ENErGIa
SOLar
DESENVOLVIMENTO
DO GáS NaTuraL
INTrODuÇÃO
O gás natural, ao longo das últimas cinco décadas, vem assumin-do papel de relevância na transição da matriz mundial de energéti-cos, a qual migra de uma base não renovável e não sustentável para uma composição mais equilibrada e sustentável. Acompanhando a evolução tecnológica da sociedade, a qual, primeiramente, passou a substituir o carvão mineral pelo petróleo como principal energé-tico de base fóssil, o gás natural desempenha papel fundamental e amigável(1), agora na transição gradativa da utilização do petróleo para energéticos mais limpos. Este capítulo aborda os principais tó-picos relacionados à descoberta de reservas, produção e demanda do gás natural nos planos internacional, América Latina, Brasil e Rio Grande do Sul.
CENárIO
INTErNaCIONaL
DO GáS NaTuraL
HISTÓRICO DO GÁS NATURAL NO MUNDO
Embora manifestações de utilização do gás natural remontem a pe-ríodos pré-históricos, sua utilização comercial tem os primeiros regis-tros a partir do século XVIII. Por volta de 1785, os britânicos já usavam o gás natural produzido a partir do carvão mineral para a iluminação de residências e ruas. Em 1816, Baltimore, no estado da Virgínia-EUA, tornou-se a primeira cidade a utilizar esse tipo de gás manufaturado para a iluminação pública. A primeira perfuração de um poço a obter sucesso na produção de gás ocorreu em 1821, na localidade de Fre-donia, Nova Iorque. Posteriormente, foi formada a primeira empresa americana de distribuição de gás: a Fredonia Gas Light Company. Em 1836, foi criada a primeira empresa pública de gás nos EUA, na cidade de Filadélfia: a Philadelphia Gas Works, maior e mais longeva empresa ainda em operação no país.
Com o avanço da tecnologia de distribuição e uso do gás durante o século XX, novas aplicações foram possibilitadas: cocção e aqueci-mento domiciliar, aqueciaqueci-mento de água, processos de manufatura industrial e caldeiras para a geração de eletricidade, entre outros.(2)
As principais economias do planeta utilizam-se dos benefícios do gás natural como fonte mais limpa e econômica de energia, contri-buindo para uma matriz energética mais limpa e uma maior
seguran-ça energética. Ao longo da expansão de sua utilização pelo mundo, foram criadas formas de transporte e distribuição que permitiram deslocar o produto desde os reservatórios, normalmente localizados afastados, até os grandes centros de consumo. Foram então cons-truídos gasodutos, alguns com muitos milhares de quilômetros, que atravessam os diversos continentes, bem como novos modais de transporte utilizados, como os navios que transportam o gás natural liquefeito (GNL).
SITuaÇÃO aTuaL E EXPECTaTIVaS
FuTuraS DO GáS NaTuraL NO MuNDO
Ao longo dos anos, novas fontes de produção de energia vêm surgindo e se mostrando cada vez mais competitivas, passando a im-pactar a composição da matriz energética mundial. Recentemente, os esforços de produção têm sido concentrados em shale gas, tight oil, produção de óleo em águas ultraprofundas e energias renováveis. Como um dos principais combustíveis de base fóssil, o gás natural, as-sim como o petróleo, seguramente ainda ocupará papel principal na matriz energética nas próximas décadas, atendendo a dois terços do aumento necessário de energia até 2035. Até lá, o crescimento previs-to da demanda de gás natural se equipará à soma dos crescimenprevis-tos previstos nas demandas de petróleo e carvão mineral.(3)
O gráfico a seguir mostra até 2035 a perspectiva de crescimento relativo do gás natural entre os energéticos alternativos.
SHarESS OF PrIMarY ENErGY
*Includes biofuels Fonte: British Petroleum, 2015
50% 40% 30% 20% 10% 0% OIL
COAL GASHYDRO
NUCLEAR RENEWABLES*
1965 2000 2035
rESErVaS, PrODuÇÃO E DEMaNDa DO
GáS NaTuraL NO MuNDO
Em 2014, as reservas provadas mundiais de gás natural foram de 197,5 trilhões de m³, distribuídas regionalmente conforme o gráfico a seguir.
rESErVaS
MuNDIaIS
DE GáS NaTuraL - 2014 (trilhões de m
3)
Fonte: EIA - 2015 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 – TOTAL: 197,46 Tm3 OrienteMédio Eurásia África OceaniaÁsia & do NorteAmérica América Latina Europa
79,66 61,68 17,16 15,30 11,95 7,86 3,85
O país com maior reserva provada de gás natural é a Rússia, com 24% do total. A seguir, encontram-se o Irã (17%), Qatar (13%), EUA (5%), Arábia Saudita (4%), Turcomenistão (4%), Emirados Árabes Uni-dos (3%), Nigéria (3%), Venezuela (3%), Argélia (2%), China (2%) e os demais países com 20%. O gráfico a seguir mostra essa distribuição.(4)
________________________
(1)Conforme o Banco Mundial, in “Gás Natural, aplicado à indústria e ao grande comércio”, Monteiro, Jorge Venâncio de Freitas e Silva, José Roberto Nunes Moreira da, p.37, Ed. Blucher, 2010.
(2) American Public Gas Association. www.apga.org/i4a/pages/index.cfm?pageid=3329 (3) “British Petroleum Energy Outlook 2035”, Fevereiro 2015 - www.bp.com
PaÍSES
COM
MaIOr
rESErVa
aPrOVaDa
DE GáS NaTuraL (trilhões de m
3)
RÚSSIA IRÃ QATAR ESTADOS UNIDOS ARÁBIA SAUDITA TURCOMENISTÃO EMIRADOS ÁRABES UNIDOS VENEZUELA NIGÉRIA ARGÉLIA CHINA Fonte: EIA - 2015 TOTAL: 197,54 Tm3 47,80 = 24% 33,79 = 17% 25,07 = 13% 9,58 = 5% 8,24 = 4% 7,50 = 4% 6,09 = 3% 5,56 = 3% 5,12 = 3% 4,51 = 2% 4,40 = 2% 39,88 = 20%Em 2012, a produção mundial de gás natural foi de 3.368 bilhões de m³. A previsão de crescimento na produção de gás natural é de 82 Bcf/d (2,32 Tm³/dia) ou 1,5% ao ano. O aumento previsto até 2035 ocorrerá, em sua maior parte, em países não integrantes da Organi-zação para a Cooperação do Desenvolvimento Econômico (OCDE), com destaque para a Rússia e Oriente Médio, sendo 80% desse gás provenientes de fontes convencionais.
O crescimento na produção de shale gas nos países da OCDE será bem superior à média mundial do gás natural, adicionando 52 Bcf/d (1,47 Tm³/dia) até 2035, uma taxa de 5% ao ano. Um terço do cresci-mento da oferta mundial de gás virá dessa fonte. Atualmente, quase 100% da produção mundial de shale gas vêm dos EUA, país que ainda deverá sustentar a marca de três quartos da produção desse tipo de gás em 2035. A China também terá papel relevante na produção de shale gas, dividindo com os EUA em torno de 85% da produção mun-dial em 2035 (gráfi co a seguir).
GaS
PrODuCTION
BY
TYPE
aND rEGION
Fonte: British Petroleum, 2015
500 400 300 200 100 0 NON-OECD OTHER NON-OECD SHALE OECD SHALE OECD OTHER 1990 2005 2020 2035 Bcf/d Oriente Médio 544 América do Norte 872
PrODuÇÃO MuNDIaL aNuaL
DE GáS NaTuraL - 2012 (bilhões de m
3)
Fonte: EIA - 2015 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 – TOTAL: 3.368 bm3Eurásia Ásia & África Oceania América Latina Europa 799 212 486 163 292
Pelos gráfi cos, observa-se a região da Ásia, incluída a Rússia, como a maior produtora mundial de gás natural, totalizando aproximada-mente 38% da produção mundial, seguida pela América do Norte (26%). Em terceiro lugar, encontra-se o Oriente Médio (16%), seguido pela Europa (9%), África (6%) e América Latina (5%) (gráfi co anterior).
ESTADOS UNIDOS RÚSSIA IRÃ QATAR CANADÁ NORUEGA CHINA ARÁBIA SAUDITA OUTROS TOTAL: 3.368 bm3 681 = 20% 616 = 18% 1.290 = 38% 160 = 5% 156 = 5% 144 = 4% 118 = 4% 104 = 3% 99 = 3%
Os EUA são o país com a maior produção mundial de gás, com um percentual de 19% da produção total. Essa marca está intimamente ligada ao recente sucesso que representam as regiões produtoras do shale gas. A Rússia é o segundo maior produtor de gás, com 18% da produção total, seguida mais de longe pelo Irã (5%), Qatar (5%), Cana-dá (4%) e Noruega (34%).
Em 2012, a demanda mundial de gás natural foi de 3.386 bilhões de m³.
