Petróleo & Energia: Gás natural em ritmo lento

Crise econômica e reservatórios cheios nas hidrelétricas põem gás natural em ritmo lento

Uma inversão de cenários marca o mercado de gás natural no Brasil.

Se há três anos, após a nacionalização dos ativos do setor de petróleo e gás na Bolívia (maio de 2006), a corrida contra o tempo para evitar um “apagão” exigia da Petrobras esforços para disponibilizar um volume maior de gás para termelétricas e indústrias – ambas em fase de expansão acelerada de consumo –, a situação atual é completamente oposta.

O ritmo da estatal para o gás natural está lento, mais para o tango argentino do que para o samba carioca.

E atrasa projetos, uma vez que a Petrobras, única produtora nacional e controladora do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), a responsável pelo fornecimento de gás para as distribuidoras estaduais, não tem mais onde colocar o gás natural no momento.

Depois do boom no setor termelétrico e industrial, principalmente, incentivado pelo governo e pela estatal, como forma de ampliar a participação desse combustível na matriz energética brasileira, o setor de gás natural perdeu a cadência.

Com os reservatórios abarrotados e até vertendo água, em alguns casos, sem maiores demandas de energia, as térmicas pouco geraram no decorrer do ano passado e no início de 2010.

O cenário de desaquecimento da economia, decorrente da crise financeira internacional que explodiu no final de 2008, contribuiu para o crescimento pífio no consumo de energia elétrica em 2009.

Ainda que não tenha sofrido o mesmo impacto que a crise provocou nos Estados Unidos e na Europa, o Brasil não conseguiu evitar o arrefecimento nas atividades industriais, que contribuiu para uma queda no fornecimento direto de gás para este setor.

Somado a isso, o aumento expressivo do valor do barril de petróleo no mercado internacional – no qual se baseia o cálculo para o preço do gás nacional – ao longo de 2009, fez com que esse combustível perdesse a competitividade perante outros energéticos, como o óleo e até a lenha ou o carvão, além da própria geração hidrelétrica, no caso da indústria principalmente.

Sinais de fumaça – O primeiro sinal evidente de que havia um volume excedente de gás natural no país foi a redução da importação do gás boliviano, que no ano passado ficou na média de 21 milhões de metros cúbicos por dia, ante a capacidade máxima de 31 milhões em 2008.

Em seguida, houve a suspensão das atividades em plataformas de produção de gás não-associado, como é o caso dos campos de Camarupim e Peroá-Cangoá, na Bacia do Espírito Santo, e desaceleração geral nas demais unidades, terrestres ou marítimas.

A produção nacional, que vinha em um crescente desde 2000, quando passou de 13,3 bilhões de m³/dia para os quase 14 bilhões em 2001, chegando a 17,7 bilhões em 2006, para saltar aos 21,6 bilhões de 2008, entre janeiro e novembro de 2009, ficou pouco acima de 18,2 bilhões de m³/dia.

Esses dados são da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP – Boletim Mensal de Produção, conforme o Decreto n.º 2.705/98).

Nesse total estão incluídos os volumes de reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio de gás natural por parte das petroleiras. De acordo com o mesmo boletim, o volume de gás reinjetado no início da década era de 2,7 bilhões de m³/ano enquanto que no final de 2009 somava mais de 4,3 bilhões de m³.

A queima e perda de gás no processo tiveram uma curva descendente nos primeiros anos dessa década, também por imposição de novas normas ambientais: passou de 2,3 bilhões em 2000 para 1,5 bilhão, em 2004.

Mas começou a aumentar de novo daí em diante, chegando a 1,9 bilhão em 2007, alcançando quase 2,2 bilhões em 2008, saltando para 3,4 bilhões em 2009.

A queima atingiu picos de 13,3 milhões de m³/dia em junho do ano passado. O volume é surpreendente, considerando, por exemplo, que a Comgás, a maior distribuidora de gás canalizado do país, no mesmo período, vendeu 12,2 milhões de m³/dia.

A Petrobras estima que em 2010 a queima de gás deverá diminuir em relação ao ano passado, quando uma série de manutenções em plataformas de produção puxou os números para níveis recordes.

