Óleo e Gás

A nova estrutura de gás do Brasil trará o dinheiro esperado?

O presidente do Brasil, Jair Bolsonaro, promulgou na quinta-feira passada o projeto de lei 14.134 / 21 , também conhecido como a nova lei do gás.

A aprovação do marco regulatório é um passo fundamental para que o governo federal avance com seu programa de ‘novo mercado de gás’, que visa liberalizar o setor, atrair investimentos privados e reduzir preços.

A empresa de pesquisa energética do governo EPE estima que R $ 74,2 bilhões (US $ 13,2 bilhões) poderiam ser investidos em infraestrutura de gás natural até 2030 por meio de 40 projetos, principalmente com a abertura do setor. O valor é mais de seis vezes o previsto com base em um cenário sem alterações regulatórias.

Do total, a previsão é de que 44 bilhões de reais sejam destinados em dutos de transporte, 13,7 bilhões de reais em dutos de escoamento (entre o campo e a unidade de processamento), 11,3 bilhões de reais em unidades de processamento de natgas e 5,22 bilhões de reais em terminais de regaseificação de GNL.

Os projetos de dutos de transporte incluem o seguinte.

– Penápolis-Canoas (Chimarrão A): a 1,168km, 8Mm3/d (million cubic meters a day) capacity pipeline between São Paulo and Rio Grande do Sul states, with 11.8bn reais in capex;

– Bilac-Santa Maria (Chimarrão B): a 1,237km, 8Mm3/d capacity pipeline between São Paulo and Rio Grande do Sul states, with 12.4bn reais in capex;

– Presidente Kennedy-São Brás do Suaçuí: a 332km, 12Mm3/d capacity pipeline between Espírito Santo and Minas Gerais states, with 3.9bn reais in capex;

– Santa Antônio dos Lopes-Caucaia: a 684km, 8Mm3/d capacity pipeline between Maranhão and Ceará states, with 6.2bn reais in capex;

– Santa Antônio dos Lopes-São Luís: a 282km, 8Mm3/d capacity pipeline in Maranhão state, with 3.8bn reais in capex;

– Santa Antônio dos Lopes-Barcarena: a 677km, 8Mm3/d capacity pipeline between Maranhão and Pará states, with 5.8bn reais in capex.

Os projetos de dutos de escoamento e unidades de processamento de gás natural contemplam o seguinte, considerando apenas uma rota alternativa, ou Rota, para cada caso.

–  Bacia de Santos-Cubatão (Rota 4a): a 291km, 20Mm3/d capacity pipeline connecting the Santos basin pre-salt and Cubatão, in São Paulo state, with 4.55bn reais in capex. The associated 20Mm3/d natural gas processing unit is budgeted at 3.5bn reais;

– Bacia de Santos-Porto de Itaguaí (Rota 4b): mineroduto com capacidade de 299km e 20Mm3 / d, ligando o pré-sal da bacia de Santos ao porto de Itaguaí, no estado do Rio de Janeiro, com investimentos de 4,85 bilhões de reais. A unidade de processamento de gás natural de 20 Mm3 / d está orçada em R $ 3,5 bilhões;

– Pré-Sal da Bacia de Campos-Porto do Açu 199 km (Rota 5a) e 12Mm3 / gasoduto capacidade d, ligando a bacia de Campos pré-sal e do Porto do Açu, no estado do Rio de Janeiro, com um capex 3.448bn-real. A unidade de processamento de gás natural de 12Mm3 / d está orçada em R $ 2,6 bilhões;

– Pré-sal da bacia de Campos-Terminal Portuário de Macaé (Rota 5b): a 200km, 12Mm3/d capacity pipeline connecting the Campos basin pre-salt and the Macaé port terminal (Tepor) with 3.41bn reais in capex. The associated 12Mm3/d natural gas processing unit is budgeted at 2.6bn reais;