Essa demanda tem um crescimento previsto de 1,9% ao ano até 2035, atingindo um valor aproximado de 490 Bcf/d (13,88 Bm³/dia). A maior parte do crescimento da demanda estará concentrada nos setores de geração de energia e industrial (gráfi co a seguir).
África 121 Ásia & Oceania 650 Oriente Médio 418 América do Norte 878
CONSuMO
MuNDIaL
aNuaL
DE GáS NaTuraL - 2012 (bilhões de m
3)
Fonte: EIA - 2015 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 – TOTAL: 3.386 bm3 Eurásia América Latina Europa 631 158 530A Ásia (incluídas a Oceania e a Eurásia) é a região com maior con-sumo de gás, com 38% do total mundial, seguida pela América do Norte (26%), Europa (16%), Oriente Médio (12%), América Latina (5%) e África (4%).
Contando com pujante parque industrial e uma forte base de ge-ração elétrica, além de grande utilização em aquecimento domiciliar, os EUA são o país de maior consumo mundial de gás natural, com um percentual de 21% do total mundial. A Rússia vem a seguir, com 13% (gráfi co a seguir).
TOTAL: 3.386 bm3 ESTADOS UNIDOS RÚSSIA IRÃ CHINA JAPÃO OUTROS
CONSuMO
MuNDIaL
aNuaL
DE GáS NaTuraL - 2012 (bilhões de m
3)
723 = 21% 445 = 13% 156 = 5% 144 = 4% 127 = 4% 1.791 = 53%Até o ano de 2035, os países não integrantes da OCDE terão um aumento de percentual no consumo mundial de gás natural. Desta-cadamente a China e a região do Oriente Médio crescerão bastante seus consumos, conforme mostra o gráfi co a seguir.
DEMaND BY rEGION
Fonte: British Petroleum, 2015
500 400 300 200 100 0 OTHER NON-OECD CHINA MIDDLE EAST OECD Bcf/d 1965 2000 2035
ESTaDO Da arTE DO GáS NaTuraL
Na aMÉrICa DO SuL E CENTraL
Em 2014, a América Latina possuía reservas provadas totais de 8,3 trilhões de m³, conforme o gráfi co a seguir, representando 4% das re-servas mundiais.
Destaque para a Venezuela, detentora de 67% das reservas prova-das do bloco. Em 2012, a produção de gás natural na América Latina foi de 209 bilhões de m³, representando 6% da produção mundial.
Venezuela M éxic o Br asil Peru Ar gen tina Tr
inidad e Tobago Bolívia
Colômbia
Chile
O
utr
os AL
rESErVaS PrOVaDaS DE GáS NaTuraL
- aMÉrICa LaTINa 2014 (bilhões de m
3)
Fonte: EIA - 2015 6.000,00 5.000,00 4.000,00 3.000,00 2.000,00 1.000,00 – TOTAL: 8.346 bm3 483,56 5.562,36 459,44 435,45 378,84 371,28 281,50 198,47 97,99 76,80 Os maiores produtores da América Latina são o México, com 22% da produção total, Trinidad e Tobago e Argentina, com 19% e 18% res-pectivamente, seguidos por Venezuela, com 11%, Bolívia e Brasil com 9% e 8% respectivamente, Colômbia e Peru com 6% cada (gráfico a seguir). Venezuela M éxic o Br asil Peru Ar gen tina Tr
inidad e Tobago Bolívia
Colômbia Outr
os AL
PrODuÇÃO aNuaL DE GáS NaTuraL -
aMÉrICa LaTINa 2012 (bilhões de m
3)
Fonte: EIA - 2015 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 – TOTAL: 209 bm3 2 12 12 17 18 23 38 40 47
Ao avaliar-se o consumo, a América Latina consumiu 226 bilhões de m3 de gás natural no ano de 2012, o que equivale a 6% do
consu-mo mundial (gráfico a seguir).
Venezuela M éxic o Br asil Peru Ar gen tina Tr
inidad e Tobago Bolívia
Colômbia
Chile
O
utr
os AL
CONSuMO aNuaL DE GáS NaTuraL -
aMÉrICa LaTINa 2012 (bilhões de m
3)
Fonte: EIA – 2015 80 70 60 50 40 30 20 10 0 TOTAL: 226 bm3 46 69 30 25 22 12 9 5 4 4
Observa-se que a produção de gás natural na América Latina é ligeiramente superior ao consumo, resultando em exportações via GNL para a América do Norte, Europa e Ásia.
O bloco também recebe importações de GNL do continente afri-cano. Essa análise, em resumo, confirma a América Latina como um exportador líquido de gás natural.
rESErVaS, PrODuÇÃO E DEMaNDa
DO GáS NaTuraL Na BOLÍVIa
Os hidrocarbonetos, com destaque para o gás natural, são um im-portante elemento na economia da Bolívia, representando um total de 34% da receita do setor público. De acordo com o Fundo Mone-tário Internacional (FMI), o gás natural representou 49% do total de receitas com as exportações em 2012.
De acordo com o Oil and Gas Journal, em janeiro de 2014, a Bolívia possuía 210 MMbbl de reservas provadas de petróleo, uma das me-nores do mundo. Essas reservas, partindo de um valor inicial de 465 MMbbl, foram reduzidas no período de 2011 a 2014.
As reservas provadas de gás natural também reduziram de 750 Bm³ em 2011 para 280 Bm³ em 2014. Os investimentos decrescen-tes em exploração e produção, devidos à instabilidade política e às incertezas regulatórias, contribuíram para esse declínio.
Mesmo assim, a Bolívia é o terceiro maior produtor de gás natural seco no continente sul-americano, atrás da Venezuela e da Argentina. Em 2012, após 5 anos de crescimento de 24%, a produção boliviana de gás natural seco era de 18 Bm³. Nesse mesmo ano, o consumo de gás era de 4 Bm³, o que caracteriza a exportação como o principal des-tino do gás produzido no país.
rESErVaS, PrODuÇÃO E DEMaNDa
DO GáS NaTuraL Na arGENTINa
A Argentina foi, em 2013, o maior produtor de gás natural seco da América do Sul, além de quarto maior produtor de petróleo e derivados.
A nova reforma da legislação de hidrocarbonetos, publicada em 31/10/2014, proporcionou aos investidores novas oportunidades em exploração off shore (no mar), encorajando empreendedores exter-nos exter-nos campos de exploração não convencional. Entre a publicação da lei de hidrocarbonetos, em 1967, e a recente reforma de 2014, as políticas argentinas para o setor energético produziram um desequi-líbrio entre a oferta e a demanda, limitando a atratividade aos inves-tidores privados, restringindo o lucro dos produtores domésticos e blindando os consumidores das subidas de preços. A demanda do-méstica de energia cresceu rapidamente, enquanto as produções de petróleo, líquidos e gás natural declinaram, tornando a Argentina um importador de hidrocarbonetos.
Para incentivar investimentos estrangeiros em hidrocarbonetos, aumentando o fornecimento doméstico de energia, as recentes po-líticas reformarão os processos nacionais de licitações e aumentarão a frequência das rodadas de licenciamento em áreas off shore, per-mitindo períodos maiores de exploração e oferecendo desoneração tributária a companhias que investirem mais de US$ 250 milhões em
um período de 3 anos. A reforma também aumentará o papel da es-tatal Yacimientos Petroliferos Fiscales (YPF), em detrimento das com-panhias petrolíferas estaduais.
Outras políticas de incentivo ao setor vêm sendo conduzidas pelo governo argentino, como a redução das tarifas de exportação de petróleo, para limitar os efeitos dos atuais baixos preços do petróleo, assim como incentivos fiscais às empresas que formem parceria com a empresa estatal Energía Argentina Sociedad Anónima’s (ENARSA), para a exploração off shore, além de oferecer preços superiores ao gás comercializado no mercado interno, de acordo com o Plano Gas Plus. O balanço de energia em 2013, segundo a Secretaria de Energia da Argentina, apontou uma produção de energia primária de 3,02 qua-trilhões Btu. A produção de gás natural representou 51% e o petróleo 38% do portfólio total de produção de energia. A hidroeletricidade é a terceira maior fonte de energia primária.
O gás natural, que é utilizado largamente nos segmentos da geração elétrica, industrial e residencial, representou um total de 53% da energia primária consumida na Argentina em 2013 (3,22 quatrilhões Btu).
A Argentina possuía, em janeiro de 2015, 314 Bm³ de reservas pro-vadas de gás natural, segundo estimativas do Oil and Gas Journal , de-caindo dos 379 m³ existentes em 2014. A Argentina possui a segunda maior reserva mundial de shale gas e Vaca Muerta, localizada na bacia de Neuquén, é o maior play (local a ser explorado), com um volume estimado de 8,7 Bm³ de gás.
A Argentina produz mais gás natural do que petróleo e deri-vados. Não obstante, a produção do país vem caindo há 7 anos, tendo atingido o valor de 37 Bm³ em 2013. As principais bacias de produção são: Neuquén, Austral e Noroeste, com 85% da produ-ção total da Argentina.
