A CADEIA PRODUTIVA DE GÁS NATURAL 1.Processamento do Gás Natural

As frações que se apresentam normalmente na fase líquida do gás são as mais pesadas e dão origem ao “Gás Liquefeito de Petróleo” (propano e butano), o chamado gás de

cozinha. Antes de ser processado o gás natural é chamado de gás úmido, por apresentar líquido de gás natural (LGN), enquanto o gás residual é o gás seco, pois não contém hidrocarbonetos condensáveis e o metano é preponderante.

Assim, o processamento do gás natural consiste em separar os hidrocarbonetos e fluídos do gás natural úmido (rico) até que ele fique seco (pobre). Do campo de produção, o gás natural é encaminhado a uma unidade de processamento onde ocorre a separação das frações mais leves do gás e obtém-se o gás natural seco, o gás liquefeito de petróleo e a gasolina natural conforme mostra a figura 3.

Figura 3 - Infra-estrutura de Processamento de Gás Natural

Fonte: Gaspisa

O teor de compostos mais pesados que o propano, formado pelas frações de GLP e gasolina natural é o que possui mais valor. Assim, se uma corrente de gás natural úmido tem riqueza de 6%, isso significa que ela é composta de 6% de GLP e gasolina natural e 94% de gás natural propriamente dito. Será esta parcela de 94% que formará, após processamento em uma UPGN, a corrente de gás natural seco.

O sistema de processamento do gás natural depende fundamentalmente do tipo de processo utilizado e da riqueza do gás. A escolha do processo mais adequado é condicionada por três itens: a composição do gás, a pressão disponível e as recuperações desejadas. Os principais tipos de processos usados a uma UPGN são (Petrobras, 2008):

• Refrigeração simples - condensação de hidrocarbonetos mais pesados através da diminuição da temperatura, com o uso de fluido refrigerante;

• Absorção refrigerada: contato com fluido auxiliar numa torre da alta pressão e baixa temperatura, com o uso de fluido refrigerante (propano);

• Turbo-expansão: Abaixamento da temperatura do gás, através da sua expansão numa turbina, condensando hidrocarbonetos mais pesados;

• Expansão Joule-Thompson: a expansão do gás numa válvula causa diminuição de pressão e redução de temperatura.

As unidades de processamento de gás natural no Brasil somam atualmente uma capacidade instalada de 56,3 milhões de metros cúbicos por dia, conforme apresentado no anexo C.

Na Região Nordeste a capacidade instalada de processamento soma 17,2 milhões de metros cúbicos por dia, o que representa 32,6% da capacidade do Brasil. O fornecimento de gás natural é realizado pelas seguintes unidades de processamento: Lubnor (CE), Guamaré I, II e III (RN), Pilar (AL), Atalaia (SE), Carmópolis (SE), Candeias (BA), Catu (BA) e Bahia (BA).

A região Sudeste, representando 45% da atual infra-estrutura de processamento de todo o Brasil, é a região que ocupa o topo no ranking nacional com uma capacidade de processamento de 23,7 milhões de metros cúbicos. O gás natural é processado nos Estados do Espírito Santo, São Paulo e, mais significativamente, no Rio de Janeiro. As unidades de processamento desta região são: Lagoa Parda (ES), DPP-Lagoa Parda (ES), UPCGN Cacimbas (ES), Cabiúnas, URL-Cabiúnas (2 unidades), UPCGN Cabiúnas e URGN Cabiúnas (RJ), REDUC I e II (RJ) e Cubatão (SP). As unidades de Cacimbas e UPCGN Cabiúnas II encontram-se fora de operação.

A região Norte processa 9,6 milhões de metros cúbicos por dia, representando 18,2% da capacidade nacional. Nessa região encontra-se as UPGN’s de Urucu (AM), cuja produção visa a recuperação do LGN do gás produzido, sendo o gás seco reinjetado no reservatório devido a falta de infra-estrutura para o escoamento da produção até áreas de possível mercado.

Por fim, na região Sul do país encontra-se a UPGN-UEG de Araucária (PR), com capacidade de processamento de 2,2 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, representando os 4,2% restantes da atual infra-estrutura de processamento de todo o Brasil. Apesar de já autorizada, esta unidade, se encontra fora de operação.

Segundo Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (2008), há uma expectativa de aumento da produção no país, havendo uma previsão de novos

aproximadamente 13,1 milhões de metros cúbicos por dia na infra-estrutura de processamento nacional.

Estes projetos incluem a Estação de Tratamento de São Francisco no Estado da Bahia, a UPGN Cacimbas e a DPP Cacimbas no Estado do Espírito Santo.

3.4.2. Transporte de Gás Natural no Brasil

Outro fator limitador para o desenvolvimento do gás natural na matriz energética nacional, além da descoberta tardia e da natureza associada do gás natural, foi o escoamento da produção do gás e a dificuldade para ter acesso ao combustível. O transporte realizado através da rede de gasodutos compreende a fase posterior às Unidades de Processamento do Gás Natural até a fase de entrega na malha de distribuição (ver figura 4).

Como se percebe pelo gráfico 4, entre 1958 e 1973, por quinze anos, a construção à rede de gasodutos foi esporádica. A estruturação da maioria da malha de transporte de gás natural hoje existente em nosso país, como mostra a figura 4, foram construídas só a partir de 1974, no Rio de Janeiro, Espírito Santo e diversas áreas do Nordeste.

