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Gás Natural: Quando o potencial vai virar realidade

O gás natural é tema de reportagem de capa da edição deste mês da TN Petróleo.

O programa Novo Mercado de Gás, lançado em julho de 2019, completa um ano, fortemente impactado pela pandemia de Covid-19, que provocou uma desaceleração na economia mundial, entre outras sequelas dessa tragédia ainda subestimada. Lançado uma década depois da Lei do Gás (nº 11.909/2009), a iniciativa teve alguns avanços que, se tiverem continuidade nos próximos meses, podem tornar realidade o ‘potencial’ de expansão do mercado de gás natural profetizado há mais de três décadas. Quem faz parte desse mercado arregaça as mangas, mesmo em plena pandemia, para que não haja retrocesso.

O termo ‘potencial’ causa um certo rangerespecia de dentes em um país que, no último meio século, nem sempre viu as potencialidades alardeadas por governantes tornadas realidade. Algumas se tornaram um fato, pelo empenho dos diversos agentes econwômicos e vocação do país: somos uma potência agrícola (mas não celeiro do mundo), assim como mineral (mineração, junto com extrativismo, responde por 4% do PIB e mais de um quarto da balança comercial). E nos projetam como uma potência mundial em energias renováveis.

Na área de óleo e gás, somos reconhecidos mundialmente como líder em tecnologia de exploração offshore de petróleo e gás em águas profundas, destacando-se no cenário geopolítico como detentores de reservas gigantescas, ainda não totalmente mensuradas, no pré-sal. E o gás natural é um fator importante nessa equação, principalmente no processo de transformação energética que também será afetado pela pandemia.

Muitos planos, poucos resultados O Novo Mercado de Gás foi criado pelo Governo federal com o objetivo de “promover a concorrência, atrair investimentos internos e externos e reduzir os preços para o consumidor final desse mercado”. Da mesma forma que a Lei do Gás abriu as portas para o ingresso de novos atores no setor, a iniciativa tinha como um de seus tripés, a quebra ‘de fato’ do monopólio da Petrobras nesse segmento.

Os desinvestimentos acelerados da petroleira nessa área revelam que as fundações estão sendo feitas. Da continuidade delas é que dependerá o avanço nessa área. Planos para ampliar a participação do gás natural na matriz energética brasileira e consolidar o mercado de gás natural no país não faltaram em mais de três décadas, desde que o Ministério de Minas e Energia (MME), lançou o primeiro Plano Nacional do Gás (Plangás), em 1987.

Cinco anos depois faria a segunda versão, com a meta de aumentar de 2% para 12%, a fatia do insumo na matriz energética até o final da década de 1990.

O que ficou longe de acontecer. A Petrobras lançaria novo plano, em 2006, com a mesma sigla, mas outro nome – Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural. Os projetos elencados de exploração e produção, processamento e transporte, visavam aumentar a oferta de gás natural para 55 milhões de metros cúbicos por dia (MMm3/dia) até o final de 2010.

Essa foi uma das poucas metas alcançadas por um plano: em 2010, a produção de gás passou

de janeiro a dezembro, de 59 para 69 MMm3/dia, com o gás participando em 13% da matriz energética (mais de três vezes que em 2000, quando chegava a 4%). Dai em diante, o pré-sal fez com que essa produção mais do que dobrasse, alcançando uma produção de 139 MMm3/dia em janeiro desse ano.

Injetando a produção A pandemia fez a produção nacional de gás natural cair para 124 MMm3/dia, dos quais 86 MMm3/dia oriundos do pré-sal em abril, segundo boletim da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP, divulgado em início de junho. Desse total, menos da metade (50,6 milhões) é disponibilizada para o mercado. As unidades de produção (plataformas offshore) consumiram em torno de 12% do total e a queima, 2,724 MMm³/d (menos de 2%).

Mais de 56 MMm³/d de gás natural foram injetados nos reservatórios – cerca de 45% do total produzido – porque ainda falta infraestrutura de escoamento do energético. “O principal motivo para a injeção de economicidade, principalmente pela baixa qualidade do gás natural, pela distância da costa, pelo uso no aumento da vazão do petróleo e pela antecipação da primeira produção. O peso de cada um dos fatores difere entre cada projeto e campo”, observa a diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Heloisa Borges Bastos Esteves.

