Com base nos dados consolidados de 2024, este artigo examina como o Brasil utiliza o petróleo que produz e importa, e avalia quanto desse volume poderia, no futuro, ser substituído por fontes de energia não fósseis como eletrificação e biocombustíveis. Essa é uma discussão, que as vezes ganha contornos políticos, mas iremos analisar estritamente pela ótica econômica e tecnológica.
1. Produção e Importação de Petróleo em 2024
Em 2024, o Brasil produziu em média cerca de 3,36 milhões de barris de petróleo por dia. Esse petróleo é, em sua maioria, de médio a alto peso (alta densidade) e baixo teor de enxofre, especialmente o oriundo do pré-sal. Além disso, o país importou aproximadamente 270 a 280 mil barris por dia, principalmente petróleo leve, utilizado para compor blends nas refinarias.
2. Exportação de Petróleo Cru
Mais da metade do petróleo produzido no Brasil em 2024 foi exportado — cerca de 1,75 milhão de barris por dia, ou 52% da produção nacional. O óleo brasileiro exportado é predominantemente leve e doce (baixo enxofre), sendo altamente valorizado por refinarias internacionais. Os principais destinos foram China (44%), EUA (14%) e Espanha (11%).
3. Consumo Interno e Refino
O volume de petróleo refinado no Brasil em 2024 foi de aproximadamente 1,9 milhão de barris por dia, destinado majoritariamente à produção de combustíveis (gasolina, diesel, querosene etc.). As refinarias operaram com alto fator de utilização, mas ainda assim o país importou parte dos derivados consumidos. A Tabela 1 a seguir, resume a destinação do petróleo no Brasil em 2024.
4. Lógica Econômica: Exportação vs. Refino Interno
Exportar petróleo cru e importar derivados refinados pode parecer contraditório, mas faz sentido econômico. A estrutura de refino nacional é limitada e o petróleo exportado tem alta qualidade, sendo mais valorizado lá fora. Ao mesmo tempo, o Brasil importa óleos mais leves para ajustar o blend das refinarias e atender à demanda interna por derivados leves.
5. Substituição por Fontes Não Fósseis
Cerca de 50% a 60% do petróleo consumido no Brasil poderia, até 2040, ser substituído por fontes não fósseis. Abaixo, apresentamos na Tabela 2, a distribuição do consumo de derivados em 2024 e suas possibilidades de substituição:
Conclusão
O Brasil combina uma posição de destaque como exportador de petróleo com desafios internos de refino e segurança energética, além de possuir a matriz energética mais limpa do mundo. Boa parte do petróleo consumido pode ser substituído por alternativas sustentáveis nos próximos 15 a 20 anos, mas isso exigirá políticas industriais, tecnológicas e ambientais consistentes.
O futuro da energia no Brasil depende do equilíbrio entre produção, industrialização e transição energética. Ver a Tabela 3 abaixo, com a “dinâmica” da transição ponderada por categoria e tempo estimado.
Não tem sentido, do ponto de vista geopolítico e estratégico, simplesmente abrir mão da produção de petróleo, da noite para o dia, e nem abdicar da nossa vocação de um país líder na Transição Energética.
Temos que fazer a “transição” de olho nos detalhes…que é aí que mora o perigo !
Fontes consultadas:
Dados consolidados de 2024 do Ineep/ANP sobre produção e exportação ( eixos.com.br , brasildefato.com.br );
Relatório anual da Petrobras (2024) sobre refino e derivados e api.mziq.com sobre a qualidade do petróleo;
Análises setoriais (Agência Brasil, Eixos, Brasil de Fato, O Globo) para qualidade do petróleo e comércio externo (conexoscloud.com.br );
Essas referências corroboram os valores e explicações acima, evidenciando o destino do petróleo brasileiro em 2024.
Por Tulio Chipoletti Baseado no relatório publicado pela consultoria Wood Mackenzie – abril de 2025
Foi publicado pela consultoria Wood Mackenzie o artigo intitulado “Tough at the top: the threats to US energy dominance” que examina os pilares da dominância energética dos Estados Unidos e os desafios que podem comprometer sua continuidade nas próximas décadas. A seguir, apresentamos um resumo adaptado do conteúdo, mantendo a estrutura lógica, os gráficos e as principais análises desenvolvidas pelos autores.
A ascensão da dominância energética dos EUA
A produção norte-americana de petróleo e gás triplicou nos últimos 15 anos, respondendo hoje por 20% do fornecimento global de líquidos e 25% da produção mundial de gás natural. Isso consolidou os EUA como o maior produtor de hidrocarbonetos do mundo, superando a soma de Arábia Saudita e Rússia.
Figura 1 – Maiores produtores de petróleo e gás em 2025, em milhões de boe/d
Essa dominância transformou o país em ator-chave na segurança energética global:
Exportações de GNL mantêm o fornecimento para a Europa após a crise com a Rússia.