E o consumo próprio das petroleiras nas atividades de exploração e produção passou de 1,7 bilhão, em 2000, para 3,1 bilhões de metros cúbicos/dia de gás natural em 2009, de acordo com o boletim mensal da ANP.

A agência destaca que esse consumo se refere não somente às áreas de produção, mas também das UPGNs de Urucu I, II e III, Guamaré I, II e III, Pilar, Atalaia, Carmópolis, Candeias, Catu, Bahia, Lagoa Parda e Cabiunas.

Desacelerando – Em janeiro, a diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster, informou ao mercado que a intenção da estatal é alterar o cronograma do ramp-up das plataformas de Mexilhão e Uruguá-Tambaú, ambas na Bacia de Santos. “Elas serão instaladas no prazo previsto, mas produzirão o mínimo demandado”, disse a diretora.

Segundo ela, para Mexilhão está prevista a produção de apenas dois milhões de m³/dia, volume bem aquém de sua capacidade alardeada de 15 milhões de m³/dia. Um banho de água fria no entusiasmo da própria estatal, que se orgulha de estar instalando uma das maiores plataformas de gás natural já construídas no mundo.

Mexilhão, que já provocou muita polêmica desde sua descoberta, quando as reservas foram superestimadas e depois reavaliadas para baixo – ganhando a jocosa alcunha de Mexilhinho – estava prevista para entrar em operação em março (veja box), mas a partida desse megaempreendimento foi adiada para maio ou junho.

A diretora rebate as constatações de que está “sobrando” gás natural no país e costuma preferir o termo “flexibilidade” para tratar do excedente do combustível. “Hoje temos uma curva de produção mais flexível e adaptável às exigências do mercado”, pontua.

Para reforçar essa defesa, ela exemplificou que no dia 24 de janeiro a Petrobras foi chamada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), para abastecer com gás usinas térmicas que gerariam apenas 24 MW. Quinze dias depois, porém, este volume saltou para pouco acima de 3 mil MW, responsáveis por consumir algo em torno de 16 milhões de m³/dia de gás.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) exige que a Petrobras tenha disponível 30 milhões de m³/dia para abastecer usinas térmicas que têm uma capacidade de geração de 8 mil MW.  Mas as perspectivas de geração são de apenas 800 MW diários, abaixo da média de 960 MW diários em 2009.

No cenário industrial as perspectivas são um pouco melhores. Segundo a Petrobras, há possibilidade de o mercado não-térmico recuperar maior proximidade – mais ainda abaixo – da demanda de 2008, quando houve recorde histórico do consumo de gás no país.

Obs.: volumes obtidos em terra e mar, considerando temperatura de 20°C e pressão de 1 atm. Fonte: ANP – Boletim Mensal de Produção( até 3 de fevereiro de 2010)

Produto caro – De acordo com a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), o volume de gás natural comercializado no acumulado do ano de 2009 atingiu a média diária de consumo de 36,7 milhões de m³, uma retração de 26% em relação à média do ano de 2008.

Essa retração fez com que a Petrobras realizasse em 2009 pelo menos dez leilões de gás para o mercado spot a preços menores. Com isso, neste início de ano parte do combustível fornecido às indústrias ficou cerca de 35% abaixo do valor cobrado do mercado não-flexível.

Para a Abegás, os preços do insumo foram os principais vilões, aliados à desaceleração da produção industrial e à redução da utilização de usinas térmicas. Em 2009, como nos anos anteriores, o principal consumidor do gás natural continuou sendo o setor industrial, com 23,5 milhões de m³/dia, (15,3% a menos do que em 2008). Outro segmento a apresentar retração foi o automotivo, cuja média diária ficou em 5,7 milhões de m³, 12,98% menor do que em 2008.

O preço do gás foi contestado pelas indústrias como sendo um dos mais altos do mundo, e por isso deixado de lado em favor de outros mais competitivos. Segundo representantes do segmento industrial, o valor cobrado no país é inferior apenas ao da Coreia do Sul.