Ela observa que nem sempre a reinjeção é tecnicamente possível, uma vez que depende das características do reservatório. “Como demonstra estudo publicado recentemente (do qual a EPE participou), mesmo nos casos onde o gás tem composição mais rica e mais próximo da costa, os projetos dependem de contratos de comercialização para viabilização do seu desenvolvimento, em tempo hábil”, complementa.

Quem lida com o consumidor final, distribuidoras e comercializadoras de gás natural, questionam o volume crescente de injeção de gás natural. Para o presidente executivo da Associação Brasileira de Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), Augusto Salomon, a reinjeção deveria ser uma decisão técnica, porém, pelos níveis atuais observados, ele acredita que o fator comercial está sendo mais importante que o técnico.

“Se considerarmos o índice de reinjeção de cinco anos atrás, que já era elevado, poderíamos ter um aumento de oferta de 10 MMm³/dia, o que nos permitiria desenvolver novas aplicações, novos usos para o gás natural. Mercado consumidor não nos falta, mas requer decisões e investimentos também.

A reinjeção não é boa para ninguém. Na verdade estamos enterrando recursos. Enterrando empregos, royalties e impostos que poderiam estar movimentando a economia”, avalia.

O engenheiro naval e consultor Antônio Souza, que atua há mais de 30 anos no mercado endo ocupado posições relacionadas à engenharia de ativos offshore, desenvolvimento de negócios e gestão, lembra que toda operadora vai sempre buscar o maior retorno do seu investimento. “A injeção de gás tem um papel fundamental no aumento da recuperação do óleo.

A empresa ou consórcio avalia vários modelos, buscando qual seria a proporção ideal do gás injetado e do gás disponibilizado para maximizar o seu retorno financeiro”, pondera.

Segundo ele, na análise da viabilidade do gás disponibilizado, leva-se em conta a infraestrutura de escoamento disponível, a existência de demanda etc., tudo projetado desde o início da produção.

“Da mesma forma, o balanço do gás injetado e gás disponibilizado de hoje foi decidido há um bom tempo lá atrás”, argumenta. “Se não tivermos uma visão clara do panorama futuro, dificilmente veremos uma redução do gás injetado nos próximos anos”, avalia Souza .

Infraestrutura insuficiente

SEGUNDO ESTUDOS apresentados no final de 2019 pela EPE, estatal vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a produção líquida de gás natural pode triplicar até o final dessa década, passando dos atuais 50 MMm³/d para 147 MMm³/d.

Desse total, mais de 50% serão oriundos do pré-sal nas bacias de Campos e de Santos, além dos grandes volumes estimados no pós-sal da bacia de Sergipe–Alagoas.

Uma projeção mais do que plausível, considerando o que hoje é injetado e o aumento da produção em função da entrada em operação de novos poços e unidades offshore. Contudo, para que essa oferta se torne real e viável são necessários investimentos na infraestrutura de gasodutos para interiorizar o gás e ampliar o mercado consumidor, com o insumo chegando aos potenciais pontos de demanda.

Uma expansão, que na visão dos especialistas, deve ser integrada ao setor elétrico, sob pena de desperdício desse energético.

O escoamento do gás produzido no pré-sal, que responde atualmente por 70% do energético produzido, é feito por meio de duas rotas (1 e 2), com capacidade atual de 30 MMm³/d, e que vão alcançar 48 MMm³/d com a rota 3, que deverá entrar em operação em 2021. As rotas em operação já atendem sócios da Petrobras, como Shell, Galp e Repsol. Em março, a diretora de

Refino e Gás Natural da Petrobras, Anelise Lara, declarou que a ideia é formar uma empresa com essas três rotas de escoamento, para abrir o capital no mercado.

Ainda assim, as 3 rotas relacionadas aso campos no pré–sal não vão suportar o crescimento projetado até 2030: algo em torno de 30 MMm³/d acima da capacidade. “Pelas previsões da EPE, é possível estimar que as Rotas 1, 2 e 3 (que deve entrar em operação em 2021) estarão próximas da saturação em termos de volumes até 2026”, confirma a diretora da estatal, Heloisa Borges Bastos Esteves.

Segundo ela, há ainda detalhamentos geoespaciais a serem realizados, pois parte dos campos que entrarão em produção ainda não está conectada à infraestrutura existente, necessitando de novos gasodutos de escoamento para que o gás possa ser disponibilizado ao mercado.