Volume recorde de petróleo blindou a economia americana contra choques de oferta.
Crescente influência dos EUA na Ásia por meio do comércio de GNL.
Fundamentos da performance upstream dos EUA
1. Redução contínua de custos
Os custos de breakeven caíram cerca de 65% desde 2005, com avanços em recuperação de recursos, logística e tecnologia. Atualmente, os valores estão abaixo de US$ 35/barril e US$ 2,50/mcf nos melhores ativos de petróleo e gas natural, respectivamente.
2. Flexibilidade de capital
O modelo americano permite ajuste rápido de investimentos diante de oscilações de preços, com retornos em menos de 12 meses em muitos casos. Habilidade de alterar o Capex – as vezes em poucos meses – em função das debilidades e fortalezas dos preços das comodites.
Figura 2 – Elasticidade do CAPEX onshore nos EUA vs. upstream global
3. Regime fiscal atrativo
O sistema tributário upstream nos EUA é dos mais favoráveis, permitindo que empresas retenham mais de 65% do valor presente líquido (NPV10) em projetos, mesmo com royalties elevados. Veja no grafico abaixo, a comparação com outros paises, principalmente o Brasil.
Figura 3 – Participação no valor dos projetos em países produtores selecionados
4. Consolidação e inovação
A consolidação nos últimos dois anos somou mais de US$ 100 bilhões em M&As, com grandes operadoras como ExxonMobil, Chevron e ConocoPhillips liderando. A troca de ativos impulsiona ganhos de eficiência.
Os mercados de negócios no último ciclo de consolidação a montante têm estado diretamente ligados à inovação e à concorrência. Os compradores têm adquirido ativos para implantar novas tecnologias e integração em escala.
Figura 4 – Participação dos EUA nos investimentos globais em M&A upstream
Desafios à continuidade da dominância
Apesar da liderança consolidada, o setor enfrenta riscos estruturais:
Barreiras comerciais, tarifas e possíveis impostos de carbono transfronteiriços podem reduzir a competitividade das exportações americanas.
O declínio natural da produção exige que os EUA adicionem volumes equivalentes à produção total da Noruega a cada ano, apenas para manter o nível atual.
O recurso que sustentou a escalada – o shale – está maduro e a produtividade por poço perfurado estagnou nos principais campos.
A nova política de dividendos fixos limita o reinvestimento mesmo com preços altos.
Figura 5 – Pico da produção upstream dos EUA projetado
O Dilema das Substituições
A Wood Mackenzie estima que, entre 2035 e 2040, os EUA perderão 1,7 milhão de boe/d em petróleo e gás, ao mesmo tempo em que sua produção de energia de baixo carbono deverá crescer em volume equivalente. No papel, isso sugere uma transição energética suave. Mas o cenário global revela outro problema: a China está liderando com folga a corrida por tecnologias limpas.
Enquanto os EUA seguem como uma petroeconomia, a China já se posiciona como uma eletroeconomia, dominando a cadeia global de baterias, veículos elétricos e energia solar. Essa vantagem deriva de planejamento estratégico e apoio estatal contínuo, que alavancaram a eletrificação do transporte e o desenvolvimento de energias limpas e nucleares.
Os EUA ainda lideram em volume de produção de hidrocarbonetos, mas a China lidera em produção em massa de tecnologias limpas com baixo custo, exportando para o mundo e moldando o novo mapa energético global.
Figura 6 – Participação global em energias renováveis em 2025
Ações para manter a liderança
Mesmo diante dos desafios, os EUA podem preservar sua posição no mercado energético global se mantiverem os fatores que os tornaram líderes no shale:
Inovação colaborativa
Grandes empresas como a ExxonMobil estão testando tecnologias avançadas, como modelos geológicos baseados em IA, para otimizar o design de poços e plataformas em tempo real. Isso pode reduzir custos e abrir acesso a reservas atualmente não econômicas.
Figura 7 – Redução projetada de custo por unidade em novos poços nos EUA
Novas frentes exploratórias
A exploração de novas formações geológicas, como as bacias Uinta, Utica e camadas profundas do Permiano, é essencial para renovar os estoques de poços economicamente viáveis.
Infraestrutura e incentivos fiscais
A estagnação na construção de gasodutos interestaduais representa um entrave à expansão. Reformas regulatórias e incentivos como aumento na dedutibilidade de custos e depreciação acelerada podem destravar novos projetos.
Figura 8 – Curva de exaustão dos inventários no Lower 48, sem novas descobertas
Reflexão Final
A posição dos EUA como principal fornecedor mundial de energia está sendo contestada por um mundo em transformação. A emergência de tecnologias limpas, lideradas por países como a China, exige dos EUA não apenas excelência no upstream, mas também capacidade de adaptação estratégica.
A dominância energética não está garantida: é preciso continuar inovando, investindo e diversificando. Como conclui a própria Wood Mackenzie: “é difícil chegar ao topo – e ainda mais difícil permanecer lá”.
