda cidade no Pará, embora não tenha entrado em detalhes, visto que o contrato ainda não está assinado. Na planta maranhense, que opera desde 2024, a capacidade também é de 1.000 m³/dia de GNL, com uma expansão de 500 m³/dia prevista para estar operacional no segundo semestre de 2027. A Eneva também escalou o projeto para alcançar um produto mais competitivo. “Quando desenvolvemos a usina no Maranhão, pensamos nessa questão do preço final. Então, investimos em uma capacidade um pouco maior do que tinha sido efetivamente contratado pelos nossos clientes âncoras na época. Isso proporcionou um preço bastante competitivo e a gente acabou vendendo o restante da capacidade instalada”, disse Galdino.

Aumento na produção

As perspectivas de aumento da produção de gás natural na região da Amazônia Legal, em especial no Amazonas, são bastante promissoras. O estado concentrou a segunda maior produção de gás natural do país em maio, com 13,4 Mm³ por dia, segunda a ANP. Em resposta à Brasil Energia, a Petrobras informou que, como parte dos planos para a ampliação de oferta de GN em Urucu, está iniciando neste ano uma campanha de perfuração de 22 novos poços até 2030, incluindo poços exploratórios. “A iniciativa busca manter a sustentabilidade operacional do ativo, compensar o declínio natural dos campos maduros e ampliar a disponibilidade de gás natural para atendimento ao mercado da Região Norte”, justificou a empresa na nota. Em entrevista à Brasil Energia em março, o gerente executivo de Terra e Águas Rasas da Petrobras, Stênio Galvão, informou também em entrevista à Brasil Energia que a Petrobras fornece atualmente 5 milhões de m³ de Urucu para Manaus e que, deste montante, há um excedente que deve ser aproveitado para comercializar entre pequenos consumidores com a Amazônica Energy.

Fonte: BrasilEnergia