Advogada e doutora em economia, com mais de 15 anos de atuação na área pública (a maior parte na ANP, onde foi superintendente de Promoção de Licitações), Heloisa Esteves agrega que, além da assinatura de contratos de compra e venda de gás que permitam o financiamento e a aprovação dos investimentos em nova infraestrutura, também precisarão ser equacionados

pelas empresas alguns aspectos técnicos, como pontos de origem e destino, pontos de conexão aos dutos existentes, e compartilhamento entre projetos próximos para obtenção de economias de escala.

“O cenário pode mudar com as descobertas de volumes de gás natural com menos contaminantes, com o aumento na demanda, na infraestrutura de escoamento e processamento, ou novas soluções tecnológicas que viabilizem a comercialização com preços competitivos”, analisa a diretora da EPE.

Visão sistêmica Resolver a falta de acesso à infraestrutura essencial (rotas de escoamento e unidades de processamento de gás natural, as UPGNs), para otimizar o que está implantado e trazer competição para este mercado é prioridade máxima para o presidente da Abegás, Augusto Salomon. “É fundamental acelerar os regramentos para que outros agentes possam ter acesso à infraestrutura essencial, o que envolve pensar oferta & demanda de forma combinada”, pontua.

Ele frisa que a decisão de investimento, agora, é para o que acontecer a daqui a quatro ou mais anos. “Para investir na produção de gás natural, os agentes privados precisam ter segurança de que poderão escoar e tratar o gás, de que haverá acesso aos gasodutos para poder transportar, de que serão criados gasodutos e, principalmente, que haverá demanda na ponta para consumir esse gás”, salienta.

Para Salomon, a produção crescente de gás do pré-sal deve ser aproveitada internamente, para criar um ciclo positivo que movimentará direta e indiretamente todos os elos da cadeia produtiva de gás natural. “Isso só será concretizado viabilizando uma demanda consistente”, enfatiza.

Uma das formas de consolidar essa demanda, segundo ele, é posicionando as usinas termelétricas a gás natural na base do sistema elétrico, com usinas térmicas inflexíveis (unidade que gera energia na base, de forma ininterrupta, com potência total ou parcial) no interior do País.

 “Isso ajudará a garantir a demanda, viabilizando a construção de gasodutos que interiorizem os serviços de gás, atraindo, por tabela, investimentos em novas plantas industriais que façam uso intensivo do energético, promovendo a universalização dos serviços locais de gás canalizado em comércios e residências”, agrega o dirigente da Abegás.

 “É necessário que haja uma visão sistêmica, que olhe para todos os elos da cadeia de forma harmônica, tendo em vista que é preciso aproveitar todo o potencial de geração de renda que emprego que poderão ser proporcionados por um projeto que amplie a presença do gás natural na matriz energética”, reitera o presidente da Abegás, lembrando que tudo no setor de gás natural envolve investimentos expressivos, com rentabilidade a longo prazo. Daí a importância de um arcabouço regulatório consistente, que garanta segurança jurídica – elemento fundamental para assegurar a confiança de quem tem os recursos.

 “O gás natural, especialmente o do pré-sal, é um ativo estratégico para que o País possa ter um projeto de recuperação e de retomada da economia, gerando renda, milhares de empregos e arrecadação de impostos para os governos, em diversas esferas, poderem investir em saúde e educação”, pontua.

Preço competitivo

Concorda com ele Pedro Franklin, diretor da Comerc Gás, empresa criada pela gestora independente de energia elétrica Comerc e a consultoria Gas Energy em setembro de 2019. “A produção brasileira, principalmente no pré-sal, é crescente, precisamos aumentar a demanda. Precisamos de infraestrutura para escoamento e transporte e efetividade na abertura do mercado para gerar maior competitividade”, diz o executivo da empresa.

 “O que vai mudar esse cenário é a criação, de fato, do mercado gás-gás. A abertura do mercado, permitindo o acesso de outros supridores/produtores para que haja competição gás-gás”, destaca o executivo da Comerc Gás, que no final de 2019 previa crescimento de 40% no mercado industrial de gás natural até 2025, com a comercialização de mais de 40 MMm³/d –contra os menos de 30 MMm³/d movimentados no mercado no final do ano passado.

A abertura é importante para baixar o preço do insumo. “O gás brasileiro é um dos mais caros do mundo. Isso faz, entre outras coisas, com que a demanda seja reprimida. Atualmente, os maiores consumidores são os setores industrial e o termelétrico. A abertura do mercado irá aumentar a competitividade: novas indústrias serão viáveis e as indústrias existentes poderão expandir. O mercado como um todo irá ganhar”, destaca Pedro Franklin.

