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Produção offshore de gás irá superar capacidade de distribuição em 2026

A capacidade dos gasodutos de escoamento dos campos de produção offshore no Brasil chegará ao limite em 2026, segundo levantamento do Plano Indicativo de Processamento e Escoamento (Pipe), da EPE. A empresa prevê que, nessa data, a produção líquida de gás natural do pré-sal das Bacias de Santos e Campos chegará perto do teto de 44 milhões de m3/d, contando as Rotas 1 e 2, e a Rota 3, ainda em construção. No Pós-Sal da Bacia de Sergipe e Alagoas, o limite de escoamento será atingido em 2024.

Para o diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, José Mauro Ferreira Coelho, é preciso achar uma solução para a vazão do gás natural associado nas bacias offshore. “Ou você traz esse gás para costa por gasodutos, ou na forma liquefeita. Uma terceira alternativa é a reinjeção, mas há limites para isso”, diz. Por isso, nem mesmo o aumento na oferta de GNL seria suficiente para aliviar a pressão sobre a capacidade de escoamento dos campos offshore.

José Mauro apresentou os dados preliminares dos investimentos projetados para as novas Rotas 4, 5 e 6, ainda em estudos nas Bacias do Pré-Sal. Segundo o levantamento, há duas possibilidades para a Rota 4, partindo da Bacia de Santos: a primeira levaria o gás por 285 km até Cubatão, SP, com um investimento preliminar de R$ 4,4 bilhões. A segunda, com 290 km e um Capex estimado em R$ 4,5 bilhões, chegaria ao Porto de Itaguaí.

A Cosan, controladora da Comgás, tem um projeto para essa Rota, para tentar levar o gás para São Paulo. Segundo o diretor de Novos Negócios da Cosan, Ricardo Hatschbach, o projeto não visa atender um único campo, mas funcionar como um hub de escoamento para os produtores. “Temos que pensar em 2026 agora. Ou os produtores de gás vão se questionar se a infraestrutura estará pronta a tempo, ou se o cronograma vai acompanhar a curva de produção”, diz.

As alternativas para a Rota 5, na Bacia de Campos, são os Portos do Açu, de Macaé (TEPOR) e de Itaguaí, todos no Rio de Janeiro. A rota para o Açu tem 190 km, quase a metade dos 370 km da alternativa por Itaguaí, e a estimativa de investimento do primeiro é de R$ 2,9 bilhões contra R$ 5,7 bilhões. O trajeto para Macaé teria 200 km e um investimento estimado de R$ 3,1 bilhões.

A Rota 6, também na Bacia de Campos, também tem duas opções: uma para o Açu e outra para o Porto Central, no Espírito Santo. Ambas têm 120 km de extensão e investimento estimado de R$ 1,9 bilhão.

O Plano Indicativo da EPE apontou ainda duas alternativas de rotas de escoamento para a Bacia do Espírito Santo-Mucuri, ligando os campos de produção ao Porto de Imetame (ES) ou à UPGN de Cacimbas (ES). Ambas as opções têm estimativa de R$ 2,3 bilhões de capex e 120 km de extensão.

Já na Bacia de Sergipe-Alagoas, a EPE apontou a possibilidade de novas rotas de escoamento para o Porto de Sergipe ou para a UPGN de Atalaia, ambos em Sergipe. A conexão do gasoduto em Atalaia exigiria um investimento R$ 1,5 bilhão, com 95 km de dutos, contra R$ 1,2 bilhão para 80 km de dutos para ligar os campos produtores ao Porto de Sergipe.

Processamento

O Plano da EPE também indicou a necessidade de ampliação da capacidade de processamento, avaliando a possibilidade de construção de sete UPGNs, além da nova unidade em construção em Itaboraí (RJ), algumas delas com localizações alternativas. “Alguns desses projetos são excludentes”, observa José Mauro.

Nesta quinta-feira (5/9), a EPE apresentará também o Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte (PIG), apontando os gargalos do sistema de transporte de gás. “Temos algumas indicações, como a necessidade de expansão do trecho sul do Gasbol e da implementação de trechos para conectar as novas ofertas de gás previstas à malha de transporte”, diz José Mauro. “O novo terminal de GNL em Barra dos Coqueiros (SE), por exemplo, tem capacidade excedente, mas não está integrado à rede de gasodutos para levar essa oferta ao mercado”.

Fonte: Brasil Energia

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