– Pré-sal da bacia de Campos-Porto de Itaguaí (Rota 5c): a 421km, 12Mm3/d capacity pipeline connecting the Campos basin pre-salt and Itaguaí port in Rio de Janeiro state, with 5.21bn reais in capex. The associated 12Mm3/d natural gas processing unit is budgeted at 2.6bn reais;

– Pré-sal da Bacia de Campos-Porto Central (Rota 6a): um gasoduto de 119 km com capacidade de 12 m3 / d ligando o pré-sal da bacia de Campos e o complexo portuário do Porto Central, no estado do Espírito Santo, com investimentos de 2,53 bilhões de reais. A unidade de processamento de gás natural de 12Mm3 / d está orçada em R $ 2,6 bilhões;

– Pré-sal da Bacia de Campos-Porto do Açu (Rota 6b): duto com capacidade de 118km e 12Mm3 / d ligando o pré-sal da bacia de Campos ao complexo portuário do Açu, no estado do Rio de Janeiro, com investimentos de 2,49 bilhões de reais. A unidade de processamento de gás natural de 12Mm3 / d está orçada em R $ 2,6 bilhões.

– Bacia do Espírito Santo-Mucuri-Porto Imetame (Rota ES-Mucuri-A): a 155km, 12Mm3/d capacity pipeline connecting the Espírito Santo basin post-salt to Imetame port, also in Espírito Santo, with 3.13bn reais in capex. The associated 12Mm3/d natural gas processing unit is budgeted at 2.6bn reais;

– Bacia do Espírito Santo-Mucuri-UPGN Cacimbas (Rota ES-Mucuri-B): gasoduto com capacidade de 157km e 12Mm3 / d ligando o pós-sal da bacia do Espírito Santo à unidade de processamento de gás natural Cacimbas, também no Espírito Santo, com 3,11 bilhões de reais em capex. A unidade de processamento de gás natural de 12Mm3 / d associada está orçada em 2,6 bilhões de reais, envolvendo a construção de uma nova unidade ou a expansão da unidade existente de Cacimbas;

– Bacia Sergipe-Alagoas-UPGN Atalaia (Rota SEAL-A): duto de 106 km e 20Mm3 / d de capacidade ligando o pós-sal da bacia de Sergipe-Alagoas à unidade de processamento de gás natural Cacimbas, no estado de Sergipe, com 3,5 bilhões de reais em investimentos. A unidade de processamento de gás natural de 12Mm3 / d associada está orçada em 3,5 bilhões de reais, envolvendo a construção de uma nova unidade ou a expansão da unidade existente de Atalaia;

– Bacia Sergipe-Alagoas-Porto de Sergipe (Rota SEAL-B): um gasoduto de 96 km e 20Mm3 / d de capacidade ligando o pós-sal da bacia de Sergipe-Alagoas ao porto de Sergipe no estado de Sergipe, com 2,99 bilhões de reais em investimentos. A unidade de processamento de gás natural de 12Mm3 / d está orçada em R $ 3,5 bilhões.

Em relação aos projetos de GNL, a EPE prevê a construção de dois terminais nos próximos 10 anos, em São João da Barra, no estado do Rio, e em Barcarena, no Pará. E outros três foram classificados como “indicativos”: um em São Francisco do Sul, em Santa Catarina, um em Santos, no interior de São Paulo, e outro em Suape, em Pernambuco.

SAÍDA E IMPORTAÇÕES

De acordo com a EPE, a produção líquida de gás natural do Brasil aumentará de 73Mm3 / d em 2021 para 140Mm3 / d em 2030. O fornecimento potencial projetado para a rede integrada aumentará de cerca de 50Mm3 / d para aproximadamente 88Mm3 / d no mesmo período. Parte significativa do gás produzido no país é reinjetada para aumentar a recuperação do petróleo.

Cerca de 62% da produção de gás natural em 2030 virá dos campos do pré-sal da bacia de Santos, de acordo com a projeção. Outras bacias que contribuirão para a produção de gás nos próximos 10 anos são Campos, Solimões , Parnaíba , Sergipe-Alagoas e Recôncavo . 