Fonte: Wood Mackenzie, “Tough at the top: the threats to US energy dominance”, abril de 2025.
A reinjeção do gás natural nos campos de produção de petróleo e gás no Brasil tem aumentado expressivamente. Embora o país venha registrando crescimento robusto na produção de gás natural — impulsionado principalmente pelo pré-sal —, mais da metade desse volume não chega ao mercado consumidor. A maior parte é reinjetada nos próprios reservatórios.
Essa situação acende um alerta sobre o aproveitamento ineficiente de um recurso energético valioso, com impactos diretos na segurança energética e no potencial de industrialização do país.
Produção de Gás Natural no Brasil
A produção de gás natural no Brasil, tanto em terra quanto no mar, tem aumentado ao longo da última década. O gráfico a seguir mostra essa evolução entre 2013 e 2025 ( dados ANP) :
A taxa de crescimento anual ( CAGR) da produção total de gás natural no Brasil entre 2013 e 2024 foi de aproximadamente 6,5% ao ano.
Já o CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi mais moderado de 4,62% ao ano.
Evolução da reinjeção
Enquanto a produção cresce, a reinjeção acompanha o mesmo ritmo. O gráfico a seguir, baseado em dados consolidados de 2006 a 2025, mostra a evolução do volume de reinjeção em milhões de metros cúbicos por dia (milhões m³/dia):
Grafico 2 : elaboração propria
Como pode ser visto no gráfico 2 acima , o volume reinjetado aumentou fortemente após 2015, o que coincide com o aumento de produção no pre-sal, onde encontramos altas taxas de gás associado com petróleo ( e CO2). Ver gráfico 3 abaixo. Fonte ANP.
Gráfico 3 – Produção de Gás Natural no Pré-sal e Pós Sal de 2011 a 2025 ( fonte ANP)
Percentual de reinjeção sobre a produção
Talvez o dado mais impactante esteja no percentual de reinjeção sobre a produção total. Em 2013, esse índice era de 13,8%. Em 2024, já passa dos 54%. Mais da metade do gás produzido é reinjetado. Vejam no gráfico 4 abaixo, o crescimento do percentual de reinjeção em relação a produção de 2013 a 2024.
Gráfico 4 – Porcentagem da Reinjeção sobre a Produção – 2013 a 2025 ( elaboração propria)
O CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi de 4,62% ao ano
Ou seja, nesse mesmo período:
A produção cresceu a uma taxa média de 4,6% ao ano,
Enquanto a reinjeção cresceu a 6,2% ao ano.
Em um artigo anterior já discutimos o que vem a ser a Reinjeção Técnica e a Reinjeção Econômica; mas para aqueles que não leram deixamos no final do artigo uma nota explicativa.
A limitação da infraestrutura de escoamento
Mesmo quando o gás poderia ser aproveitado, a malha de gasodutos no Brasil é limitada. A maior parte da infraestrutura foi construída pela Petrobras antes da nova Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021). Existe um hiato de vários anos na construção de novas infraestruturas de escoamento. Vamos ver os projetos entregues mais recentemente.
Rota 3 e novos projetos
O Rota 3 da Petrobras, começou a ser construído em 2018, mas só entrou em operação em agosto de 2024.
O projeto Raia, da Equinor (com Repsol Sinopec e Petrobras), levará 16 milhões de m³/dia ao terminal de Cabiúnas/RJ, com um diferencial: o gás será processado no próprio FPSO e deverá entrar em operação em 2028.
O gasoduto SEAP (Sergipe-Alagoas), da Petrobras, com 18 milhões de m³/dia de capacidade, está previsto apenas para 2030, segundo o atual Plano de Negócios da Petrobras.
A lógica dos FPSOs
Os últimos grandes FPSOs foram projetados para reinjetar 100% do gás produzido, como os de Búzios, Atapu, Sépia e Bacalhau. Anteriormente, as unidades processavam de 10 a 15 MMm³/dia e produziam 180 mil barris/dia. Atualmente, as novas unidades foram desenhadas para produzir 220 mil barris/dia, com reinjeção total do gás — conforme os PDs aprovados.
Caminhos para a redução da reinjeção
Embora complexo, o cenário não é irreversível. Algumas estratégias viáveis incluem:
Investimento em infraestrutura: construção de novos gasodutos, UPGNs e sistemas de liquefação.
Abertura do mercado de gás: com mais agentes e contratos mais flexíveis.
Tecnologias de aproveitamento local: como geração offshore ou microliquefação.
Revisão dos Planos de Desenvolvimento, com base em simulações técnicas e econômicas.
Atualização tecnológica das plataformas: para viabilizar a separação eficiente do CO₂.