Segundo levantamento da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), o gás vendido no Brasil custa em média US$ 12,46 por milhão de BTU, bastante superior ao de concorrentes importantes como México, Chile, Canadá, Estados Unidos e França.

A Abrace chegou a contratar no ano passado uma análise da Gas Energy Latin America que deverá embasar uma reclamação formal à SDE (Secretaria de Direito Econômico) sobre o assunto em 2010.

Vai sobrar – Para a consultoria Gas Energy Latin America, o cenário de sobra do gás tende a se acentuar nos próximos anos, apesar das perspectivas de crescimento econômico, que puxam o consumo direto de gás industrial e residencial, além de contribuir para a elevação da demanda de energia elétrica, o que pode exigir o acionamento de térmicas.

De acordo com outros estudos da Gas Energy feitos no ano passado, o excedente no país em 2010 deve chegar a 40 milhões de m³/dia. Para 2011, a previsão é de sobrar 60 milhões de m³/dia. O cálculo considera 10 milhões de m³/dia que deixaram de ser importados da Bolívia, 20 milhões de m³/dia de GNL contratados com flexibilidade de entrega e mais 10 milhões de m³/dia de campos com produção suspensa.

A sobra também considera o volume queimado nos campos em que o gás é associado ao petróleo e, portanto, não pode deixar de ser produzido.

“Novas plataformas estão entrando em operação e algumas delas são voltadas para a produção de gás, como Mexilhão e o sistema Tambaú/Uruguá (todas na Bacia de Santos).

Mantidas as mesmas condições atuais de acionamento de térmicas apenas quando os níveis dos reservatórios estiverem baixos e de preço elevado para a demanda industrial, a demanda não deve crescer para absorver esse aumento da oferta”, disse a sócia-diretora da Gas Energy, Sylvie D’Apote.

A Abegás ressalta, porém, que apesar desse panorama, as distribuidoras continuaram investindo em infraestrutura para disponibilizar o gás natural em todas as regiões do país. O número de extensão de redes ultrapassou os 18 mil quilômetros e o número de clientes, em todos os segmentos de consumo, já soma mais de 1,7 milhão no Brasil. O crescimento acumulado do número de consumidores de 2008 para 2009 foi de 21,35%, enquanto que o de rede foi 7,87%.

Dutos instalados – A Petrobras também continua ampliando sua malha de dutos. Somente nos dois primeiros meses do ano, o presidente da República participou de pelo menos duas inaugurações de porte envolvendo a malha Sudeste.

O primeiro deles, Paulínia-Jacutinga, com 93 quilômetros, terá capacidade para transportar 5 milhões de m³/dia e deverá contribuir para ampliar o mercado de gás do sul de Minas, cuja média diária de consumo deverá crescer, a cada ano, na média 500 mil m³/dia a partir de 2011.

O novo gasoduto atenderá principalmente à demanda industrial da região, onde se concentram empresas de alumínio, mineração, cerâmica e alimentícia.

O segundo gasoduto inaugurado com pompa e circunstância foi o Cabiúnas-Reduc (Gasduc III). Com 179 km de extensão, investimentos de R$ 2,5 bilhões e capacidade para transportar 40 milhões de m³/dia em sentido bidirecional, é o maior gasoduto em diâmetro e capacidade já instalado no país, superando até mesmo o Bolívia-Brasil, que transporta 30 milhões de m³/dia.

E já existe data marcada para a inauguração do terceiro gasoduto deste ano, o maior deles e marco deste governo: o Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene), com extensão de 1.400 km ligando os dois mercados, com capacidade para transportar 20 milhões de m³/dia.

A demanda atual do Nordeste gira em torno de 9 milhões de m³/dia.

O Gasene atravessa 70 municípios, cinco no Rio de Janeiro, 17 no Espírito Santo e 48 na Bahia, e é dividido em três trechos: Cabiúnas-Vitória; Vitória-Cacimbas e Cacimbas-Catu. A construção do gasoduto foi feita por três diferentes empresas.

O epecista do último trecho do projeto em construção – Cacimbas (ES)-Catu (BA) – é a chinesa Sinopec, que subcontratou outras cinco empreiteiras para a construção de segmentos, assumindo diretamente um outro segmento do projeto. A Conduto responde por dois trechos e a Galvão Engenharia, a Bueno Engenharia e o consórcio Mendes Júnior/Azevedo Travassos, um trecho cada.