A Argentina é o maior consumidor de gás natural do continente. Embora fosse um exportador líquido de gás natural para os países vi-zinhos, a Argentina se tornou importador líquido em 2008. Enquanto o consumo de gás aumenta, a produção interna não acompanha esse ritmo de crescimento.
A malha de gasodutos conta com 27.000 km. Os principais gasodu-tos são: Neuba I, Neuba II e San Martin, os quais conectam as
provín-cias produtoras de Neuquén, San Jorge e Austral com Buenos Aires e outros centros consumidores.
A Bolívia é o único supridor externo de gás via gasoduto para a Argentina. Em 2013, foram importados 5,2 Bm³ de gás natural. Outra forma de importação regular é via GNL. Contando com dois terminais de regaseificação, a Argentina importou um total de 6,9 Bm³ em 2013, sendo Trinidad e Tobago a principal origem do gás.
Mesmo sendo um importador, a Argentina continua a exportar gás para seus vizinhos Chile e Uruguai.
CENárIO NaCIONaL DO GáS NaTuraL
HISTÓRICO DO GÁS NATURAL NO BRASILA história do gás natural no país tem início na década de 1980, quando o produto passou a ser considerado uma possibilidade ener-gética, muito além de um subproduto ou um rejeito das atividades ex-ploratórias de petróleo, em mar ou terra. A partir daquele momento, o gás deixou de ser queimado nos flares (queimadores de segurança) das unidades de produção e destinado para consumo nos grandes centros urbanos e industriais. As primeiras unidades industriais de tra-tamento de gás foram construídas, abrindo caminho para a constru-ção de uma indústria que não cessou de crescer desde então.
Ao longo de quatro décadas, muitas aplicações foram beneficiadas pela disponibilização do gás natural, energético que substitui, com vantagens, os combustíveis tradicionais mais pesados e poluidores. Dessa forma, os óleos combustíveis, óleo diesel, gasolina, além do próprio GLP, junto com muitas formas de biomassa (entre elas, a mais comum: a lenha), passaram a ser substituídos na indústria pelo novo energético de queima limpa e contínua, características físico-quími-cas bastante estáveis, ambientalmente mais sustentável, além de mais seguro em alguns casos.
Seguindo a experiência das grandes metrópoles mundiais, o gás encontrou grande aceitação nas aplicações residenciais, desempe-nhando papéis tanto da cocção de alimentos como no aquecimento de água e ambientes. Outros segmentos com bastante difusão do gás são o automotivo e o de transportes, onde abastece desde veículos particulares e frotas urbanas, sendo utilizado até em caminhões, gran-des locomotivas e embarcações.
O gás natural é disponibilizado para o consumo, em sua maior parte, via gasodutos de transporte e distribuição. O avanço das tec-nologias de armazenamento e transporte possibilitou o surgimento do GNL, o qual é processado via criogenia em plantas de liquefação e regaseificação, sendo transportado pelos mares em navios que o conduzem com volumes até 600 vezes menores, flexibilizando e fa-vorecendo a logística mundial de transporte e utilização do produto. Atualmente existem três plantas de regaseificação de GNL no Bra-sil (Baía de Guanabara-RJ, Pecém-CE e Baía de Todos os Santos-BA), onde descarregam navios de várias partes do mundo.
PErSPECTIVaS
Para
O GáS NaTuraL NO BraSIL
Tendo sido adotado como um dos combustíveis para a geração elétrica firme no País, dividindo com os óleos pesados, óleo diesel e biomassa a aplicação em termelétricas, distribuídas ao longo do País, o gás natural revestiu-se de importação muito maior nos últimos anos. Dessa forma, considerada a limitação na oferta interna de gás natural do País, a opção via GNL foi a encontrada para a garantia do suprimento, tendo sido os embarques de GNL incentivados, princi-palmente para atender à programação de despachos do sistema elé-trico interligado nacional.
Nos demais segmentos de mercado, o gás natural apresenta acen-tuada tendência de crescimento, a caminho de sua consolidação como alternativa energética.
Com as descobertas dos campos de óleo e gás do Pré-Sal, o País adquire condições de tornar-se um potencial exportador, uma vez que terá gás excedente em relação às demandas apontadas para os próximos anos, caso as estimativas de reservas sejam confirmadas.
ESTruTura Da INDÚSTrIa DO
GáS NaTuraL NO BraSIL E SEuS
PrINCIPaIS aTOrES
No Brasil, a Petrobras desempenha um papel dominante na to-talidade da cadeia de suprimento de gás natural no País. Além de controlar a maior parte das reservas de gás natural, a empresa é a res-ponsável pela produção da maior parte do gás doméstico brasileiro, além das atividades de importação de gás da Bolívia, via gasoduto, e do mercado mundial, via GNL.
A Petrobras também controla a malha nacional de transporte de líquidos e gases, possuindo participações em 21 das 27 empresas es-taduais de distribuição de gás natural.
No upstream (produção) e midstream (processamento e transpor-te), o MME é responsável pelas políticas para o setor, enquanto a ANP é a autoridade regulatória. Já no downstream (distribuição), a regula-ção, na maioria dos estados, é responsabilidade das agências estadu-ais de regulação.
rESErVaS DE GáS NaTuraL NO BraSIL
Embora possua a segunda maior reserva provada de gás da Amé-rica do Sul, em um total de 459 Bm³, o gás natural representa apenas 8% da matriz energética brasileira. A maior parte de suas reservas está localizada no litoral dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, nas Ba-cias de Campos e Santos, respectivamente (off shore).
O gráfico a seguir apresenta a evolução das reservas provadas de gás natural no período de 1980-2015.
BraZIL
NaTuraL
GaS
PrOVED
rESErVES (1980-2015)
Fonte: EIA – 2015 17,5 15 13 10 8 5 3 0TRILLION CUbIC FEET
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015
NATURAL GAS PROVED REERVES
Em torno de 85% das reservas brasileiras estão localizado no off shore, 66% dessas reservas no mar estão na costa do estado do Rio de Janeiro. Aproximadamente 72% das reservas em terra (on shore) estão localizados na Amazônia.
EVOLuÇÃO Da PrODuÇÃO E DEMaNDa
DO GáS NaTuraL NO BraSIL
Em 2013, a produção média diária de gás natural foi de 77,189 milhões de m³, com um aumento de 9% se comparado ao ano de 2012. A produção diária no mês de junho/2013 foi recorde, sendo produzidos 79,988 milhões de m3. Contribuíram para essa produção
a elevação da produção em mar, com 56,608 milhões de m3 (73% da
produção nacional), superior em 5% ao ano de 2012, e o excelente incremento de 23% na produção média diária em terra, passando de 16,729 milhões de m3 em 2012, para 20,580 milhões de m3 em 2013
(gráfico a seguir).
PrODuÇÃO
DE
GáS
NaTuraL
NO BraSIL - 1O aNOS
Fonte: ANP, 2015 80 60 40 20 0 GN - TERRA GN - MAR M ilhões m 3/dia 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 21,21 7 20,206 18,30 7 17 ,213 17,140 16,562 16,562 16,843 16,728 20,367 25, 152 28,285 30,203 32,517 41,857 41,360 46,34 1 49 ,112 53.8 35 56. 427PrODuÇÃO DE GáS NaTuraL –
NOS ÚLTIMOS 10 aNOS
A produção diária de gás natural no Brasil nos últimos 10 anos (2004/2013) apresentou um crescimento de 66%, passando de uma média diária de 46,369 milhões de m3 em 2004 para 77,189 milhões
de m³ em 2013. O incremento nessa produção ocorreu principalmen-te pela produção off shore, com uma elevação de 225% nesse perío-do. Em terra, a produção média diária apresentou uma queda de 3%, finalizando o ano de 2013, com uma produção média diária de 20,581 milhões de m3.
PrODuÇÃO
DE
GáS
NaTuraL
POr EMPrESaS
A Petrobras foi responsável por 93% da produção nacional de gás natural no ano de 2013, totalizando 28,174 bilhões de m³ (média diá-ria de 77,2 milhões de m³). As demais operadoras que atuam no setor petrolífero nacional produziram um total de 1,7 bilhão de m³ (média diária de 4,7 milhões de m³), o que correspondeu a 6% da média da produção diária nacional. Essa produção diária foi 374% superior à média da produção diária ocorrida em 2012. O aumento foi motivado pela expressiva produção, a partir de abril/2013, no Campo de Gavião Real, na Bacia do Parnaíba, com uma média diária, nos últimos 8 me-ses, de 4,6 milhões (gráfico a seguir).
Em 2013, o Brasil produziu 21 Bm³ de gás natural seco (gás tratado em plantas industriais). Mais de dois terços da produção bruta de gás estiveram associados à produção de petróleo, sendo 50% da produ-ção total vindos dos campos off shore da Bacia de Campos.
Aproximadamente 72% do gás não associado a petróleo foram provenientes dos campos off shore dos estados de São Paulo, Bahia e Espírito Santo. Em torno de 68% do gás on shore no País são produ-zidos nos estados da Bahia e Amazonas, sendo utilizado localmente, devido à inexistência de infraestrutura de transporte. Os campos do Pré-Sal também produziram gás em 2013, em uma quantidade de 3,7 Bm³, um crescimento significativo desde 2008, quando ali se produzia apenas 0,1 Bm³ no início das operações.