Aprimoramento regulatório e incentivos econômicos. Programa de Gás Release e Revisão das Tarifas de Transporte ( em andamento pela ANP)
A demanda estagnada e o paradoxo do gás natural
Ao contrário do que se poderia esperar diante da expansão da produção de gás natural no Brasil, a demanda do mercado não acompanhou esse crescimento. Quando se exclui o consumo associado à geração termelétrica — que é sazonal e sensível ao regime hidrológico —, observa-se no Gráfico 5, uma queda real na demanda estrutural de gás nos últimos anos.
Gráfico 5 : Demanda de Gás Natural por Segmento (milhões m³/dia), sem geração elétrica.
Grafico 5 – Fonte: Brasil Energia ( MME/Abegás)
Entre 2015 e 2024, a demanda total dos segmentos não térmicos caiu de 52,7 milhões para 37,8 milhões de m³/dia — uma retração de quase 28% em menos de uma década. Os principais segmentos afetados foram o industrial, que responde pela maior parte do consumo, e a cogeração.
Essa realidade revela um paradoxo: o Brasil produz cada vez mais gás natural, mas consome proporcionalmente menos em sua base econômica real. E isso não se dá por falta de gás, mas sim por falta de infraestrutura de escoamento/processamento e por excesso de reinjeção.
Parte significativa deste gás reinjetado poderia chegar ao mercado consumidor por meio das instalações existentes em alguns casos ( a depender da sua localização) e em outros por meio de novos gasodutos de escoamento, como está acontecendo com o Projeto Raia da Equinor.
Como discutido anteriormente, a limitação dos gasodutos marítimos e a reinjeção deliberada nos FPSOs tornam inviável o aproveitamento do gás do pré-sal em larga escala. O gás permanece no mar, enquanto indústrias em terra enfrentam barreiras logísticas e regulatórias para acessar esse importante insumo. Deveria haver uma maior oferta, contando com mais agentes comercializadores, o que provocaria uma maior competividade.
O excesso de reinjeção — ainda que tecnicamente justificável em parte —, somado à estagnação da demanda estrutural, gera um impasse estratégico: o Brasil não consegue transformar sua riqueza em competitividade.
A reversão desse cenário exige ações coordenadas em duas frentes: de um lado, acelerar os investimentos em infraestrutura de escoamento e processamento; de outro, estimular o consumo de gás por meio de políticas públicas, contratos flexíveis e integração regional. O gás precisa deixar de ser apenas um subproduto do petróleo e se consolidar como um vetor de reindustrialização e transição energética.
Conclusão
A reinjeção do gás natural é um desafio estratégico para o setor energético brasileiro. Superá-lo exige um esforço coordenado entre governo, reguladores, operadoras , transportadores e o setor privado. Mais do que um problema técnico, trata-se de uma decisão sobre o futuro do gás natural: continuará como subproduto do petróleo ou será tratado como verdadeiro vetor de desenvolvimento?
Com as reservas disponíveis, a resposta depende de planejamento, revisão regulatória e uma visão integrada do papel do gás natural na industrialização do país, geração de emprego e renda e na transição energética, onde o gás natural tem um papel importante já reconhecido por toda a comunidade, como “agente da transição”.
Notas explicativas:
Reinjeção Técnica
Plataformas, especialmente mais antigas, muitas vezes não contam com a tecnologia necessária para separar adequadamente o gás natural do CO₂. Com isso, parte significativa do gás é reinjetada junto com o CO₂ — o chamado gás arrastado. Essa parcela é considerada reinjeção técnica, por estar associada à limitação da tecnologia de separação por membranas. A ANP, desde 2023, passou a divulgar dados de produção líquida (sem CO₂), o que ajuda a mensurar melhor o impacto do gás arrastado.
Reinjeção Econômica
Além do aspecto técnico, há também uma reinjeção deliberada — a reinjeção econômica. Trata-se do uso do gás natural para manter a pressão nos reservatórios e aumentar o fator de recuperação do petróleo, o qual possui maior valor comercial. Essa estratégia foi prevista nos Planos de Desenvolvimento (PDs) dos campos, aprovados pela ANP, e alterar esse modelo exigiria reavaliações econômico-financeiras detalhadas, ativo a ativo, algo que o programa Gas para Empregar, delegou a ANP fazer, mas que por falta de recursos humanos, deve demorar um bom tempo a ser feito.