 “A falta do mercado deixará de existir quando tivermos uma molécula de gás com um preço competitivo. Uma coisa leva a outra, assim é necessário trabalhar em duas frentes, nas pontas

dos elos da cadeia do O&G: tanto na exploração e produção quanto na formação da demanda”, diz a CEO da Companhia Potiguar de Gás (Potigás), Larissa Dantas.

Segundo ela, as distribuidoras de gás são especialistas em agregar demandas, desde que exista um preço competitivo do gás natural, o qual será determinado principalmente pelo valor da molécula advinda da E&P, que tem o maior peso na formação da tarifa do energético.

“Com demanda, preço competitivo e mais infraestrutura de escoamento de gás offshore e do pré-sal, o Brasil poderia inclusive deixar de importar gás da Bolívia e Argentina”, afirma a executiva, lembrando que o Brasil, por ser um país de dimensão continental, tem condições de ser o mercado consumidor do gás produzido e a um preço competitivo.

O papel do Estado Viabilizar esse mercado competitivo de gás natural é um dos principais papéis do Estado, na visão de todos. “O processo de abertura e desenvolvimento do mercado de gás natural requer coordenação e encadeamento de uma série de medidas”, reconhece Heloisa Esteves, da EPE.

“Uma das principais diretrizes do programa Novo Mercado de Gás é a harmonização das regulações estaduais para a distribuição de gás natural canalizado”, diz ela. Isso deve ocorrer por meio de ações dos agentes reguladores estaduais, com resoluções disciplinando e definindo o escopo da atividade de distribuição, os critérios para consumidores cativos e consumidores livres, bem como o estabelecimento de diretrizes econômicas para o cálculo de tarifas que sigam as boas práticas do setor.

 “A harmonização entre as regulações estaduais é importante para que haja a possibilidade de renegociação de contratos de fornecimento em médio e curto prazos, incluindo trocas de titularidade intradiárias e mercado de futuros, sem que estes mercados estejam limitados a um único estado que possui arcabouço regulatório incompatível com o de estados vizinhos”, observa Heloisa Esteves.

Ela salienta que todas as ações devem estar alinhadas ao arcabouço regulatório federal para que haja um funcionamento correto da cadeia de gás natural, desde a produção até o consumo final. “E o tratamento tributário dos Estados deve estar alinhado às transações que serão realizadas entre os diversos agentes atuantes”, frisa.

“Na nossa visão, os Estados podem contribuir, desenvolvendo políticas energéticas sustentáveis, aproveitando a potencialidade de seus recursos. O gás garantir o desenvolvimento das demais. A energia eólica, solar e o biometano dependem da energia garantida que o gás natural representa”, complementa Augusto Salomon, da Abegás.

Pedro Franklin, a Comerc Gás, lembra que alguns estados já avançaram mais do que outros. “Há estados em que a implementação do mercado livre de gás já está prevista, outros estão aperfeiçoando a regulação existente e outros, estão em fase de implementação”, pontua.

É o caso do Rio de Janeiro, no qual a Agência Reguladora de Energia e Saneamento do Estado do Rio de Janeiro (Agenersa) publicou em fevereiro a Deliberação 4068/2020, que estabelece as novas diretrizes do mercado livre de gás natural no estado.

Em março, foi a vez da Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo (Arsesp) dar a partida em aprimoramentos regulatórios, ao mesmo tempo em que o Governo do Espírito Santos decidiu vender sua participação na ES Gás para a iniciativa privada.

 “Aumentar a competitividade é fundamental para o Brasil, pois a produção seguirá em crescimento.

Se o gás não for utilizado, a opção é a liquefação para exportação. Nesse caso, porém, a competitividade é infinitamente menor para o país, pois o gás no mercado internacional é bem mais barato que o brasileiro.

Assim, é mais interessante ter um gás competitivo para abastecer o mercado interno brasileiro, pois isso permitirá expansão do mercado”, diz o executivo.

Sergipe-Alagoas vai dar mais gás ao Nordeste

BERÇO DA INDÚSTRIA petrolífera no Brasil, o Nordeste deverá ter uma participação expressiva na consolidação do Novo Mercado de Gás Natural em função da maior descoberta da Petrobras, desde o pré-sal (2006). De seis reservatórios em águas ultraprofundas no pós-sal da bacia de Sergipe-Alagoas, a estatal tem expectativa de extrair 20 MMm³/dia de gás natural, o equivalente a um terço da produção total brasileira. “Esse volume estimado representa toda a demanda do Nordeste”, destaca o diretor da Comerc Gás, Pedro Franklin.