PrODuÇÃO DE GáS NaTuraL - BraSIL - 2013
Fonte: ANP 90.000 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 OUTRAS OPERADORAS PETROBRAS M ilhões m 3/dia2010 2011 2012 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
65,93 72,86 81,58 79,06 78,14 76,99 78,50 79,99 74,85 74,70 77,25 76,54 75,85 70,56 66,08 1.95 1 1.6 10 63.9 77 1.26 2 69 .301 1.2 38 74.6 14 2.914 73.6 24 4.4 54 70.2 48 4.879 69 .973 5.5 12 74. 47 6 5.013 73. 484 5.30 2 71.685 5.4 53 72.6 90 5.88 7 66.9 76 6.53 7 72.526 6.6 19 74.957 2.86 5 74.389 64. 473
BraZIL
NaTuraL
GaS
PrODuCTION (1980-2013)
Fonte: EIA - 2015 800 700 600 500 400 300 200 100 0 bILLION CUbIC FEET1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
NATURAL GAS PRODUCTION
DEMaNDa
DE
GáS
NaTuraL
NO BraSIL
Em 2013, o País consumiu 37 Bm³ de gás natural seco, comple-mentando sua demanda com importações da Bolívia e GNL. Mais de 25 Bm³ de gás foram consumidos no segmento doméstico, dos quais 75% foram distribuídos pelas Companhias Distribuidoras Locais (CDLs), 14% para refinarias de petróleo e algumas plantas de fertili-zantes e 11% para a geração elétrica.
A Petrobras prevê um crescimento da demanda até 48 Bm³ em 2020, principalmente pelos aumentos de consumo em refinarias e mercado não térmico. A empresa prevê o atendimento a esse cresci-mento aumentando o fornecicresci-mento doméstico em 110% e as impor-tações de GNL, mantendo a importação da Bolívia constante.
O gráfico seguinte mostra o histórico da demanda de gás natural, no período de 1980-2013.
O gráfico a seguir apresenta a evolução histórica da produção de gás natural, no período de 1980-2013.
BraZIL
NaTuraL
GaS
CONSuMPTION (1980-2013)
Fonte: EIA - 2015 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 bILLION CUbIC FEET1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
NATURAL GAS CONSUMPTION
Historicamente, a demanda interna tem sido superior à produção, o que caracteriza o País como importador líquido de gás. O gás ne-cessário ao equilíbrio com a demanda é proveniente da Bolívia e de cargas de GNL, adquiridas no mercado mundial.
O gráfico a seguir apresenta o histórico da relação demanda-oferta, de onde se depreende a condição atual de importador do País.
TRILLION CUbIC FEET
BraZIL’S DrY NaTuraL GaS
PrODuCTION aND CONSuMPTION
Fonte: EIA - 2015 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 PRODUCTION CONSUMPTION 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
DISTrIBuIÇÃO DE GáS NaTuraL
NO BraSIL
A distribuição de gás no País está a cargo das CDLs estaduais. São empresas concessionárias dos serviços de distribuição de gás, as quais, em sua totalidade, adquirem o gás da Petrobras, comercializan-do-o aos diversos segmentos da economia (fi gura a seguir).
A tabela a seguir demonstra o volume de gás comercializado por distribuidora em m³/dia no mês de dezembro de 2014.
COMPANHIAS INDUSTRIAL AUTOMOTIVO RESIDENCIAL COMERCIAL GER. ELETR. COGERAÇÃO MATÉRIA-PRIMA OUTROS TOTAL
Algás 517,33 88,10 8,26 11,02 - 1,99 - - 626,69 Bahiagás 1.893,56 203,36 9,01 40,11 529,85 1.233,84 529,77 17,92 4.457,42 BR 2.543,67 89,73 7,60 7,46 1.058,89 58,34 - - 3.765,69 Cebgás - - - 5,85 5,85 Ceg 1.312,85 2.167,24 283,13 262,22 10.996,36 200,97 - - 15.222,77 Ceg Rio 2.027,02 521,35 8,84 6,94 8.401,62 - - - 10.965,76 Cegás 242,39 161,10 1,72 6,61 1.504,01 26,95 18,44 - 1.961,22 Cigás 46,25 12,00 - 0,54 3.014,85 - 8,75 - 3.082,39 Comgás 9.104,22 624,37 541,44 350,10 2.788,38 792,04 - 18,94 14.219,49 Compagás 910,28 90,13 14,25 14,37 2.116,36 93,90 171,23 - 3.410,52 Copergás 1.008,23 171,79 4,28 11,56 2.050,87 38,35 - - 3.285,08 Gás Brasiliano 818,23 22,28 3,93 5,45 - - - 21,08 870,97 Gás Natural 969,30 35,45 12,32 14,16 - - - - 1.031,23 Gasmar - - - 4.396,30 4.396,30 Gasmig 2.800,03 98,03 0,67 22,22 1.471,72 3,91 - - 4.396,56 Gaspisa - - - -Goiasgás - 3,21 - - - 3,21 Msgás 171,94 14,26 1,01 2,92 1.065,09 2,47 - 1.423,55 2.681,24 Mtgás 1,01 4,60 - - - 5,61 Pbgás 229,99 91,92 1,97 3,21 - - - - 327,09 Potigás 107,81 135,69 1,63 6,76 - 18,71 - - 270,59 Scgás 1.332,44 269,23 1,78 13,99 - - - - 1.617,44 Sergás 191,79 91,49 3,44 3,25 - 1,31 - 3,42 294,70 Sulgás 1.024,13 190,05 4,81 21,61 - 262,14 - - 1.502,74 TOTAL 27.252,46 5.085,37 910,09 804,51 34.997,98 2.734,91 728,18 5.887,06 78.400,55
DESaFIOS
DO
MErCaDO
DE GáS NaTuraL NO BraSIL
Os maiores desafios do mercado de gás natural no Brasil estão liga-dos à questão da oferta. Tendo sido consolidadas as diversas formas de aplicação do gás na economia, o mercado está pronto para o con-sumo, necessitando apenas de uma sinalização maior quanto à oferta e à previsibilidade de preços.
À medida que entram em produção, em grande escala, os campos do off shore brasileiro (Bacias de Campos e Santos, principalmente), uma grande oferta de gás será disponibilizada, tornando possível atender tanto ao consumo interno como à exportação do volume excedente.
Tanto o MME como a ANP vêm trabalhando nas questões relacio-nadas à expansão da malha de distribuição de gás no País, em simul-taneidade aos esforços para garantir maior atratividade aos investi-dores. Somente com uma malha mais abrangente de gasodutos e novos terminais de regaseificação, será possível expandir as fronteiras de consumo, contribuindo para o desenvolvimento econômico das áreas atendidas.
Todo esse cenário vem acompanhado de uma mudança de pa-norama mundial com uma volatilidade dos preços no médio e lon-go prazos. O aumento da oferta de gás natural recente impactou a ampliação do comércio internacional por meio de GNL, já que os gasodutos não experimentam expansão. Esse movimento deve se in-tensificar nos próximos anos, com a liderança da Austrália e dos EUA.
Outra característica da Era do Gás é a chamada competição gás-gás. A dinâmica de precificação deixa de ser atrelada ao preço do petróleo para ganhar determinantes próprios, definidos pelas condi-ções de oferta e demanda com maior relevância dos mercados spot (mercados de curto prazo). A perspectiva é de que a Ásia continuará li-derando o crescimento da demanda. Nos EUA, o gás natural ampliou sua participação na matriz de geração elétrica. A recuperação recente do preço spot do gás natural causou uma inflexão, mas as restrições ao uso de carvão pela Environmental Protection Agency (EPA) podem favorecer o gás novamente.
O shale gas que revolucionou o mercado de gás natural nos EUA é
observado em outros países. No entanto, é uma interrogação se essa dinâmica irá funcionar em outras partes do mundo. Isso envolve as-pectos geológicos, institucionais e de infraestrutura. Os campos não apresentam as mesmas características de produtividade e conteúdo dos EUA. A institucionalidade americana ofereceu a flexibilidade ne-cessária para que a produção crescesse rapidamente. Talvez o aspecto mais importante, a disponibilidade de infraestrutura nos EUA (gaso-dutos e logística) permite que o gás natural de shale, com maior custo unitário que o convencional, experimente lucratividade mesmo com preços mais baixos. A International Energy Agency (IEA) americana é otimista sobre a oferta fora dos EUA. Esse otimismo funcionou para os EUA, mas é incerto se funcionará em outros lugares do mundo. As preocupações ambientais são questões-chave, tendo mesmo os EUA banido o shale em várias localidades.
A Europa e a Ásia continuarão muito dependentes de importações. A evolução futura da demanda irá depender de políticas ambientais, principalmente por meio da substituição do carvão. O consumo de gás cresce tanto em caso de cenários mais ou menos otimistas para o meio ambiente.