O gás natural tem se consolidado como um vetor estratégico para o desenvolvimento industrial e a transição energética no Brasil. A pesquisa do Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC), publicada em julho de 2023, lança luz sobre a situação do setor, apontando tanto suas potencialidades quanto os desafios estruturais que ainda limitam o pleno aproveitamento do insumo no país. Um dos pontos a ser destacado no estudo, é que existem restrições em gasodutos de escoamento para o gás do Pre-sal , mesmo após a entrada do Rota 3, ao mesmo tempo temos gasodutos como o Rota 1 operando com 50% de ociosidade ( 10 MMm³/dia), além de problemas técnicos na UPGN de Caraguatatuba/SP, que não tem capacidade de separação dos líquidos do gás rico do Pré-sal. O gás do Pós sal (Uruguá , Tambaú e Mexilhão) injetado no Rota 1 está em declínio e trecho entre Uruguá e Mexilhão já está ocioso. Vamos aos fatos:
O Brasil e sua Capacidade de Produção de Gás Natural
De acordo com o estudo do IEPUC, o Brasil possui reservas comprovadas suficientes para abastecer diversos setores industriais de forma sustentável. A produção de gás natural tem crescido de forma expressiva nos últimos anos, impulsionada principalmente pelo desenvolvimento de campos no pré-sal. Contudo, um dos principais entraves é a alta taxa de “perda” na produção bruta do insumo. Aproximadamente 50% do gás extraído não chega ao mercado devido à reinjeção, além de 10,5% para o consumo interno nas unidades de E&P e 2,5% em média na queima nas plataformas. A reinjeção de gás natural é especialmente alta nos campos de petróleo e gás do pré sal, onde o petróleo está associado ao gás natural.
Há, todavia, necessidade de entender o problema do “gás de arraste” antes de falar das infraestruturas de escoamento.
No passado, muitas das plataformas em operação no Brasil, não tinha ( ou não tem!) capacidade de separar adequadamente o gás natural do CO2, por um problema tecnológico, em função da tecnologia de membranas de separação do gás do óleo ( e do CO2). Não é possível separar apenas o CO2 com a tecnologia de separação por membranas existente nas plataformas atuais. Assim uma parte do gás natural que poderia ser enviado para o consumo, é reinjetado junto com o CO2. Este é o “gás arrastado”.
A própria ANP, reconhece este tema, tanto assim que e a partir de janeiro de 2023 passou a informar a produção de gás descontando-se a parcela de CO2. Vamos tomar os dados da ANP de dez/24 apenas como exemplo: o Brasil produziu 161.127 Mm³/dia de gás natural bruto de acordo com a ANP e reinjetou 87.787 Mm³/dia, sendo que a reinjeção descontado o CO2 foi de 62.821 Mm³/dia, para uma produção “liquida” de 131.849 Mm³/dia descontado o CO2. O volume disponibilizado ao mercado foi de apenas 51.124 Mm³/dia, o restante foi para uso nas unidades de E&P e queima. Neste mês tivemos, portanto, um volume de gás arrastado de 25 milhões de m³/dia ! Metade do volume disponível ao mercado.
Por simplicidade de nomenclatura vamos chamar a partir de agora a Reinjeção Tecnica, como sendo aquela originada, por “gás arrastado” pela falta de separação adequada do CO2.
O que vem a ser a Reinjeção Econômica ?
Todavia, nem todo gás reinjetado, ocorre por reinjeção técnica, temos também o gás que é utilizado para aumentar o Fator de Recuperação do reservatório, e logicamente produzir mais petróleo por mais tempo. O petróleo é economicamente mais vantajoso de produzir do que o gás natural, e fez parte do PD – Plano de Desenvolvimento destes campos, quando submetido pelas petroleiras e aprovado pela ANP. Sendo assim, não se poderia “violar” esta regra, pois estaríamos modificando as condições econômico-financeiras para o qual aquele projeto foi aprovado. O que sim, se poderia verificar ( e o Programa Gás Para Empregar do Gov. Federal, endereçou esta atividade para a ANP) quais seriam os limites inferiores no qual o gás poderia ser aproveitado, sem afetar o resultado econômico-financeiro do projeto. Todavia, a determinação do nível ideal de reinjeção econômica requer uma avaliação extremamente complexa e depende de variáveis geológicas de cada campo e de premissas econômicas quanto ao preço do gás e do petróleo no longo prazo.
Mesmo assim, restaria ainda algum gás a ser disponibilizado para o mercado, mas que não tem sua infraestrutura de escoamento.
Desenho dos FPSOs (Floating Production, Storage and Offloading)
Lembramos também, que os últimos grandes projetos de FPSO desenhados pela Petrobras, nos últimos anos, foram projetos considerando 100% da reinjeção do gás natural, tais como alguns dos FPSOs dos campos de Búzios, Atapu , Sépia e Bacalhau. Somente para que se tenham uma ideia, estes FPSOs juntos poderiam produzir até 30 MMm³/dia de gás natural (IEPUC).
Anteriormente os FPSOs eram desenhados pela Petrobras, para produzir de 150 a 180 mil barris/dia e processar de 10 a 15 MMm³/dia de gás. Nestes campos anteriormente mencionados, os novos FPSOs foram desenhados para produzir 220 mil barri/dia e reinjetar 100% do gás. Todavia seus PD foram aprovados desta forma pela ANP. De novo, não se pode “violar” estes projetos sem causar impactos negativos nas taxas de retorno do projeto. A nova gestão da Petrobras está fazendo um grande esforço de verificar quais destes FPSOs poderiam produzir gás natural, sem alterar o EVTE dos mesmos.