Lei do gás – A Abegás acredita que, para o futuro do gás natural no Brasil, mais importante do que as obras inauguradas é a garantia de cumprimento da Lei do Gás, sancionada em março do ano passado, mas ainda sem a necessária regulamentação.

“A nova legislação regulará o transporte, a exploração, a estocagem, o processamento e a comercialização do gás natural no país”, ressalta a entidade, para quem é “importante ter uma lei regulamentada e uma política de preços”.

Em seus discursos durante as inaugurações dos gasodutos, o presidente Lula pouco cita a Lei do Gás, mas deixa bem claras as intenções do seu programa de governo. Durante a inauguração do Gasduc III, por exemplo, alertou:

“Quem tem fábrica a gás, piscina a gás, carro a gás, tem que saber que se tiver uma crise energética a primeira coisa para a qual vamos utilizar o gás é para levar energia até a casa das pessoas.”

No mesmo discurso, disparou que mesmo autossuficiente, o país continuará importando gás da Bolívia. “Precisamos do gás da Bolívia, mas já não somos tão dependentes dele. E quando conquistarmos a total autossuficiência, o Brasil não deixará de importar da Bolívia por uma questão de solidariedade. Temos que ajudar a Bolívia, que é um país pobre.”

A diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster, afirma que o setor elétrico vai demandar um volume de 71 milhões de m³/dia até 2017. Ela destacou que em janeiro de 2010 já foi possível visualizar uma recuperação do mercado não-termelétrico. A média de janeiro de 2010 ficou em 34,7 milhões de m³/dia, contra 28 milhões de m³/dia registrados em janeiro de 2009. “E em fevereiro já tivemos picos de consumo de 40 milhões de m³/dia”, afirmou Maria das Graças.

Na era da liquefação – Considerada uma das alternativas mais flexíveis para dar garantias de atendimento ao mercado consumidor de gás, principalmente em usinas térmicas, o Gás Natural Liquefeito (GNL) já é uma realidade no Brasil e deverá ter sua expansão anunciada na revisão do plano de investimentos da Petrobras a ser divulgado neste ano. Com um acréscimo: a partir da produção de gás natural do pré-sal, já vem sendo estudada pela estatal a possibilidade de construção de uma unidade de liquefação em alto-mar, uma das primeiras do mundo.

Atualmente, com unidades de regaseificação em Pecém e na Baía de Guanabara, a estatal vem constantemente recebendo cargas para o Nordeste, visando o abastecimento de suas térmicas naquela região. “Ainda não houve necessidade de acionar a unidade do Rio, por conta do excedente de gás existente neste mercado hoje, mas estaríamos prontos se precisasse”, disse a diretora de Gás e Energia. Ela justifica o uso do GNL no Nordeste pelo baixo custo apresentado no mercado internacional, depois da crise econômica.

A diretora não revela os planos para a revisão do Planejamento Estratégico de sua área para 2010-2014, mas já havia anunciado que seriam duas novas unidades de regaseificação que estariam sendo planejadas, ainda sem locais definidos no país. As duas novas unidades também teriam possibilidade de deslocamento para fazer as vezes de um navio carregador, com possibilidade de atuar no mercado spot e comercializar o GNL com outros países.

Outra variante da liquefação, que está sendo analisada com empolgação pela Petrobras e parceiras do pré-sal, é a unidade de liquefação de gás natural embarcada (GNL-E), como está previsto na parceria firmada com a BG em meados de novembro, dois dias antes da saída da jaqueta de Mexilhão do estaleiro.

Química e Derivados, José Luiz Marcusso, gerente-geral da Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Bacia de Santos(UN-BS), Petróleo & Energia - Crise econômica e reservatórios cheios nas hidrelétricas põem gás natural em ritmo lento
Marcusso: complexo de Mexilhão exigiu investir US$ 6,5 bilhões

“São sistemas capazes de processar até 14 milhões de m³/dia de gás associado”, destaca José Luiz Marcusso, gerente-geral da Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Bacia de Santos (UN-BS).