Ainda observa-se que a entrada dos EUA como exportador de GNL irá diminuir o seu preço no mercado mundial. Mas esse processo vai demorar. Os primeiros projetos de exportação de GNL nos EUA en-trarão em operação no próximo ano. No entanto, a entrada da maior parte ocorre em 2018 e 2019. Com isso, a Europa passa a contar com a possibilidade de outras fontes de suprimento. Fato este que poderá resultar na diminuição da importação de gás da Rússia, mas essa re-dução não deverá ser relevante.
DINÂMICa COMPETITIVa DO GáS
NaTuraL NO BraSIL E EXEMPLO
EM OuTrOS PaÍSES
O mercado de gás natural continua a ter o papel predominante da Petrobras em todas as etapas da cadeia de produção. Existem alguns segmentos, como é o caso da exploração e produção, em que a es-tatal desempenha papel fundamental, inclusive formando parcerias com empresas privadas, como foi o caso do primeiro leilão para a exploração e produção do Campo de Libra (principal campo do Pré-Sal), ocorrido em 2013. A estatal mantém investimentos robustos em
diversas etapas da cadeia associada ao gás natural, de forma a garantir o atendimento pleno às demandas desse importante mercado. Além disso, a empresa atua também na distribuição de alguns estados, por meio da empresa Gaspetro, tendo participação junto aos governos es-taduais e a empresas privadas.
Os demais países da América Latina apresentam características se-melhantes ao Brasil, muitos deles ainda sem perspectiva de promover maior competição nos mercados de petróleo e gás, confiando às res-pectivas empresas estatais a responsabilidade quase absoluta em suas cadeias de suprimento.
Na Europa e nos EUA, os mercados são abertos, já desde longa data, existindo plena competição em todos os segmentos da cadeia de su-primento tanto de petróleo como de gás natural. Antigas empresas es-tatais, que antes dominavam todo o cenário em determinados países, como o caso da inglesa British Petroleum, foram privatizadas e seus mercados abertos à competição.
Nos EUA, país com uma das mais antigas indústrias de petróleo e gás, a questão dos monopólios esteve presente até o início da primei-ra metade do século XX. Após o desmembprimei-ramento, em 1911, da em-presa monopolista Standard Oil, do empresário John D. Rockfeller, em várias outras (entre elas, Exxon, Chevron, Atlantic, Mobil e Amoco), foi observada uma grande aceleração e diversificação nas negociações ao longo das décadas subsequentes.
As principais negociações de gás na atualidade ocorrem baseadas em preços definidos em determinados pontos no mundo, são os cha-mados hubs de gás. O Henry Hub, localizado no estado da Louisiana -EUA, é o mais conhecido. Esse ponto, além de confluência física de gasodutos, é utilizado como referência para a formação de preços para as negociações de contratos de curto e longo prazos, por exemplo, na Bolsa de Nova Iorque.
IMPaCTO Da rEDuÇÃO Ou SuPrESSÃO
DO VOLuME DE GáS NaTuraL
BOLIVIaNO IMPOrTaDO PELO BraSIL
No curto prazo, uma eventual redução, ou mesmo uma interrupção, das remessas de gás da Bolívia para o País teria obrigatoriamente que ser compensada pelo acréscimo nas importações de gás via GNL.
Em uma escala de médio ou longo prazos, o País tem perspecti-vas de tornar-se um efetivo exportador de gás natural, uma vez que sejam postas à produção as áreas já mapeadas e com reservas com-provadas. Com o cenário de abundância de gás natural, vislumbrado para os campos do Pré-Sal, o País poderia passar a considerar a per-manência das importações da Bolívia como um fator de diversifi ca-ção da matriz de suprimento ou como suporte ao processo de inte-gração regional com aquele e os demais países do continente.
Fonte: BEN 2014 - EPE
uSO DO GáS Para GEraÇÃO TÉrMICa - BraSIL (2012)
HIDRÁULICA BIOMASSA EÓLICA GÁS NATURAL DERIVADOS DE PETRÓLEO NUCLEAR CARVÃO E DERIVADOS
76,9%
0,9%
7,9%
3,3%
2,7%
1,6%
6,8%
Fonte: BEN 2014 - EPE
uSO DO GáS Para GEraÇÃO TÉrMICa - BraSIL (2013)
HIDRÁULICA BIOMASSA EÓLICA GÁS NATURAL DERIVADOS DE PETRÓLEO NUCLEAR CARVÃO E DERIVADOS
70,6%
1,1%
11,3%
4,4%
2,4%
2,6%
7,6%
uSO DO GáS NaTuraL Na GEraÇÃO
DE ENErGIa ELÉTrICa NO BraSIL
O gás natural assumiu, nos anos recentes, um papel de relevância para a produção de energia emergencial fi rme, devido à escassez observada no quadro de geração hidrelétrica do País. Dessa forma, muitas usinas térmicas a gás natural, assim como outras a óleo e
die-sel, foram acionadas como reforço do sistema de geração. Nos leilões recentes para a produção de energia nova, as termelétricas a gás natu-ral têm conseguido vender uma parcela signifi cativa das capacidades contratadas.
As fi guras a seguir mostram a evolução de 2012 para 2013 do uso do gás para geração térmica, em detrimento principalmente da ener-gia hidráulica.
Fonte: Distribuidoras de gás do Sul
A tendência é que essa participação aumente. No leilão A-5, rea-lizado em 28 de novembro de 2014, o Grupo Bolognesi conseguiu viabilizar as térmicas a gás UTE Rio Grande (RS -1.238 MW) e a UTE Novo Tempo (PE – 1.238 MW). A térmica de Pernambuco vai consu-mir investimentos de R$ 3,05 bilhões e a gaúcha, de R$ 2,94 bilhões. Os projetos das usinas envolvem a construção de terminais de rega-seificação em Rio Grande e em Suape. Outra UTE com ganhos nesse leilão foi a UTE Mauá 3, da Amazonas Energia (AM – 583 MW), que vai demandar R$ 1,23 bilhão em investimentos.
CENárIO ESTaDuaL DO GáS NaTuraL
A Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul (Sulgás) é a empresa responsável pela comercialização e distribuição de gás natu-ral canalizado no Estado. Criada em 1993, atua como uma sociedade de economia mista, tendo como acionistas o Estado do Rio Grande do Sul e a Petrobras Gás S/A (Gaspetro). Iniciou a comercialização do gás natural em 2000, após a conclusão do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).
Foi autorizada pela Lei Estadual n° 9.128, de 07/08/1990, alterada pela Lei n° 9.705, de 24/07/1992, tendo concessão para exploração do gás natural no Estado pelo prazo de 50 anos conforme Contrato de Concessão firmado em 19/04/1994. A Sulgás tem por objetivo exe-cutar serviços relativos a: pesquisa tecnológica, produção, aquisição, armazenamento, distribuição e comercialização de gás natural e seus subprodutos e derivados, de acordo com a evolução tecnológica, o desenvolvimento econômico e as necessidades sociais. Poderá, sub-sidiariamente, efetuar a aquisição, montagem e eventual fabricação de equipamentos e componentes, otimizando o uso do gás natural e seus subprodutos e derivados, bem como executar os serviços. Sua carteira de clientes é formada pelos segmentos dos setores industrial, cogeração, veicular, comercial, residencial e termelétrico.
INFraESTruTura DE SuPrIMENTO DE
GáS NaTuraL aO rIO GraNDE DO SuL
Gasoduto GasbolO gás natural distribuído no Estado provém da Bolívia e chega ao Rio Grande do Sul através do Gasbol. O Gasbol possui cinco pontos de entrega de gás no RS, chamados de city gates. A partir desses pontos,
é realizada a distribuição de gás natural em pressões mais baixas pela Sulgás até seus clientes.
O gasoduto Gasbol possui 3.150 km de extensão, sendo 557 km em território boliviano, administrado pela empresa Gas Transbolivia-no (GTB), e 2.593 km em território brasileiro, trecho administrado pela Transportadora Brasileira de Gás (TBG).
O duto começou a ser construído em 1997, iniciando sua operação em 1999. Ele, contudo, esteve plenamente operativo somente em 2001, com o objetivo de que o gás natural chegue a 15% de todo o consumo energético brasileiro.
O gasoduto tem seu início na cidade boliviana de Santa Cruz de La Sierra e seu fim na cidade gaúcha de Canoas, atravessando também os estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul, passando por cerca de 4 mil propriedades em 135 municípios.
Contudo, nos últimos anos, as demandas dos cinco estados atin-giram o limite de escoamento do gasoduto, estando a região com
demanda reprimida de transporte de gás. A figura a seguir mostra a situação dos três estados da Região Sul.
As limitações de transporte determinaram uma configuração de suprimento para as duas usinas termelétricas da região, de forma que somente a usina de Araucária (PR) é alimentada com gás natural, restando à usina Sepé Tiarajú, localizada em Canoas (RS), a operação alternativa com óleo diesel.