Infraestrutura: O Grande Desafio da Cadeia do Gás
Um dos aspectos centrais discutidos no estudo IEPUC é a infraestrutura limitada de escoamento do gás natural no Brasil. O país ainda depende de uma malha de gasodutos relativamente pequena quando comparado a outros grandes países produtores, o que restringe a distribuição eficiente do insumo. Todavia, é importante fazermos uma consideração justa: toda a infraestrutura de escoamento existente até hoje foi aquela feita pela Petrobras, antes da Lei do Gás Lei nº 14.134/2021.
O Rota 3, o último gasoduto de escoamento feito pela Petrobras começou a ser construído em 2018, sua parte offshore foi concluída em 2022 , mas por atrasos na definição da UPGN do antigo Comperj, somente entrou em operação em agosto/24, quando o Polo Complexo de Energias Boaventura entrou em operação. Depois disso, o único projeto privado que saiu do papel foi o Projeto Raia (antigo BCM-33) (em parceria com a Repsol Sinopec e Petrobras) que levará 16 MMm³/dia de gás natural para o Terminal de Cabiúnas/RJ. Um diferencial significativo deste projeto é que, pela primeira vez no Brasil, o gás será processado diretamente no FPSO para atender às especificações de venda.
Restrições da Infraestrutura de Escoamento
O estudo do IEPUC, fez, todavia, uma análise interessante: verificou qual seria a oferta potencial máxima do Pré-sal de gás que poderia ser ofertado ao mercado após a reinjeção técnica (separação do CO2 e do gás arrastado), se não houvesse restrições de infraestrutura de escoamento, mesmo considerando a entrada do futuro do projeto Raia da Equinor.
Também foi considerada a entrada em operação do próximo grande projeto de gasoduto submarino da Petrobras, o SEAP- Sergipe Alagoas com capacidade de 18 MMm³/dia, mas que vem sendo atrasado por problemas de contratação do FPSO, e no Plano de Negócios 2025-2029 da Petrobras, a previsão é que o gasoduto entre em operação somente a partir de 2030. Foi considerado como capacidade de escoamento do Rota 1+ Rota 2 + Rota 3 de aproximadamente 48 MMm³/dia.
Neste estudo o IEPUC, para ocaso do gás do Pré sal, fez dois cenários considerando a oferta após a reinjeção técnica (separação de CO2 e gás arrastado):
Cenário 1 de oferta considerando as plataformas com capacidade de separação de CO2 e escoamento e limitado à capacidade das Rotas 1, 2 e 3;
Cenário 2 de oferta considerando as plataformas com capacidade de separação de CO2 e escoamento e sem limitação de capacidade de escoamento
No cenário 1, a partir de 2028 existirá um volume significativo de gás firme sem mercado que poderia ser orientado para novos projetos no setor químico e de fertilizantes variando entre 8 MMm³/d a 17 MMm³/d no período analisado.
No cenário 2, poderia ser disponibilizado um volume ainda maior entre ,variando entre 12 e 25 MMm³/d no período analisado. Este cenário irá depender da revisão da estratégia dos operadores quanto à reinjeção por razões econômicas no Pré sal.
Ademais, nos dois cenários serão produzidos líquidos de gás natural (etano e propano) que podem viabilizar novas plantas petroquímicas no país, e potencializar plantas existentes.
Impacto na Indústria de Fertilizantes e Química
O estudo da PUC-Rio destaca o potencial do gás natural como matéria-prima fundamental para a indústria de fertilizantes e química no Brasil. Com uma demanda crescente por produtos químicos e fertilizantes, o aproveitamento mais eficiente do gás poderia reduzir a dependência de importações e impulsionar a competitividade dessas cadeias produtivas. Para que isso se concretize, será necessário ampliar a infraestrutura de escoamento e transporte e garantir contratos mais flexíveis e competitivos de fornecimento. Como sabemos o Brasil importa 80% do fertilizante que consome. Além da indústria petroquímica e fertilizantes, existem demanda reprimida ( por falta de competitividade do gás natural) em projetos da siderurgia, indústria cerâmica e outras indústrias. Um estudo do BNDES – GÁS PARA O DESENVOLVIMENTO RELATÓRIO – Fevereiro de 2021 já mostrava uma demanda industrial reprimida de 42 MMm³/dia em 2040, a depender da faixa de preços do gás natural. Buscou-se atingir especialmente os setores industriais que mais consomem gás natural no Brasil: petroquímica, siderurgia, cerâmicas, papel e celulose, e alimentos e bebidas, como pode ser visto na tabela abaixo.
Transição Energética e o Papel do Gás Natural
O gás natural também desempenha um papel relevante na transição energética brasileira, servindo como fonte de apoio para a geração de eletricidade e contribuindo para a redução de emissões de gases de efeito estufa quando comparado a fontes mais poluentes, como o carvão e o óleo combustível. O gás natural emite 50% a menos de CO2 quando comparado com o carvão e 75% a menos quando comparado com o óleo diesel. Ele não emite Dióxido de Enxofre ( SOx) e emite um quinto de CO e NOx do que o carvão. O desafio, porém, está em conciliar essa função com a necessidade de investimentos em fontes renováveis e na descarbonização da economia.
