Nordeste deve dobrar participação na oferta nacional de gás natural até 2035

A participação do Nordeste na oferta potencial nacional de gás natural vai quase dobrar até 2035, saindo de 16% para 31%. É o que aponta o Caderno de Gás Natural do Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035), publicado neste mês de dezembro pelo MME e pela EPE. A projeção de consumo não termelétrico (indústria, comércio, residencial e transportes) crescerá a 3,37% ao ano. Nesse cenário, o plano decenal posiciona projetos como Maranhão, Sergipe Águas Profundas (SEAP) e o terminal de GNL de Suape como peças do desenho de oferta e infraestrutura na região. Antes mesmo de o projeto SEAP entrar no horizonte dos planos de investimentos da Petrobras, a infraestrutura de importação já muda em Pernambuco. O PDE 2035 inclui um terminal de regaseificação previsto em Suape (PE), com 14 milhões de metros cúbicos de gas natural por dia (MMm³/d) e referência de entrada em 2026, ao lado dos terminais existentes no Nordeste: Baía de Todos os Santos (BA), com 20 MMm³/d, e Porto de Sergipe (SE), com 21 MMm³/d. A EPE mede o impacto de Suape na própria curva de oferta importada. Entre o segundo e o terceiro anos do horizonte, o estudo registra elevação de 21% associada à entrada de Suape/PE e ao retorno do TRSP/SP, ambos como sistemas isolados no modelo — ou seja, ativos que atendem mercados específicos e não necessariamente funcionam como ponto de redistribuição plena na malha integrada. O pano de fundo é uma troca de composição na importação e uma expansão de produção no país. Em nota divulgada pelo governo federal, o MME e a EPE destacam que a produção líquida deve subir 95% em dez anos, enquanto a oferta potencial na malha integrada avança cerca de 85%, com balanço superavitário no horizonte.

O caderno trata a importação como combinação de gasodutos internacionais e GNL, e projeta queda do gás boliviano no GASBOL. A premissa indicada é de 13 MMm³/d no início do horizonte e 5 MMm³/d no fim, movimento que reduz o peso relativo do gasoduto conectado ao país vizinho e mantém o GNL como componente dominante na oferta importada considerada. No desenho de conexão, a EPE diferencia o que está na malha integrada e o que fica fora dela. O estudo registra que Baía de Todos os Santos (BA) e Sergipe (SE) estão conectados à malha integrada desde o início do período, enquanto parte dos terminais opera como sistemas isolados e pode ou não se conectar ao longo do horizonte, a depender das premissas. SEAP e Maranhão puxam a oferta no Nordeste. O ganho de participação do Nordeste na oferta potencial é explicado por dois vetores no próprio PDE: Maranhão cresce de forma gradual e Sergipe entra com mais peso a partir de 2030. No gráfico por estados, o Maranhão fecha 2035 com 14% da oferta potencial nacional e Sergipe com 9%, compondo o salto regional até os 31%. Em Sergipe, o PDE lista o Sergipe Águas Profundas (SEAP) como gasoduto de escoamento previsto com 18 MMm³/d, com marcos SEAP II em 2030 e SEAP I em 2032. Nas premissas da simulação, o caderno também registra que as ofertas do SEAP seriam inseridas diretamente na malha de transporte, em função da decisão de processamento offshore. No Maranhão, além do ganho de peso na série de oferta potencial, o PDE registra a planta de liquefação do Complexo Parnaíba/MA, em operação desde 2024, com capacidade de 600 mil m³/d.

Na simulação termofluido-hidráulica do subsistema Nordeste, a EPE aponta aumento de oferta ao longo do período e sinaliza um ponto de restrição já no curto prazo. O estudo registra limitação para atender a demanda da UTE Termoaçu (RN) na potência máxima no primeiro ano simulado (2026). A EPE atribui o aumento de oferta na malha Nordeste à entrada de oferta adicional da UPGN de Guamaré (RN) em 2032 e, principalmente, ao gás processado offshore da Bacia do SEAL, injetado diretamente na malha nas imediações da PE Carmopólis II – Sergás (2030), compensando declínios em campos da Bahia e em produção onshore de Sergipe. O caderno também aponta gargalos físicos no sistema regional. Entre os pontos citados está limitação de escoamento no trecho setentrional da TAG e na malha PE/AL, indicando que a disponibilidade “potencial” depende de capacidade real de movimentação e de investimentos em infraestrutura.

No processamento, o PDE contabiliza 14 UPGNs em operação no país, com capacidade total de 120,1 MMm³/d, sendo 16,7 MMm³/d no Nordeste, e inclui uma unidade prevista em Miranga (BA), de 950 mil m³/d, em 2027. No capítulo de dutos, o documento registra 4.919 km de gasodutos de escoamento e 9.561 km de gasodutos de transporte existentes, além de listar a malha integrada como composta por blocos que incluem o Nordeste e conexões com terminais de GNL e UPGNs.

A demanda não termelétrica (atendida por distribuidoras estaduais) cresce a 3,37% ao ano e é puxada pela indústria. O caderno aponta que o setor industrial responde por cerca de 65% do recorte não termelétrico e detalha as taxas médias por segmento: industrial (3,2% a.a.), comercial (5,3% a.a.), residencial (4,1% a.a.) e transportes (3,6% a.a.). No downstream, o PDE projeta crescimento de 5,36% ao ano e incorpora premissas com impacto direto no Nordeste: ampliação da RNEST (PE) em 2029 e retorno das FAFENs na Bahia e em Sergipe em 2026. Na própria nota do governo federal, o downstream é descrito como mercado de refinarias e fertilizantes e aparece como bloco de expansão nos primeiros anos do horizonte.

No capítulo de investimentos, o PDE separa projetos “previstos” (mais próximos de entrada) e “indicativos”. No grupo dos previstos, o caderno lista SEAP, terminal de GNL de Suape/PE e UPGN Miranga, além de ampliações associadas ao GASBOL, e consolida os “previstos” em R$ 15,80 bilhões. O estudo também registra projetos indicativos analisados no âmbito do Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano (PNIIGB), instituído por decreto, com referência de aproximadamente R$ 34 bilhões, além de uma carteira de planos indicativos estudados pela EPE que soma cerca de R$ 135 bilhões, condicionada à decisão dos agentes. O caderno registra ainda a tendência de desconcentração na comercialização do gás iniciada no Nordeste, indicador de mudança de estrutura de mercado no período recente e que aparece como contexto para a expansão de infraestrutura e oferta regional no horizonte do PDE.

Fonte: Movimento Econômico