Gasoduto Gasup
No extremo oeste do Estado, na cidade de Uruguaiana, está cons-truída a primeira parte de um gasoduto projetado para unir a cidade a Porto Alegre. A Parte I do Gasoduto Uruguaiana Porto Alegre (Gasup) possui 24” de diâmetro, 25 km de extensão e capacidade de transpor-te de 6 MMm³/dia. Estranspor-teve em operação durantranspor-te o período em que o Brasil recebia gás da Argentina para alimentar a usina termelétrica UTE AES Uruguaiana. Atualmente, interrompido o fornecimento con-tínuo por parte daquele país, essa infraestrutura apenas é utilizada em situações emergenciais, onde operações entre os dois países dispo-nibilizam, em Uruguaiana, gás natural regaseificado em terminais de GNL e transportado por gasodutos na Argentina.
62%
PARANÁ
sANTA CATARINA
RIO gRANdE dO sUL
75%
64%
Rs
2,8
sC 4,8
PR+
sP 12,8
Não Térmico: 2,0Power (100%)Não Térmico: 1,8
Rede de distribuição Sulgás
A distribuição de gás natural até os clientes acontece por meio de tubulações especialmente projetadas e construídas para esse fim. A implantação de novos ramais de abastecimento é norteada pela de-manda e necessidade de expansão da rede.
Em dezembro de 2014, a Sulgás possuía 805 km de rede, localizada principalmente na Região Metropolitana de Porto Alegre e na Região da Serra do Rio Grande do Sul.
As redes da Sulgás podem ser construídas com tubulações de aço, PEAD e gasodutos à base de poliamida. As tubulações de aço são usadas nas redes de alta pressão e servem para o
fornecimen-to a grandes clientes, enquanfornecimen-to que as outras são empregadas nas redes de baixa pressão para o atendimento a clientes de médio e pequeno consumos.
O mapa a seguir mostra um panorama da rede de distribuição da Sulgás no Estado do Rio Grande do Sul.
aLTErNaTIVaS DE SuPrIMENTO
Existem alguns estudos que buscam ampliar a infraestrutura e o suprimento do Estado do Rio Grande do Sul. Algumas dessas alterna-tivas são apresentadas a seguir.
Usinas de biometano
O Estado começa a apostar na produção distribuída de gás. O bio-gás produzido a partir de resíduos e dejetos originados das atividades agrícolas é purificado, passando a chamar-se de biometano. O bio-metano assume características químicas e físicas semelhantes ao gás natural, podendo substituí-lo em quaisquer que sejam as aplicações. Essas usinas seriam distribuídas ao longo das regiões agroindustriais. O biometano tem sido uma fonte promissora, considerado o atual ce-nário de escassez de suprimento externo.
Terminal de regaseificação de Rio Grande
Uma das alternativas provém da construção de um terminal de re-gaseificação de GNL em Rio Grande e reversão de trecho do gasoduto Gasbol. Nesse cenário, considera-se a utilização do terminal de rega-seificação que será instalado em Rio Grande para atender à Termelé-trica Rio Grande em 2019.
O empreendimento prevê um consumo estimado entre 5,0 e 6,5 milhões de m³/dia. O terminal de regaseificação terá capacidade de regaseificar 14 MMm³/dia, com um investimento de aproxima-damente US$ 75 milhões. O excedente da capacidade de regasei-ficação do gás natural (7,5 MMm³/dia) poderá ser direcionado ao Gasbol. Como consequência, há necessidade de construção de um gasoduto de aproximadamente 300 km de extensão e capacidade de 8,5 MMm³/dia para interligar o terminal de regaseificação em Rio Grande até o extremo sul do Gasbol, na cidade de Canoas. Além de atender à necessidade de suprimento do Estado, o gás recebido e regaseificado em Rio Grande poderia atender a outros estados (Pa-raná e Santa Catarina).
Nessa concepção, o trecho Gasbol de Biguaçú – Canoas deverá ter seu fluxo revertido, direcionando o gás natural excedente do Rio Grande do Sul para Santa Catarina. O investimento estimado para a construção do gasoduto interligando o terminal de regaseificação ao Gasbol é de US$ 460 milhões.
Expansão do Gasbol – Compressão
Uma alternativa é a combinação de duas modalidades de trans-porte de gás natural: gasoduto e GNL. As avaliações já realizadas de-monstram que o trecho sul do Gasbol pode ser expandido, mediante um aumento de sua pressão de operação no trecho. A solução con-sistiria em instalar e/ou modificar estações de compressão no trecho Paulínia-Araucária. Essa expansão corresponderia a um fornecimento adicional de 5,5 milhões de m3/dia.
Atualmente, o Gasbol opera com o máximo de sua capacidade vinda da Bolívia. Para atender a esse aumento de transporte na parte sul do gasoduto, uma possível opção é a realização de um swap de gás (troca operacional de gás) junto ao Terminal de Regaseificação da Baía de Guanabara (TRBG).
Atualmente, a TRBG entrega ao gasoduto Campinas-Rio (Gascar) aproximadamente 6,5 milhões de m3/dia.
O GNL seria importado e regaseificado através do TRBG, suprindo a demanda necessária fornecida pelo Gascar. Com isso, o gás prove-niente do Gasbol seria desviado para o trecho sul do Gasbol. A expan-são se baseia nas etapas a seguir.
Estudos de utilização de gaseificação no Uruguai
Outra possível opção técnica é a utilização do projeto de regasei-ficação em construção no Uruguai. Esse projeto é desenvolvido pela GDF SUEZ, junto com sua parceira de projetos Marubeni, consistindo no aluguel da Unidade de Regaseificação e Armazenamento Flutuan-te (FSRU), e será usado para o projeto do Flutuan-terminal de importação de gás natural liquefeito, GNL Del Plata no Uruguai.
A FSRU do Uruguai terá 345 m de comprimento e 55 m de largura, proporcionando ao terminal GNL Del Plata uma capacidade de ar-mazenamento a longo prazo de 263.000 m3 e capacidade de
rega-seificação de 10 Mm3/dia, expansível para 15 Mm³/dia. Nesse caso,
o gás poderia ser transportado desde o terminal GNL Del Plata até o Rio Grande do Sul por meio de embarcações menores e entregue na cidade de Triunfo.
Potencial do carvão
Uma alternativa interessante para o Estado consiste na constru-ção de uma unidade de gaseificaconstru-ção de carvão junto à unidade de
conversão de gás de síntese/gás natural. Por questões de logística de suprimento, as unidades devem estar o mais próximo a uma mina de carvão, diminuindo, assim, os custos de transporte de matéria-prima. Estudos conceituais vêm sendo realizados para uma unidade capaz de gaseificar carvão suficiente para sintetizar 2 MMm³/dia de gás na-tural. Estimam-se investimentos de cerca de US$ 2 bilhões e início de operação em 2019.
aLTErNaTIVaS DE EXPaNSÃO Da
MaLHa DE TraNSPOrTE
A expansão da malha de gasodutos de transporte está condicio-nada às alternativas apresentadas no Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte (PEMAT). O plano é uma ação governamental no sentido de solucionar o problema de coordenação de decisões dos agentes envolvidos na cadeia produtiva do gás natural no Brasil, con-tribuindo para ancorar as expectativas e motivar as decisões de inves-timento dos agentes econômicos. É imprescindível para a construção ou ampliação de gasodutos a existência de carregadores dispostos a contratar a capacidade em processos de chamada pública.
Em 2014, foi publicada a primeira versão do PEMAT. Naquela edi-ção, foi estimada uma demanda potencial para a Região Sul, para o ano de 2022, de aproximadamente 15,55 MMm³/dia. Diante desse grande potencial, foram analisadas alternativas logísticas para o aten-dimento da Região Sul, apresentadas a seguir:
• alternativa 1: Gasoduto Chimarrão modificado: criação de um anel no trecho sul do Gasbol começando em Penápolis, passan-do por Londrina, Pato Branco, Chapecó, Passo Funpassan-do e termi-nando em Canoas;
• alternativa 2: Gasoduto Chimarrão modificado: é a extensão do traçado da alternativa 1 para interligar Canoas até Rio Grande, no Rio Grande do Sul;
• alternativa 3: Gasoduto Chimarrão: considera a alternativa 2, com a variação do duto a partir de Passo Fundo até Uruguaiana; • alternativa 4: acrescentar estações de compressão ao longo do
Gasbol com o objetivo de aumentar a capacidade das instala-ções existentes.
