Distribuidoras de gás da região Centro-Sul se movimentam para garantir oferta do combustível com fim de contratos com o Gasbol
As distribuidoras de gás natural já começam 2019 com o desafio de terem na ponta do lápis uma solução esboçada para a oferta do produto garantida para os anos seguintes. A urgência na definição se deve ao encerramento dos contratos de compra de gás natural da Bolívia pelo Gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol), cujo primeiro acordo de importação – de 18 milhões de m3/dia – se encerra no dia 31 de dezembro de 2019. Isso atinge em cheio estados que recebem o combustível boliviano, como é o caso de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.
A questão é mais urgente nos estados do Sul e no Mato Grosso do Sul, pois são praticamente dependentes da oferta boliviana. No caso de São Paulo, a situação é amenizada porque o estado é atendido por um mix de gás boliviano e insumo nacional, podendo ter mais condições de receber o que foi produzido em território brasileiro, principalmente depois que o pré-sal estiver em plenas condições de produção.
Tanto os governos estaduais quanto as distribuidoras já iniciaram a movimentação em busca de alternativas. O Rio Grande do Sul, por exemplo, aposta em saídas mais inovadoras e que requerem investimentos pesados. Um deles é a implantação de polo carboquímico, que prevê a síntese do gás em carvão – proposta que se mostra viável graças ao fato de o estado ser rico em carvão mineral. Dessa forma, o estado tem condições de ampliar sua oferta de gás e, ao mesmo tempo, dar uma destinação a uma fonte energética que, atualmente, se encontra em um impasse, uma vez que questões ambientais impedem o carvão de ter seu uso intensificado para geração de energia.
E o governo gaúcho tem andado rápido nessa direção. Em julho, regulamentou o projeto que permite a implantação do polo carboquímico por meio da Lei 15.047/2017, que cria a Política Estadual do Carvão Mineral e institui o Polo Carboquímico estadual. A expectativa é que a instalação do complexo exija investimentos de aproximadamente US$ 4,4 bilhões – cerca de R$ 13,2 bilhões – na produção do gás sintético do carvão.
Além da produção de gás, o polo – cujo projeto é dividido em quatro fases – inclui a produção de insumos para a indústria de fertilizantes, biocombustíveis e química em geral. Na primeira fase, serão investidos US$ 1,4 bilhão (R$ 4,2 bilhões) na construção de uma usina para a produção de 2,14 milhões de m3/dia de gás sintético. Na avaliação da secretária estadual de Minas e Energia, Susana Kakuta, o projeto coloca o carvão em um novo paradigma no mercado brasileiro, a exemplo do que já acontece em outros países, como Alemanha e Japão que já contam com produção semelhante.
Nem só de carvão, porém, vive a alternativa gaúcha. O estado também vem concentrando esforços na produção de biometano por meio de um programa de incentivo, de forma a aproveitar o grande potencial da produção agrícola da região, utilizando resíduos dessa produção e ainda dos frigoríficos que existem por lá. Esse plano está inserido na RS Gás e inclui a construção de uma usina de processamento de biometano, com investimentos em torno de R$ 100 milhões para produção de cerca de 35 mil m3/dia. Há ainda a possibilidade de produzir biofertilizantes. “A finalização do contrato é um grande desafio para todos, sobretudo em função da oferta, pois não sabemos quanto virá, e também da futura política de preços”, avalia Suzana Kakuta.
Planos de expansão
Outro estado na rota do transporte do Gasbol é o Paraná. O governo paranaense possui um plano que inclui não só a distribuidora local, a Compagas, como também a Shell e a Copel, acionista majoritária da distribuidora de gás paranaense. Firmado em 2017, o plano busca a expansão da oferta de gás por meio da construção de novos gasodutos e novas termelétricas, além da elaboração de estudos de importação, produção, exploração, comercialização e transporte do insumo. A proposta é construir três novas termelétricas – UTE Litoral, UEGA 2 e UTE Sul – e 300 km de gasodutos, de acordo com o diretor-presidente da Compagas, Luiz Malucelli Neto.
Há ainda outras possibilidades previstas no plano de expansão paranaense, como a construção de um terminal de regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL). A ideia seria construir essa planta vinculada a um projeto térmico. Segundo Malucelli, estudos preliminares indicam que o terminal poderia ser instalado na localidade de Pontal do Sul. Atualmente, o estado é atendido pelo tramo sul do Gasbol, que está interligado com a malha nacional, o que torna possível o recebimento tanto de gás boliviano quanto de gás nacional, ou ainda importado através dos terminais de GNL já existentes em outras localidades.
Também está no radar do governo do Paraná a produção de biometano. Em maio deste ano, o estado criou o marco legal do biogás. A Política Estadual do Biogás e Biometano inclui a entrada em vigor da Lei Complementar 211/18, que adapta os serviços de distribuição de gás canalizado para atender à introdução desse novo gás. O texto dá nova redação à legislação anterior que tratava dos serviços de gás – a Lei Complementar 205/17 – e prevê a adoção de metas de descarbonização para o estado, as quais deverão ser atingidas por meio da aquisição do biometano.