Instalada próxima às plataformas, a planta de GNL-E receberá o gás associado e fará o processamento e a liquefação do gás natural, do butano, do propano e do condensado. Na unidade de GNLE, também será feito o armazenamento e a transferência dos produtos processados para navios metaneiros, que farão o transporte até o mercado consumidor.

“Até março de 2011 teremos um FEED (projeto básico pronto), em condições de colocar em operação até 2015”, antecipa Marcusso, afirmando que está otimista com a alternativa.

“Um sistema de 14 milhões de m³/dia de gás é uma boa escala. Torna o projeto viável economicamente.”

O mesmo também pode ser feito na UTGCA – passar de 18 milhões para 20 milhões, com aumento de pressão. Para chegar a 27 milhões de m³/dia, temos de fazer o mesmo na unidade, porém tirando até 2 milhões de m³/dia para o consumo da própria unidade.

Na mesma linha, a consultoria Gas Energy anunciou que pretende instalar uma unidade de regaseificação no sul do país.  No final de 2009, a empresa estava finalizando a negociação para contratar a carga para atender o terminal e também a termelétrica que a empresa pretende construir em Rio Grande-RS. Quatro empresas participam da concorrência, que prevê contratos de quinze anos, com 22 cargas por ano.

A operação do terminal e da térmica é prevista para janeiro de 2014. O GNL, contudo, deve estar disponível em setembro de 2013 para o comissionamento das plantas. O investimento no projeto será de R$ 800 milhões e terá capacidade inicial para regaseificar 6 milhões de m³/dia. Já a usina terá capacidade instalada de 1.250 MW e vai custar R$ 2,2 bilhões, demandando algo em torno de 5 milhões de m³/dia.

Já o projeto de liquefação está sendo tocado pela Petrobras, em parceria com a BG, a Repsol e a Galp – suas sócias nos principais campos do pré-sal. O contrato da estatal brasileira com as três companhias prevê estudos de engenharia para comparar os custos de construção de uma unidade flutuante de liquefação de gás natural próximo à área do pré-sal, com a possibilidade de escoamento por meio de gasoduto.

A unidade, que teria capacidade para liquefazer até 14 milhões de metros cúbicos de gás por dia, poderá ser instalada junto aos prospectos de Carioca, Guará, Parati, Tupi, Iara ou Iracema, nos blocos BM-S-9, BM-S-10 ou BM-S-11. Os projetos deverão ser entregues até 2011 e as parceiras na joint venture analisarão a viabilidade econômica comparada aos gasodutos.

[toggle_simple title=”Title of toggle box” width=”Width of toggle box”]À época da assinatura do contrato, o presidente da BG Brasil, Nelson Silva, afirmou que o país deverá representar cerca de um terço da produção total da BG no mundo depois que os campos do pré-sal atingirem o pico de produção.

A empresa tem participação em sete blocos no Brasil, todos com a Petrobras como parceira. Atualmente, a BG produz 648 mil barris de óleo equivalente no mundo por dia, sendo que 70% do total é gás natural e os outros 30% em óleo. Até 2020, a empresa planeja investir US$ 20 bilhões no país.[/toggle_simple]

GNV continua a crescer – Para o GNV, o cenário é um pouco mais otimista. A CEG, companhia distribuidora do Rio de Janeiro, por exemplo, prevê crescimento de 7% do volume de vendas neste ano, em relação a 2009, em virtude principalmente da queda de 11,6% do preço em relação ao de 2008, recuperando a competitividade do gás em relação ao etanol (em fase de forte alta no país) e também em comparação com a gasolina.

Um bom indicador pode ser visto no número de conversões de veículos para o uso de GNV, que subiu da média de 2.300 por mês, no primeiro semestre de 2009, para 5.400 no final de 2009. Ao todo, são 740 mil carros rodando com o GNV no estado, um crescimento de 7,8% em 12 meses, mas, apesar disso, a ANP registrou uma queda de 4,9% nas vendas deste combustível em 2009 em relação a 2008.

Reportagem por Bia Teixeira e Cristina Santos

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