Considerando-se os critérios adotados no Plano, tais alternativas não foram consideradas elegíveis à proposição para o PEMAT 2022, o que poderá, todavia, ser revisto nas próximas versões. Vale destacar que se encontram em andamento, pela EPE, do MME, os estudos que fundamentarão a elaboração do PEMAT 2024. Além das alternativas já citadas, estão:
• construção do Gasoduto de Rio Grande – Triunfo: construção de um gasoduto de aproximadamente 311 km de extensão e capa-cidade nominal de 14 MMm³/dia de gás natural, interligando o terminal ao ponto de entrega de Triunfo-RS, onde se conectaria ao Gasoduto Uruguaiana – Porto Alegre, que, por sua vez, está conectado ao Gasbol. Vale ressaltar que esse gasoduto foi objeto de um processo de provocação de terceiros pela empresa Regás do Sul, conforme procedimentos descritos na Portaria MME n° 94/2012, e encontra-se em análise neste Ministério. Caso seja proposto, o gasoduto deverá passar pelos processos de chama-da pública para contratação de capacichama-dade e posterior licitação; • ampliação do trecho sul do Gasbol: conforme apresentado pela
TBG, a ampliação do trecho sul do Gasbol é factível. Essa alter-nativa depende, entretanto, da identificação de oferta de gás natural ao norte do estado do Paraná.
DEMaNDa aTuaL DE GáS NaTuraL
O consumo histórico de gás para os segmentos não térmicos (in-dustrial, comercial, automotivo e residencial) no Estado tem média de, aproximadamente, 1,4 MMm³/dia no período de 2007-2010, subindo para 1,8 MMm³/dia no período de 2011-2015. O gráfico a seguir mos-tra o total do mercado não térmico da Sulgás, em dezembro de 2014.
2.000 1.500 1.000 500 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 M il m 3/dia
Como parte dos esforços para garantir a segurança energética do País, a geração de base de gás natural vem sendo retomada nos úl-timos 3 anos, mesmo que em períodos limitados. Nas recentes ope-rações emergenciais, realizadas entre os meses de fevereiro e maio, de 2013 a 2015, a usina UTE consumiu médias diárias de 1,2 MMm³ a 2,4 MMm³ de gás natural.
Os setores de grande evolução, em termos de volumes deman-dados nos últimos anos, foram o segmento residencial (564% de 2010 a 2014) e o segmento comercial (138% nos últimos anos) (gráficos a seguir).
Fonte: SULGÁS, dez, 2014
30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2006 2006 2007 2007 2008 2008 2009 2009 2010 2010 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2014 2014 M il m 3/dia M il m 3/dia
COmERCIAL
REsIdENCIAL
Por sua vez, o setor industrial tem apresentado menor crescimento, mantendo praticamente o mesmo consumo desde 2007.
PErFIL DE DEMaNDa DE GáS
PrOJETaDa Para O rS
Projeções de Demanda da Região Metropolitana e Serrana
Nessas duas regiões, localiza-se a maior concentração de indústrias do Estado, com mais de 70% da produção industrial, destacando-se os setores de petróleo, químico, siderúrgico e metalmecânico.
Para determinação da demanda no horizonte deste estudo, foi considerada uma taxa de crescimento para cada um dos segmentos de mercado de atuação do gás natural. Adicionalmente, foram incor-porados novos projetos, sejam eles provenientes de ampliação das unidades industriais existentes, substituição de outros combustíveis (mercado de substituição) e novos projetos industriais de elevado grau de maturação.
Dentro do cenário de robustez, a projeção da demanda para essas regiões está detalhada na tabela a seguir.
Sulgás mil m3/dia
RMPOA e Serrana 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 Residencial 6,5 7,8 10,1 13,2 17,1 22,3 48,7 63,3 Comercial 26,0 27,3 28,7 30,1 31,6 33,2 43,1 56,1 Veicular 190,0 195,7 201,6 207,6 213,8 220,3 286,3 372,2 G.E.E. 1,9 2,9 3,0 3,1 3,2 3,3 4,2 5,5 Cogeração 280,0 308,4 350,7 361,2 372,0 383,2 459,8 551,8 Industrial 1.643,0 1.729,1 2.222,3 2.427,9 2.568,6 2.672,8 3.207,3 3.848,8 TOTAL 2.147 2.271 2.816 3.043 3.206 3.335 4.050 4.898 Fonte: Sulgás, 2015
Projeções de Demanda da Região Sul
A região é caracterizada economicamente pela presença do su-perporto na cidade de Rio Grande e da Refinaria Ipiranga, também na mesma cidade, assim como as indústrias de fertilizantes, o Polo Naval e a indústria alimentícia da cidade de Pelotas. As duas cidades respectivamente ocupam a 4ª e a 9ª posição no PIB gaúcho, além de representarem grandes centros urbanos somando uma população aproximada de 500 mil habitantes.
Destaca-se a implantação da Termelétrica Rio Grande, investimen-to do Grupo Bolognesi – responsável pela construção da usina
ter-melétrica e do terminal de regaseificação previstos para operarem em 2018, o que torna factível a distribuição de gás na região a par-tir de 2018.
O cenário considera os dados da prospecção do mercado, iniciada em janeiro de 2015, na qual se destacam os seguintes clientes-ânco-ras: Refinaria Rio-Grandense, Bianchini e Yara Fertilizantes. Trata-se de um mercado a ser desenvolvido (green field), e a estimativa de con-sumo é na ordem de 320 mil m3/dia em 2030, conforme demonstra
a tabela a seguir.
Sulgás mil m3/dia
REGIÃO SUL 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 Residencial 0,0 0,0 0,0 0,1 0,3 0,4 0,5 1,0 Comercial 0,0 0,0 0,0 1,0 1,1 1,2 1,5 2,8 Veicular 0,0 0,0 0,0 10,0 15,0 20,0 24,0 28,8 Industrial 0,0 0,0 0,0 100,0 150,0 200,0 240,0 288,0 TOTAL 0 0 0 111 166 222 266 321
Ou seja, o cenário que se apresenta é de elevação da demanda atual, chegando, em 2025, a um potencial de consumo de aproxima-damente 4,3 MM m3/dia de gás. Isso representa cerca de duas vezes
a demanda atual. O gráfico a seguir demonstra a projeção total do mercado não termelétrico.
MErCaDO TErMELÉTrICO
O mercado termelétrico para o gás natural apresenta previsão de demanda potencial conforme a tabela a seguir, considerando-se as usinas instaladas e os projetos – novos e ampliação – já licenciados no Estado.
Fonte: Sulgás, 2015
PrOJEÇÃO
Da
DEMaNDa
NÃO TErMELÉTrICa TOTaL
6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 REGIÃO SUL REFINARIA (AUTOIMPORTADOR) RMPOA - SERRA 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Cenário Atual Cenário Futuro*
Empreendedor Potência MW Consumo (mil m3/dia) Ampliação/Novos Projetos (MW) Consumo (mil m3/dia)
UTE Sepé Tiarajú 240 1.100 480 2.200 Petrobras
Termosul Montenegro - - 600 2.800 AES
UTE Rio Grande - 1.250 6.000 Bolognesi
UTE Uruguaiana 600 2.800 600 2.800 AES
Total 840 3.900 2.930 13.800
*Cenário baseado em projetos licenciados
Com conclusão do fechamento do ciclo da UTE Sepé Tiarajú, o Es-tado passa a contar com cerca de 840 MW instalados de geração, com potencial de consumo de 3,9 MMm3/dia. Entretanto, atualmente, o
fornecimento de gás para o segmento termelétrico está restrito – em caráter emergencial – à UTE de Uruguaiana. Essa realidade tem sido observada nos anos de 2013, 2014 e 2015, por meio de cargas de GNL regaseificadas e transportadas pela malha argentina.
Por outro lado, a UTE Sepé Tiarajú, em Canoas, quando solicitada, necessita despachar o óleo diesel, em função do esgotamento do tre-cho sul do Gasbol, cuja capacidade – 2,8 MMm³/dia – é insuficiente para suprir a usina junto com a demanda não termelétrica distribuída pela Sulgás.
INVESTIMENTOS EM INFraESTruTura
Para atendimento da demanda projetada, é necessária uma ex-pansão na infraestrutura de rede. A indústria do gás natural tem como diferencial competitivo a fácil logística, proveniente da sua forma de distribuição, realizada por meio de dutos. Sua utilização e aplicação carecem de uma estrutura física que estabeleça as conexões neces-sárias entre a oferta e a demanda pelo combustível. Para tanto, é ne-cessário um planejamento sistematizado de ampliação da malha de gasodutos, o que implica investimentos elevados em ativos fixos e específicos.
Com base na característica do setor, em um planejamento da ex-pansão da malha de distribuição e da oferta de gás para o Estado e em um processo interativo de planejamento, subsidiado por estudos realizados pelo conjunto de especialistas das diversas áreas da com-panhia, foram observadas importantes sinalizações do mercado para orientar as ações e decisões de investimentos para os próximos perío-dos. Entre elas, destacam-se o equilíbrio entre as projeções de cresci-mento da demanda pelo gás no Estado e a necessária expansão da malha de atendimento, de forma a garantir à sociedade o suprimento energético com adequados custos.
No próximo quinquênio, verifica-se uma forte penetração no mer-cado residencial. As cidades de Canoas e Caxias do Sul (duas maiores economias do Estado depois de Porto Alegre) passam a receber in-vestimentos por meio da expansão das redes urbanas em larga
esca-la. A Capital, Porto Alegre, receberá mais 300 km de rede urbana de distribuição de gás canalizado, com atendimento dos principais bair-ros da cidade que concentram aproximadamente 300 mil habitantes.