Aposta no GNL
Assim como o Rio Grande do Sul e o Paraná, Santa Catarina é outro estado consumidor do gás boliviano que também busca alternativas no horizonte próximo. A principal delas é a construção do Terminal Gás Sul (TGS), no Porto de São Francisco do Sul, cujo licenciamento está próximo de ser concedido. O projeto, situado no município de São Francisco do Sul, terá capacidade de regaseificação de até 15 milhões de m3/dia e se conectará com o trecho sul do Gasbol, adianta o diretor de Desenvolvimento de Negócios da Golar Power, Edson Real. A Golar é a companhia responsável pelo empreendimento, que deve receber investimentos de aproximadamente US$ 120 milhões, ou cerca de R$ 480 milhões.
O TGS deverá ter uma configuração semelhante ao terminal de GNL da Bahia, além de um gasoduto submarino, de cerca de 2 km, ligando a unidade de regaseificação, por meio da Baía de Barbitonga, ao município de Itapoá. De lá, seria conectado ao Gasbol.
Além desse projeto, a SCGás aposta suas fichas na chamada pública coordenada com as demais distribuidoras do Centro-Sul do país (veja Box). Segundo Cósme Polêse, presidente da distribuidora, a expectativa é que esse processo possa dar oportunidade à empresa de conseguir realizar os planos de expansão da oferta, como, por exemplo, levar o insumo para a Serra Catarinense e a construção de redes estruturantes no município de Lages.
Hoje, todo o volume, de até 2 milhões de m3/dia do insumo, vai, principalmente, para o segmento industrial, que, em setembro, absorveu cerca de 80% de todo o gás que o estado recebeu por intermédio da Petrobras – a principal supridora atualmente. O restante do combustível foi destinado ao segmento veicular, responsável por 16,4% do consumo; comercial, por 0,8%; e residencial, que ficou com 0,3%.
Potencial do biometano
Viajando para o interior de São Paulo, o plano está no aproveitamento de biometano que a região noroeste do estado possui em função da vinhaça produzida no processo de fabricação do etanol, considerado um material rico em matéria orgânica. A estimativa é que o potencial de biometano na região chegue a 12 milhões de m3/dia.
O presidente da GasBrasiliano, Walter Fernando Piazza Junior, reconhece que nem sempre todo esse potencial poderá ser aproveitado, mas há uma perspectiva de usar o gás para sistemas isolados, nas proximidades das usinas produtoras de etanol, com possibilidade de construir dutos de distribuição até o polo industrial do noroeste do estado. Outra possibilidade é fazer a distribuição por meio do uso do Gás Natural Comprimido (GNC) para que o combustível chegue aos centros de consumo. Existem múltiplas alternativas, diz o executivo, mas tudo dependerá da viabilidade econômica de cada projeto.
Já na região metropolitana do estado, a Comgás, companhia que atende a região, avalia as oportunidades de ampliação da oferta para sua área de concessão, em condições competitivas. Recentemente, a empresa recebeu autorização da Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo (Arsesp) para a realização de aditivos contratuais com a Petrobras referentes aos contratos de suprimento de gás natural existentes até dezembro de 2021, ampliando, assim, as perspectivas de fornecimento para a região metropolitana paulista para além desta data.
A MSGás, distribuidora de gás do Mato Grosso do Sul, por onde chega o gás proveniente da Bolívia, também faz sua aposta na chamada pública coordenada para receber gás por supridores nacionais, visto que o edital não obriga o estado a comprar gás somente do país boliviano. Além disso, a distribuidora também vem se movimentando para buscar seu próprio gás com os bolivianos, diz Bernardo Prates, diretor técnico e comercial da MSGás. Desde o ano passado, a empresa procura se articular em reuniões com representantes da Bolívia e com empresas que atuam na exploração de gás em território boliviano. Em agosto deste ano, o presidente da distribuidora, Rudel Trindade, esteve em Santa Cruz de la Sierra com o objetivo de estreitar esses laços comerciais com eventuais supridores, além de apresentar a chamada pública que está sendo coordenada pelas distribuidoras do Centro-Sul do Brasil.
Chamada pública conjunta como alternativa
A chamada pública coordenada de gás é uma das principais soluções das distribuidoras do Centro-Sul para o atendimento de sua oferta. Nesse movimento, as empresas Compagas (PR), GasBrasiliano (SP), MSGás (MS), SCGás (SC) e Sulgás (RS) comprarão, em bloco, cerca de 10 milhões de m3/dia do combustível. Com início de suprimento previsto para 2020, a iniciativa foi tomada após a elaboração de estudos específicos que indicaram a oportunidade de formatação conjunta de um edital e termo de referência para este fim. A entrega das propostas deve se encerrar em 31 de janeiro de 2019 − data esta que foi prorrogada após início da consulta pública da Transportadora do Gasoduto Brasil-Bolívia para contratação de capacidade. Antes, o prazo era dia 10 de outubro deste ano.
Juntas, as cinco distribuidoras atendem mais de 134 mil consumidores de gás natural e possuem mais de 4,4 mil km de redes de distribuição em 161 municípios. Os investimentos para essa contratação devem ser altos. Estudo da empresa de consultoria Wood Mackenzie aponta que a contratação de gás por parte das distribuidoras deve envolver montantes que podem chegar a até US$ 6 bilhões (aproximadamente R$ 24 bilhões), incluindo os custos relativos ao transporte do combustível.
Fonte: Brasil Energia Online
