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