Exemplos de projetos de upstream de gás natural no Brasil podem ser vistos no relatório especial do BNamericas Campos dos sonhos: A corrida para explorar o potencial de gás natural da América Latina.

Quanto às importações de gás da Bolívia, a EPE prevê um volume de 30Mm3 / d até 2030. A importação potencial de GNL para a rede integrada em 2030 corresponderá à capacidade instalada dos terminais existentes (Baía de Guanabara, Pecém e Baía de Todos os Santos), totalizando 57Mm3 / d de 2020 a 2029, além de três terminais não conectados à rede integrada.

EXPECTATIVAS

Tiago do Monte Macêdo, sócio do escritório Tauil & Chequer Advogados, disse que a nova lei do gás estabelece uma regulamentação moderna e dinâmica, com menor intervenção estatal e mais racionalidade econômica, para a operação de gasodutos e importação e exportação de gás natural , bem como escoamento de gás, tratamento, processamento, armazenamento subterrâneo, acondicionamento, liquefação, regaseificação e comercialização.

“A projeção da EPE no Plano Decenal 2020-30 é realista, pois leva em consideração essas premissas econômicas de ampliação da oferta e demanda de gás, o que garantirá a ampliação dos investimentos na construção de dutos, terminais de regaseificação e unidades de processamento de gás natural”. ele disse ao BNamericas.

Macêdo acrescentou que a previsão de investimentos da EPE não inclui investimentos em exploração e produção, exceto nos projetos de escoamento de gasoduto, nem investimentos na ampliação da rede de distribuição de gasodutos ou em novos empreendimentos consumidores de gás que venham a ser estimulados por lei.

Antônio Souza, consultor sênior de desenvolvimento de negócios da Arcadis, disse ao BNamericas recentes chamadas públicas para aquisição de gás lançadas pela TAG e NTS (Nova Transportadora do Sudeste), além da aprovação do plano de desenvolvimento de bloco rico em gás BM-C-33 pela Equinor  e a aceleração dos projetos locais de GNL, indicam uma expansão da infraestrutura de gás no Brasil.

Mas ele destacou que o nível de investimentos estimado pela EPE depende de um aumento significativo da demanda por gás natural no país, onde as previsões de crescimento econômico não são boas.

“Ou seja, acredito em um mercado de gás natural muito mais competitivo na próxima década, com novas infraestruturas e novos players. Mas não acredito em um volume exacerbado de investimentos se não houver demanda firme em um cenário de crescimento econômico muito favorável ”, disse Souza.

Um dos pilares das novas projeções do mercado de gás é a redução da pegada da Petrobras nos segmentos médio e downstream por meio da venda de operadoras de dutos, como TAG, NTS, TBG e TSB , e distribuidoras, como Gáspetro e Liquigás .

Em nota, a associação brasileira de distribuição de gás natural Abegás disse esperar medidas assertivas que incentivem a produção de gás natural nacional e acelerem o processo de desinvestimento da estatal, bem como o acesso de outros agentes à infraestrutura essencial.

“A Abegás reforça a necessidade de estabelecer uma sinalização clara que incentive os investimentos no segmento de transporte e em toda a infraestrutura de gás, incluindo a integração plena dos setores de energia elétrica e gás natural por meio de licitações tendo como base termelétricas a gás.”

O presidente da associação local de cogeração de energia Cogen, Newton Duarte, disse em comunicado que, à medida que mais clientes tiverem acesso ao gás natural a preços competitivos, novos projetos de cogeração se tornarão viáveis.

“Estimamos que esses projetos possam agregar 7,2 GW nos próximos 10 anos, o equivalente à metade da capacidade instalada [da hidrelétrica gigante] da Itaipu Binacional”, disse ele, citando indústrias, hospitais, datacenters, aeroportos, shopping centers e edifícios corporativos como potenciais cogeradores.

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