OFERTA DE GÁS SERÁ QUASE TRÊS VEZES MAIOR EM 2030 E EPE LANÇARÁ ESTUDOS SOBRE EXPANSÃO DE GASODUTOS NA RIO PIPELINE

Por Davi de Souza (davi@petronoticias.com.br) –

Hoje é o segundo dia da Rio Pipeline 2019 e o assunto que deve movimentar o evento nesta quarta-feira (4) e também amanhã (5) são os novos estudos sobre a expansão da malha dutoviária brasileira, desenvolvidos pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Ao todo, são três documentos: o Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás Natural; o Plano Indicativo de Oleodutos; e o Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte. Sobre este último, o presidente da EPE, Thiago Barral Ferreira (foto), o classifica como uma “evolução” em relação aos instrumentos de planejamento feitos até então. Já o diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da estatal, José Mauro Coelho, destaca que a oferta líquida de gás natural no Brasil deve sair dos atuais 59 milhões de metros cúbicos por dia para 147 milhões de metros cúbicos por dia em 2030. Por isso, os novos estudos contemplam gasodutos já autorizados, além de novas rotas de escoamento do pré-sal. O impacto para o mercado deve ser consideravelmente alto. Só no projeto do Gasoduto Brasil-Central, que ligará São Carlos (SP) a Brasília, devem ser construídos 905 km de linha, com investimentos de R$ 7,2 bilhões. A EPE também estima que a produção de gás na Bacia de Sergipe-Alagoas deve aumentar principalmente a partir de 2025, podendo chegar a 30 milhões de metros cúbicos por dia em 2030. Barral e Coelho conversaram com jornalistas durante a Rio Pipeline e o Petronotícias publica hoje os trechos mais importantes da entrevista.

O que a EPE tem de novidades para apresentar durante a feira?

Barral – O que nós estamos lançando aqui na Rio Pipeline é o Plano Indicativo de Gasodutos (PIG), que é focado na malha terrestre de transporte. Esse plano é uma evolução em relação aos instrumentos de planejamento. Porque agora, com esse caráter indicativo, ele visa trazer maior transparência e visibilidade às oportunidades, para que a malha de transporte seja um instrumento de desenvolvimento de consumidores para o gás natural, dado que temos uma perspectiva de crescimento da oferta da produção.

O que é abordado pelo PIG?

Barral – O Plano Indicativo de Gasodutos buscou mapear as potenciais entradas de gás nessa malha, seja via GNL, importação da Argentina e outras fontes. E também as oportunidades de mercados consumidores. A lógica do Plano Indicativo de Gasodutos é identificar como podemos ligar essa oferta à demanda potencial, qual o custo desta infraestrutura, qual o potencial benefício e a viabilidade.

Após o lançamento destes estudos, qual seria o próximo passo?

Barral – Como eu falei, eles têm um caráter indicativo. Vai caber ao processo de outorga, seja via concessão ou autorização, de fato, viabilizar as decisões de investimento que serão feitos. O plano visa trazer esse debate e facilitar a coordenação das discussões para tomada de decisão de investimento.

Como começou o processo de elaboração dos estudos?

Coelho – No final do ano passado, aconteceu a publicação do decreto 9.616, que alterou o decreto 7.382/2010, que regulamentava a Lei do Gás. Nesse novo decreto, ficou decidido que a EPE deveria fazer os planos indicativos da expansão da malha dutoviária do país.

Desde o início do ano, nós conversamos individualmente com os transportadores de gás natural. Em fevereiro, tivemos algumas reuniões de ajustes de premissas com o Ministério de Minas e Energia e Agência Nacional do Petróleo. No final de março, fizemos um workshop fechado com os transportadores de gás natural, para que nos indicassem os seus planos de investimentos. E de maio até agosto, fizemos uma análise de qual alternativa iríamos estudar.

Qual a diferença desses novos estudos para o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT)?