A interiorização do gás natural também ocupa lugar de destaque. São investimentos em três projetos estruturantes nas cidades de Gra-mado, Santa Cruz e Lajeado.
Todos os projetos que contemplam o horizonte dos próximos 5 anos consideram um investimento de R$ 259,7 MM e uma expansão de aproximadamente 634 km na malha de distribuição, que repre-senta 78% de acréscimo na rede existente. Além dessa significativa expansão da rede, o número de clientes passa dos atuais mais de 20 mil para mais 92 mil clientes no fim desse período.
CENárIO MuNDIaL DE BIOGáS
BIOGÁS E PRODUÇÃO DE BIOMETANOO biogás é o produto resultante da digestão anaeróbia de resíduos orgânicos de origem diversa, tais como: restos de vegetais, frutas e ou-tros alimentos, gorduras, lodo de tratamento de efluentes industriais e residenciais e resíduos da criação de animais (suínos, aves, bovinos e outros). Devido ao seu alto poder calorífico e pelo fato de originar-se de fontes de biomassa totalmente renováveis, o biogás apresenta-se como importante componente energético.
Os principais componentes do biogás são: o metano (CH4), o gás carbônico (CO2), o gás sulfídrico (H2S), o oxigênio (O2), o nitrogênio (N2) e o vapor de água (H2O). Estes aparecerão em percentuais variá-veis, em função da origem do material. O metano é o principal e mais importante constituinte do biogás, possuindo poder calorífico entre 5.000 e 7.000 kcal/m3.
Uma vez submetido a um processo de purificação, em que são removidos os demais componentes, o biogás dá origem ao tano, gás resultante que tem poder calorífico aumentado. O biome-tano pode substituir outros combustíveis (como o diesel, a gasolina e o GLP) e equipara-se ao gás natural, podendo então ser utilizado diretamente como combustível veicular ou adicionado às redes de distribuição de gás natural.
Alternativamente, o biometano purificado pode alimentar turbi-nas e geradores de energia elétrica, que pode ser enviada às redes de distribuição das concessionárias.
Vale salientar que, da produção e purificação do metano, podem ser obtidos dois outros produtos com considerável valor comercial: o gás carbônico e o biofertilizante peletizado, além da possibilidade de reutilização da água resultante na etapa da biodigestão.
aPLICaÇÕES DO BIOMETaNO
O biometano apresenta características idênticas ao gás natural, po-dendo igualmente ser utilizado nas mais diversas aplicações: indústria (como energético ou matéria-prima), comércio, automóveis, veículos de carga e transporte, geração de energia elétrica, entre outros.
HISTÓrICO MuNDIaL DO BIOGáS
A produção de energia renovável, a partir do reaproveitamento da água descartada no processo de tratamento de esgoto e da fer-mentação de rejeitos orgânicos para produção de energia renovável, é uma solução já descoberta há bastante tempo. Existem registros de algumas dessas utilizações há centenas de anos antes de Cristo.
Os sumérios, em aproximadamente 3.000 a.C., utilizavam a decom-posição anaeróbia para tratamento do lixo. No período entre 10 a.C., o biogás foi utilizado pela primeira vez na Assíria para aquecimento das piscinas públicas.
Em 1776, Alexandro Volta fez uma coleta no Lago Como para exa-miná-lo. Sua pesquisa mostrou que a formação de gás dependia do processo de fermentação e que este gás coletado poderia formar uma mistura explosiva em contato com o ar.
Os registros mostram que, em 1859, um hospital para tratamento de leprosos em Mumbai, Índia, inaugurou sua planta de tratamento de água que produzia biogás para iluminação e suprimento de ener-gia em caso de emergências.
EVOLuÇÃO MuNDIaL Da PrODuÇÃO E
Da DEMaNDa DE BIOGáS E BIOMETaNO
Atualmente, em países ricos e industrializados, a biomassa representa aproximadamente 3% do total de energia primária consu-mida. Em mercados emergentes, essa proporção pode chegar a 38% e, em alguns países pobres, a patamares superiores a 90%.
Nos EUA, a participação da biomassa relacionada com o total de energia primária consumida é de aproximadamente 4%; na Suécia, é de 15%, enquanto no Brasil chega a 33% em função da utilização do etanol e do biodiesel. O Nepal, um país em desenvolvimento, pos-sui 145 mil plantas de biogás para uma população de 20 milhões de habitantes. Na China, o consumo de energia primária é de aproxima-damente 11.500 TWh por ano e espera-se que essa demanda dobre nos próximos 20 anos, devido ao forte desenvolvimento do país, es-pecialmente em áreas rurais, onde vivem 70% da população e 40% da energia são demandados.
Atualmente, na China, existem cerca de 600 plantas de grande porte para tratamento de resíduos, as quais produzem aproxima-damente 1 bilhão de m³/ano de biogás. Algumas projeções sobre o potencial de produção de biogás na China estimam uma produção anual de 145 bilhões de m3/ano. O gráfico a seguir apresenta o perfil
previsto de crescimento da produção mundial de biogás no perío-do de 2012-2022.
Fonte: Pike Research,2012
35 30 25 20 15 10 5 0 NORTH AMERICA EUROPA ASIA PACIFIC LATIN AMERICA MIDDLE EAST/AFRICA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Biogas pr oduc ton (kt oe –1)
Hoje a Índia conta com aproximadamente 2,5 milhões de plantas de biogás, com volume de digestão de 3 a 10 m³. Essas plantas geral-mente atendem à demanda para cocção de alimentos, aquecimento e iluminação. Um biodigestor de 2 m² é alimentado com os dejetos de quatro bovinos e consegue atender à demanda energética de uma família. Estudos na Índia apontam para a possibilidade de instalação de 16 a 22 milhões de pequenas plantas de biogás.
Na Europa em 1970, a demanda para utilização do biogás aumen-tou em decorrência da crise do petróleo. Mais tarde, em 1990, as tec-nologias de biogás foram estimuladas por duas razões: a rentabilida-de do uso rentabilida-de energia elétrica proveniente rentabilida-de biogás e a criação rentabilida-de exigências de reciclagem e manejo do lixo em 1994, resultando em um alto custo de disposição do lixo sólido.
O setor agrícola observou um período de instabilidade nas implan-tações das plantas de biogás, devido ao alto custo para sua constru-ção. Somente depois que os proprietários adquiriram conhecimento na implantação e operação dessas plantas, o negócio começou a se tornar economicamente interessante.
No final de 1990, várias plantas foram construídas e entraram em operação para o tratamento mecânico e biológico do lixo urbano. A tecnologia era baseada em um processo anaeróbio com composta-gem aeróbia. Além da Alemanha, outros países da Europa aplicaram a mesma tecnologia para tratamento de dejetos líquidos de animais junto com resíduos orgânicos da indústria alimentícia.
Em 2005, foi implementada na Áustria uma planta de biogás que injetava 10 m³/dia de biogás na rede de gás natural. Esse biogás era injetado sem passar por um sistema de purificação. Na Suécia, um grande número de veículos e até um trem operam com biogás. Na Alemanha, o número de plantas de biogás foi triplicado nos últimos anos, seguido da promoção governamental, passando de 850 plan-tas em 1999 para 2.700 em 2006. O planejamento alemão é instalar até 43 mil plantas de biogás até 2020.
Na tabela a seguir, é apresentado o número de plantas existentes na Europa e quais são destinadas à produção de biometano.
Destaca-se, a partir da tabela, que 72% das plantas de biogás que têm a produção de biometano fazem a sua injeção na rede de gás na-tural. Outro fator a ser destacado é que 99% das plantas de biogás são destinadas à produção de energia elétrica e calor. Isso se justifica pela alta demanda de energia térmica dos países europeus, o que torna viável a produção de energia elétrica e o aproveitamento da energia térmica proveniente de grupos geradores.
CENárIO NaCIONaL DE BIOGáS
PANORAMA GERALEm vários momentos da história recente do biogás no Brasil, ocor-reram iniciativas para produzir e usar biogás. Nos anos 1970, o com-bustível chegou a integrar o modelo da revolução verde, paradigma da atual economia mundial de produção de alimentos. Entretanto, ao contrário de outras tecnologias, o biogás não prosperou. As razões disso são várias e vão desde o atrelamento do biogás aos preços do petróleo, que ao despencar desestimularam o uso do biogás como fonte alternativa de energia, até o mau emprego dos dejetos animais, na época, manejados sem nenhum critério.
Outra causa apontada para o insucesso foi a opção por biodi-gestores construídos com componentes em ferro, que logo foram corroídos pelo ácido sulfídrico, um dos constituintes do biogás. Pas-saram-se 30 anos sem que o biogás voltasse a interessar os sistemas produtivos, mesmo fazendo parte deles como subproduto. O biogás reaparece então no cenário das iniciativas movidas pelo mecanismo de desenvolvimento limpo proposto pelo Protocolo de Quito, porém em projetos concebidos de forma a simplesmente queimar o biogás sem nenhum aproveitamento energético.