Ele lembrou ainda que a ANP está disponibilizando campos onshore, devolvidos pela Petrobras, para pequenos produtores de gás, gerando emprego e competitividade para o mercado local. “No médio–prazo há muitas possibilidade de crescimento no mercado de gás no Nordeste, especialmente para produtores independentes e empresas de pequeno porte”, diz ele, lembrando que isso já vinha sendo pleiteado pelo setor e será impulsionado pelo REATE 2020 (Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres), lançado no final de 2019.

Em apresentação feita em setembro de 2019, o diretor da ANP José Cesário Cecchi falou do potencial petrolífero da região Nordeste, que tem 182 Blocos exploratórios 114 em terra 68 em mar.

Pontuou que pelo sistema de Oferta Permanente foram arrematados no NE 33 Blocos, que geraram R$ 26,5 milhões em investimentos, e ainda 12 Áreas Marginais. Os blocos não arrematados permanecem em oferta para futuras rodadas, nas quais ainda mais blocos serão incluídos.

Heloisa Esteves, da EPE, observa que o potencial onshore e offshore em termos de gás natural in situ está explicitado em forma de mapa através do Zoneamento Nacional de Recursos de óleo e Gás (2019), no qual os resultados de estudos mostram áreas com grandes chances de descobertas em regiões relativamente próximas da infraestrutura existente.

 “Entretanto, para que este potencial geológico se confirme e a viabilidade técnico-econômica, ainda é necessário equacionar questões referentes à harmonização  da regulação em nível estadual, bem como a regulação da interação entre os agentes no Sistema Integrado de Transporte de Gás Natural”, pontua.

Ela lembra ainda que é importante considerar o aumento do fator de recuperação e da produção de campos ativos, que estão sendo implementados por meio programas governamentais, como o REATE 2020, o Novo Mercado de Gás e Abastece Brasil.

A CEO da Potigás Larissa Dantas destaca que, no presente cenário, é fundamental que os governos estaduais customizem suas legislações de acordo a vocação de cada estado. “A Potiguar, no Rio Grande do Norte, é de gás onshore. A tendência é que a regulação estadual crie mecanismos para que haja maior interação entre os links da cadeia e, ao mesmo tempo, uma definição clara do papel de cada um, de forma a garantir a segurança jurídica para a disponibilização desse gás natural no grid da distribuidora regional que, no nosso caso, é a Potigás”, diz a executiva. “O Nordeste pode ampliar a participação na produção de gás natural incentivando o setor através de políticas públicas estaduais, cada estado customizando conforme sua vocação a regulação estadual e incentivando a produção local”, conclui Larissa Dantas.

Pedro Franklin, da Comerc Gás, lembra que o Nordeste está conectado a três terminais de regaseificação que permitem importar gás. “O terminal da Bahia pertence à Petrobras, mas será arrendado (seguindo o TCC) para uma empresa privada. Em Sergipe, há um terminal (também privado) já em operação e que, em breve, será conectado à malha de gasoduto; e no Ceará, há o terminal que permanecerá sendo operado pela Petrobras”, conclui.

Para o presidente da Abegás, Augusto Salomon, o aumento da  oferta de gás na região passa pela mesma receita do resto do país: acesso à infraestrutura existente (inclusive os dois terminais de GNL, um na Bahia e outro no Ceará e maior presença do setor privado. “Quanto mais agentes ofertantes tivermos, mais possibilidades de aumento da produção. Mas sempre observando o fundamental: é preciso respeitar os contratos de concessão. Sem segurança jurídica, não há mercado saudável”, frisa.

Ele salienta que o Nordeste possui uma extensa malha de gasodutos cobrindo o litoral e uma expressiva malha de rodovias. “O gás natural pode ser uma boa alternativa para a criação de corredores azuis. Pode, ainda, servir de retaguarda para a ampliação das fontes renováveis de

energia, que têm forte presença na região, acima de 30%, mas são intermitentes, o que gera instabilidade no sistema. Então, é preciso pensar na cadeia como um todo para promover um casamento entre oferta e demanda”, conclui Salomon.

Fonte: Revista TN Petróleo

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