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Há espaço para se renegociar reinjeção de gás em campos existentes, diz Heloísa Borges

A diretora de Estudos para Petróleo e Gás da EPE, Heloísa Borges, afirmou que há espaço para se negociar com os agentes do mercado formas de se reduzir os elevados índices de reinjeção de gás natural de campos já em produção. Ela destacou que a análise sobre a viabilidade de se aumentar a oferta de gás nacional, por meio da redução da reinjeção, precisa ser feito caso a caso.

O assunto foi debatido ao longo do último ano no grupo de trabalho do programa Gás para Empregar, cujo relatório técnico está em fase de conclusão para posterior definição das políticas públicas.

“Isso de fato é uma análise caso a caso, mas conforme a produção vai acontecendo e a realidade do próprio reservatório vai se revelando, a gente acredita que sem rompimento de contratos, há sim espaço para você reendereçar: ‘olha, será que agora a gente já não tem soluções técnicas [para reduzir a reinjeção]?’”, afirmou.

Heloísa lembra que parte da reinjeção no Brasil é tecnicamente necessária, não só para recuperação avançada de petróleo, mas como forma de estocagem de CO2. O debate, contudo, precisa considerar também os avanços tecnológicos:

”Porque a gente vê que a tecnologia já evoluiu, a gente já vê uma série de outras soluções possíveis que poderiam ser avaliadas e a gente poderia debater os incentivos necessários para que isso [aumento da oferta] acontecesse ou não”, completou.

A diretora da EPE destaca, no entanto, que é importante que o governo dê “sinalizações corretas” para atrair investimentos de longo prazo.

Perfil da reinjeção mudou nos últimos anos

O professor do Instituto de Energia da PUC, Edmar de Almeida, por sua vez, destacou que houve uma mudança, nos últimos anos, no perfil de reinjeção do gás nos campos do pré-sal, para aumentar a produção de petróleo.

Até 2020, segundo ele, as plataformas do pré-sal eram planejadas com uma capacidade de 180 mil barris/dia de óleo e 6 milhões de m3/dia de gás. A partir do projeto de Bacalhau, operado pela Equinor, contudo, o modelo mudou e passou a prever a reinjeção de todo o gás e uma produção maior de óleo, de 220 mil barris/dia.

Depois disso, a Petrobras seguiu essa tendência, aumentando a capacidade de produção de suas plataformas para 225 mil barris/dia. Ao menos quatro dos FPSOs mais recentes, contratados pela estatal brasileira, preveem a reinjeção total do gás.

Edmar de Almeida defende mais transparência nas definições das estratégias de injeção do gás, nas discussões sobre os planos de desenvolvimento dos campos – uma vez que é nessa etapa que são traçadas as perspectivas de oferta de gás. Ele destaca que uma vez tomada a decisão de investimento numa plataforma sem capacidade para tratar e exportar gás, não há retorno. “Uma vez a plataforma for contratada de um jeito, ela não tem como ser revertida. Tem algumas abordagens mais heterodoxas: poderia colocar uma plataforma, um hub de gás, só para receber esse gás, tratar o gás e separar o CO2”, mencionou.

Infraestrutura existente pode ser aliada

Ele defende, contudo, que é possível maximizar a infraestrutura já existente, sobretudo da Rota 1 e Rota 2, para aumentar a oferta de gás de campos já em produção.

A pesquisadora sênior no Instituto de Estudos em Energia na Universidade de Oxford e conselheira sênior da FGV Energia, Ieda Gomes, defende que é preservar a segurança jurídica para os agentes que já definiram os seus planos de desenvolvimento com previsão de reinjeção do gás. Ela também defende que o debate sobre a reinjeção precisa ser feito caso a caso e pode envolver o uso de infraestruturas já existentes. E acredita que a entrada em operação da Rota 3, este ano, pode ser uma oportunidade nesse sentido:

“Ver se existe naquela região compreendida pela Rota 3, por exemplo, ou mesmo na Rota 2, onde é que tem alguma sobra ou alguma coisa que possa ser feita para interligar. Mas eu não vejo uma solução universal, tem que ser uma análise caso a caso”.

O desenvolvimento de Gato do Mato (Shell) e da 2ª fase de Bacalhau (Equinor), no pré-sal da Bacia de Santos, poderia se valer de gasodutos offshore existentes para escoar a produção de gás ao mercado, indicou a EPE no Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás (Pipe) deste ano.

Heloísa Borges, da EPE, destaca que um dos assuntos discutidos no Gás para Empregar foi, justamente, como aproveitar essa infraestrutura existente para ampliar a oferta de gás de forma mais rápida.

Ela defende que o debate sobre o uso dessas instalações passa por dar mais transparência sobre o acesso de terceiros – e a própria regulamentação do tema pela ANP. “A depreciação dos ativos, a taxa de remuneração… isso não está claro, então acho que um primeiro ponto importante que a política pública pode, sim, a ajudar é com a transparência e clareza sobre o grau de disponibilidade ou ociosidade da infraestrutura e qual que é o custo desse acesso”. “Um segundo ponto é avançar na regulamentação das normas de regulação desse acesso de um uso compartilhado de infraestrutura que é uma coisa que a gente já vê nos outros países, em mercados mais maduros como o Golfo do México, no Mar do Norte”, completou.

Fonte: Epbr / Gas Week

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