Conclusão
O setor de gás natural no Brasil apresenta uma série de oportunidades, mas também desafios significativos que precisam ser superados para que seu potencial seja plenamente explorado. A ampliação da infraestrutura, a melhoria na regulação e a integração eficiente com as indústrias consumidoras serão fatores determinantes para o futuro do setor. O estudo do IEPUC contribuiu de maneira relevante ao mapear esses desafios e apontar caminhos para uma maior competitividade e eficiência no uso do gás natural no Brasil.
Uma das condições pouco abordadas até agora pelos especialistas e empresas de petróleo, sobre qual seria a melhor maneira de aproveitar gasodutos de escoamento que estão operando com elevada taxa de ociosidade ( como exemplo o Rota 1).
Uma forma a ser pensada seria “fazer uma interligação submarina” com outros campos do pre-sal, e pós-sal, através de tie-backs l interligando novos campos com as linhas existentes ou mesmo desenhar uma linha submarina interligando os gasodutos existentes (como um grande manifold submarino) que teria a vantagem de receber gás de múltiplos campos ( como por exemplo Gato do Mato – Shell e outros) , e permitir a interligação de campos novos, em locais onde a produção dos campos existentes já está de declínio como é o caso a Bacia de Campos.
Este manifold submarino, poderia ser feito em etapas, de forma a permitir a interligação de campos em desenvolvimento e no futuro servir de base para lançar novas rotas de escoamento até terra , como os projetos Rota 4 ( mapeados pela EPE – Gasodutos de Escoamento) a partir deste “manifold”, além de permitir a migração do gás natural de campos menores , que não justificariam economicamente uma linha própria de escoamento. Para isso o compartilhamento das estruturas submarinas entre vários players seria fundamental.
Adicionalmente seria necessário investir também em “revamps” de UPGNs que tenham restrições em receber o gás do pré-sal, como a UPGN de Caraguatatuba, para que possam receber o gás especificado do pre-sal e retornar os componentes de etano, propano e butano, que a indústria petroquímica tanto necessita.
Como já dissemos, estas ações exigem uma coordenação intensa entre os setores produtivos, pelo lado da demanda; entre as empresas de petróleo para o compartilhamento de estruturas de escoamento e tratamento de gás e com a ANP, a fim de compatibilizar a demanda e a oferta; e também com a Petrobras dona dos principais ativos submarinos para propor uma solução de engenharia para estas interconexões submarinas em sintonia fina com seus parceiros. Acreditamos que com uma estrutura submarina mais flexível, seja possível aumentar a oferta de gás natural ao mercado.
Referências:
Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC). “Estudo sobre Gás Natural como Matéria-Prima para as Indústrias de Fertilizantes e Química no Brasil” – julho de 2023.
BNDES – Gás para o Desenvolvimento – Relatório – fevereiro de 2021
Na última década, os 10 piores desastres climáticos mataram cerca de 570 mil pessoas e eles foram intensificados pela emissão de gases de efeito estufa de atividades humanas como queima de petróleo, gás e carvão, além do desmatamento, concluem cientistas da World Weather Attribution (WWA).
Estudo publicado na última semana pelo grupo de pesquisa internacional analisou três ciclones tropicais no Indo-Pacífico, quatro ondas de calor na Europa, duas inundações (Índia e Mediterrâneo) e uma seca na África ocorridos desde 2004, para entender sua relação com o aumento da temperatura do planeta.
De acordo com a WWA, a seca em 2011 na Somália, que matou pelo menos 258 mil pessoas, foi intensificada pelo aquecimento causado pelas atividades econômicas, interrompendo padrões de chuvas e levando a temperaturas mais altas que aceleraram a evaporação da umidade do solo.
Antes dela, em 2008, o ciclone Nargis havia deixado mais de 138 mil pessoas mortas no sul de Mianmar. E o estudo descobriu que a velocidade do vento foi 18% maior por causa da mudança do clima, que aumentou a temperatura dos oceanos.
Mais recentemente, a onda de calor europeia de 2023, que matou mais de 37 mil pessoas, também teve dedo humano.
Os pesquisadores calculam que alguns dos picos de temperatura na região do Mediterrâneo teriam sido impossíveis sem o aquecimento global e se tornaram 1.000 vezes mais prováveis no sul da Europa.
“Sabemos que não existe desastre natural. É a vulnerabilidade e a exposição da população que transformam riscos meteorológicos em desastres humanitários. Cada vez mais, porém, há cada vez menos riscos meteorológicos que podem ser puramente descritos como ‘naturais’”, diz a WWA.