Figura 4 - Mapa de Localização Geográfica da malha de transporte de gás natural no Brasil em 2007

Fonte: Cecchi (2008)

A partir de 1998, conforme mostra o gráfico abaixo, ocorreu a expansão da rede com a construção do gasoduto destinado ao escoamento do gás natural da Bolívia - o GASBOL. Outra significativa expansão foi com o novo investimento da Petrobras – Projeto malhas, obra avaliada em mais 1 bilhão de dólares. O objetivo do projeto é massificar a utilização de gás nacional, além de abastecer usinas termelétricas nas regiões Norte e Nordeste através da nova rede que interliga todo o país. Este projeto deverá entrar totalmente em

Gráfico 4 - Evolução da Extensão da Rede Nacional de Gasodutos (1958-2009)

Fonte: Cecchi (2008)

Há uma grande relação entre o tamanho da rede de gasodutos, o consumo de gás natural e o aproveitamento do gás associado. Com novos gasodutos em operação, é notável o aumento da oferta interna de gás.

O setor de transporte no nosso país se diferencia segundo a origem do combustível. Conforme o Anexo D existe uma malha para o escoamento de produção nacional e outra que transporta o gás importado totalizando 5.433,2 quilômetros (em operação) de rede e capacidade de 71,5 milhões de metros cúbicos (em operação) de escoamento.

A Petrobras, Transpetro, Nova Transportadora do Nordeste – NTN e a TAG Transportadora são responsáveis pelo transporte do gás de origem nacional, os gasodutos somam 2.533,2 quilômetros (em operação) de extensão e possuem capacidade de escoamento de 36,2 milhões de metros cúbicos por dia (em operação). O produto

importado passa pelo gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre (trechos 1 e 3 operado pela Transportadora Sulbrasileira de gás - TSB), pelo gasoduto Bolívia – Brasil (operado pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S.A - TBG) e pelo gasoduto Lateral Cuiabá (operado pela Gasocidente), os gasodutos somam 2.900 quilômetros(em operação) de extensão, com capacidade de 35,3 milhões de metros cúbicos por dia (em operação) de escoamento.

3.4.3. Movimentação de Gás Natural - Gasoduto Bolívia Brasil - Gasbol

O Gasbol possui 2.583 quilômetros em território brasileiro e 567 quilômetros em solo boliviano, totalizando 3.150 quilômetros de extensão. O gasoduto, que possui uma capacidade de até 30 milhões de metros cúbicos por dia, liga a cidade de Santa Cruz de La Sierra e termina em Porto Alegre, passando os estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul, como mostra a figura 5.

Figura 5 - Gasoduto Bolívia - Brasil

Fonte: Petrobras, 2008

O traçado do Gasbol segue o Rio Tiete, considerada uma área estratégica já que é responsável por 71% do consumo energético brasileiro, 82% da produção industrial nacional e 75% do PIB (Comciência, 2008).

A operação e monitoramento do gasoduto são feitos por satélite, através da Central de Supervisão e Controle da TBG, no Rio de Janeiro. Para a coordenação das equipes no campo, há três divisões regionais situadas em Campo Grande/MS, Campinas/SP e Florianópolis/SC. (ANP, 2008 b)

Sob esses regulamentos, desde 1999, a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S. A (TBG) envia diariamente o Relatório Gerencial à Superintendência de

Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural – SCM da ANP. De acordo com o anexo F, nota-se que, hoje em dia, operam 42 estações de entrega no Gasoduto Bolívia-Brasil.

- Gasoduto Lateral Cuiabá

O Gasoduto Lateral Cuiabá possui 267 quilômetros de extensão e uma capacidade de transporte de 2,8 milhões de metros cúbicos por dia. O gasoduto liga o trecho boliviano do Gasoduto Bolívia – Brasil até Cuiabá, passando por San Matias (Bolívia) e Cáceres (Brasil) conforme a figura 6.

Foi em agosto de 2001 que iniciou a operação do gasoduto Lateral Cuiabá, pertencente ao consórcio formado pelas empresas Prisma Energy e Shell Gás Latin América e operado pela Gasocidente do Mato Grosso. Atualmente, todo o gás natural transportado, é enviado para a UTE (Usina Termoelétrica) Cuiabá I conforme Anexo G que possui uma capacidade instalada de 150 megawatts.

- Gasoduto Uruguaiana Porto Alegre

Visando atender a demanda de combustíveis no Rio Grande do Sul e fornecer energia elétrica ao Estado, o Gasoduto Uruguaiana Porto – Alegre deu início a operação em 2000. O gasoduto, que é operado pela Transportadora Sulbrasileira de Gás – TSB e pertence ao consórcio formado pelaTotalfina Gas and Power Brazil, Gáspetro, Ipiranga, Repsol YPF (15%) e Tecgas N.V., faz parte do projeto de importação de gás da Argentina.

Atualmente, o gasoduto Uruguaiana – Porto Alegre não opera em sua totalidade. Sua extensão prevista para todo empreendimento é de 615 quilômetros, com capacidade de transporte de até 12 milhões de metros cúbicos diários. O gasoduto será formado por 3 trechos, conforme figura 8 abaixo: o trecho I possui 25 quilômetros de extensão, ligando Paso de los Libres à cidade de Uruguaiana (RS); o trecho II possui 565 quilômetros de extensão, liga o trecho I até a Refinaria Alberto Pasqualini (REFAP), em Canoas; e o trecho III, com 25 quilômetros de extensão, liga a REFAP às proximidades da Companhia Petroquímica do Sul (Copesul), no Rio Grande do Sul.

Figura 7 - Gasoduto Uruguaiana Porto Alegre

Fonte: Gaspetro, 2008

Com a discussão conceitual em torno das características básicas das indústrias de rede, enfatizando a indústria de gás natural, a cadeia produtiva e a movimentação de gás natural, nos próximos dois capítulos são vistas a oferta e a demanda do gás natural no Brasil. Séries históricas serão levantadas, levando em consideração a origem e os fatores que influenciam as variáveis em questão.