Coelho – O PEMAT era um plano onde analisávamos o duto muito mais do ponto de vista econômico. Ou seja, se do ponto de vista de viabilidade técnica e econômica aquele duto era viável ou não. Com o decreto 9.616, criamos algo um pouco diferente do PEMAT tradicional. Criamos o Plano Indicativo de Gasodutos. Como diz o nome, ele é indicativo. Isso quer dizer que podemos fazer uma análise detalhada de vários gasodutos, mesmo que não sejam economicamente viáveis. Podemos até indicar o que seria necessário para que esse duto se torne viável.

Quais são os projetos de gasodutos que estão contemplados dentro do PIG?

O diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da estatal, José Mauro Coelho

Coelho – Primeiro, estamos analisando três gasodutos já existentes ou autorizados. O primeiro deles é o trecho 2 do Gasoduto da TSB, que liga Uruguaiana (RS) com Porto Alegre. Ele passa por regiões importantes, como Santa Maria e Alegrete, no Rio Grande do Sul. Além disso, é um duto importante pois, ao ligar o trecho 1 do TSB com o trecho 3, vamos permitir uma possível vinda de gás da Argentina para o Brasil, via Uruguaiana.

Outro duto que analisamos foi o Brasil Central, que liga São Carlos (SP) a Brasília. Nós entendemos que este duto é importante porque passa por áreas como Ribeirão Preto (SP), Triângulo Mineiro, Uberaba (MG), Uberlândia (MG) e proximidades de Goiana. Nessa região, identificamos possíveis demandas importantes para fábricas de fertilizantes, fábrica de metanol e agropecuária. Esse duto deve ficar na ordem de R$ 7,2 bilhões e terá 905 km de extensão.

O terceiro duto analisado é a duplicação do trecho sul do Gasbol, que liga Sideropólis (SC) a Canoas (RS). Neste caso, pode ocorrer uma duplicação da linha ou o aumento da compressão. Ele é importante, pois se for feito o trecho 2 do TSB, será necessário fazer a expansão do trecho sul do Gasbol. 

Além destes três dutos, analisamos muitos outros projetos de ligação de novas ofertas de gás à malha integrada. Não podemos criar ilhas de gás natural. Essa nova oferta de gás precisa chegar à malha de transporte.

Quais são as projeções de aumento de produção de gás no Brasil?

Coelho – A produção líquida atualmente (desconsiderando queima de gás, reinjeção, consumo de E&P) é de 59 milhões de metros cúbicos por dia. Nossas projeções para 2030 são de 147 milhões de metros cúbicos por dia. Isso é quase o triplo. Então, existirá um choque de oferta.

O senhor poderia falar também do Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás Natural, que descreve sobre projetos de gasodutos de escoamento?

Coelho – Hoje, já temos prontas as Rotas 1 e 2. A Rota 3 está sendo concluída. Isso nos dá uma capacidade de escoamento de 44 milhões de metros cúbicos por dia. Mas quando olhamos a produção de gás no pré-sal, vemos que em 2030 esse volume chegará a 71 milhões de metros cúbicos por dia. 

E como o país pode dar vazão a esse crescimento?

Coelho – Estamos analisando a Rota 4 tradicional, que liga o pré-sal da Bacia de Santos ao litoral de São Paulo. Estamos também analisando uma Rota 4 alternativa, que sai da Bacia de Santos e vai até o Porto de Itaguaí (RJ).

A EPE avalia ainda a Rota 5, que sai do pré-sal da Bacia de Campos, com três alternativas de destino: Porto de Itaguaí, Porto do Açu e Tepor [Terminal Portuário de Macaé]. E estamos analisando também a Rota 6, que ligaria a Bacia de Campos ao Porto do Açu ou ao Porto Central em Presidente Kennedy (ES). 

Existe muita expectativa em torno das recentes descobertas de gás natural em Sergipe-Alagoas. Quais são as projeções para a área?

Coelho – Na Bacia de Sergipe-Alagoas, nós vemos uma grande produção de gás, principalmente a partir de 2025, podendo chegar a 30 milhões de metros cúbicos por dia em 2030. Isso, basicamente com os campos da Petrobrás e da ExxonMobil. Vemos a necessidade de escoamento na região e analisamos duas rotas, podendo levar o gás para a região de Barra dos Coqueiros (SE) ou para a região da UPGN Atalaia, em Aracaju.