“Nosso trabalho, juntamente com a literatura científica mais ampla, agora mostra que, com cada tonelada de carvão, petróleo e gás queimados, todas as ondas de calor ficam mais quentes, e a esmagadora maioria dos eventos de chuvas intensas, secas e ciclones tropicais ficam mais intensos”, completa.
Chuvas torrenciais na Espanha
De 29 a 30 de outubro de 2024, o leste da Espanha foi atingido por chuvas excepcionalmente fortes, que provocaram inundações e mataram mais de 200 pessoas.
A enchente também deixou centenas de milhares de pessoas sem água potável e eletricidade na região de Valencia.
Foi o maior número de vidas perdidas por causa de uma inundação na Europa desde 1967.
Segundo a análise da WWA, a partir de valores diários de precipitação, há indícios de que eventos de chuva intensa de um único dia, tão intensos quanto o observado, são cerca de 12% mais intensos e cerca de duas vezes mais prováveis no clima atual, ou seja, 1,3 °C mais quente do que seria no clima pré-industrial.
Eles observam, no entanto, que muitos dados oficiais estão desatualizados, o que impede uma avaliação mais aprofundada.
Além disso, no caso espanhol, um outro fator humano que contribuiu para o desastre foi a demora em emitir alertas para prevenir a população.
Esta semana que tem COP29
Nesta semana, começa em Baku, capital do Azerbaijão a tão aguardada COP29, conferência sobre mudanças climáticas das Nações Unidas que terá como missão destravar recursos financeiros para a transição energética global.
Tão aguardada porque dinheiro é ponto central: são os investimentos que definem se vamos seguir em uma economia fóssil ou vamos em direção às renováveis. E sem dinheiro, países que já precisam lidar com questões sociais desafiadoras, dificilmente conseguirão acompanhar as nações mais abastadas.
Mas essa COP ocorre em meio a um cenário pouco animador. Guerras na Ucrânia e na região do Oriente Médio adicionam obstáculos a negociações historicamente complexas.
Some-se a isso, a recente eleição de Trump nos EUA, que embora só assuma a presidência em janeiro de 2025, já desanima diplomatas. Afinal, o que for decidido nas próximas semanas pode ser desfeito em alguns meses. Vale lembrar a saída dos Estados Unidos do Acordo de Paris em 2020.
E ainda: na ultima sexta (8/11) uma gravação secreta mostrou o presidente-executivo da equipe da COP29, Elnur Soltanov, discutindo “oportunidades de investimento” na empresa estatal de petróleo e gás com um homem se passando por um potencial investidor – usando o cargo na conferência para discutir possíveis acordos sobre combustíveis fósseis, segundo a BBC.
Isso tudo embalado em previsões cada vez mais alarmantes: 2024 caminha para ser o ano mais quente da história (depois de 2023 ter quebrado o recorde), segundo a Organização Meteorológica Mundial (WMO, em inglês).
E sem perspectivas de quando a temperatura irá baixar, já que as políticas atuais levam a cenários de 2,6°C a 3,1°C.
Creditos: Dialogos da Transição – Editada por Nayara Machado
Devido ao aumento da produção de petróleo nos países da Opep+ (países membros e e aliados) e EUA, os preços do barril de petróleo devem cair a partir do ano que vem. Segundo a Energy Information Administration (EIA), que divulgou os dados na quinta-feira passada (18/11), esse cenário vai finalmente reverter a situação atual, em que a demanda por petróleo encontra-se muito maior que a oferta disponível nos estoques globais, gerando preços caros.
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Até o final deste ano, espera-se que a demanda continue excedendo a oferta até 2022, onde começará a acontecer um aumento nos estoques. Esse aumento não será impulsionado apenas pelo crescimento da produção nos países Opep+ e EUA, mas também por uma desaceleração da demanda global de petróleo.
A EIA espera que o preço do Brent (preço de referência internacional de petróleo bruto) caia de US$ 84/barril em outubro para US$66/barril em dezembro de 2022. Já o West Texas Intermediate (WTI), referência do petróleo bruto dos EUA, cairá de uma média de US$ 81/barril em outubro de 2021 para US$62/barril em dezembro de 2022.
De acordo com a EIA, o consumo mundial de petróleo está mais acelerado que a produção desde o terceiro trimestre de 2020, e isso durou por cinco trimestres consecutivos. Essa situação tem contribuído para uma queda nas reservas dos estoques de petróleo nos países da OCDE (Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico), que registraram uma queda de 13% (equivalente a 424 milhões de barris).
Impactos da pandemia nos EUA
Nos Estados Unidos, a redução dos estoques fez com que o preço do WTI atingisse seu valor mais alto desde 2014, equivalente a US$ 84 por barril em novembro desse ano. Com a demanda por petróleo nos Estados Unidos voltando a atingir níveis pré-pandêmicos e a produção caminhando a passos lentos, os preços de petróleo bruto estavam ficando mais elevados. Agora, ocorre o fenômeno inverso.
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