Onde está o Pemat?

Após seguidos adiamentos, o plano de expansão da malha de dutos sai do radar do mercado. O governo alega falta de gás, mas trabalha apenas com a capacidade da Petrobras

Desde março nas mãos do MME e da EPE para ajustes finais, o Plano de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (Pemat) murchou. Prevista inicialmente para 2011, sua publicação, após sucessivos adiamentos, começa a cair em descrédito. E o mercado, que tanto ansiava pela continuidade da expansão e da interiorização dos gasodutos, ao que tudo indica terá de se contentar apenas com pequenos remendos na malha atual.

O entusiasmo com a divulgação do Pemat foi minguando após as últimas declarações de fontes do governo. O MME tem adotado um discurso mais cauteloso e admitido dificuldades em viabilizar projetos estruturantes, em função da falta de garantia de oferta de gás novo.

Após uma década de pesados investimentos da Petrobras em novos gasodutos, a expansão da malha virou assunto de planejamento estratégico do governo a partir da regulamentação da Lei do Gás, em 2010. Na prática, contudo, o setor não conseguiu se desvencilhar dos caminhos de seu agente dominante – a Petrobras.

Exemplo claro disso é que, em reunião com representantes da SCGás e da Compagas em maio, o MME deixou claro que, com o contrato com a Bolívia vencendo em 2019, a Petrobras não tem hoje condições de assegurar grandes volumes adicionais à região Sul no longo prazo. Como medida paliativa, EPE e ministério avaliam a inclusão de um projeto de recompressão do Gasbol na primeira versão do Pemat, a fim de aumentar em 2,5 milhões de m³/dia a oferta às distribuidoras locais. Isso, claro, quando – e se – o plano de expansão sair.

Sem gás, sem duto

Segundo dados preliminares do Plano Decenal de Energia (PDE) 2022, da EPE, o crescimento estrutural da oferta de gás nacional depende da efetiva viabilidade dos recursos contingentes (em estágio de avaliação exploratória), a partir de 2017. Contando apenas com os volumes de gás cuja comercialidade já foi comprovada, a previsão é que a oferta nacional chegue àquele ano sem grandes mudanças sobre os níveis atuais. E isso, obviamente, travaria qualquer possibilidade de expandir a malha atual de gasodutos. Ainda mais se o planejamento estiver limitado à capacidade da Petrobras.

A descoberta de gás na Bacia do São Francisco, por exemplo, demandará ampliações na malha da região Sudeste. No entanto, o governo recebeu sinalizações de que a Petra, empresa com a campanha mais avançada na região, ainda precisará de um ou dois anos para definir melhor seu potencial. Por isso, até lá, é pouco provável que algum projeto local de gasoduto seja indicado para licitação.

O mesmo vale para as bacias do Parecis e do Parnaíba. Embora o ministério já tenha identificado a necessidade de expansão estrutural da malha nessas regiões, elas ainda não possuem reservas provadas suficientes para viabilizar novos gasodutos.

À espera da 12ª rodada

Além da falta de reservas comprovadas, a aposta de produtores em projetos de autoconsumo também dificulta o planejamento. Enquanto a OGX tem destinado toda a sua produção no Parnaíba às termelétricas da sua coligada MPX, a Petrobras já deixou claro que vai priorizar a reinjeção de gás do pré-sal para produzir óleo e que o volume a ser disponibilizado ao mercado ainda é incerto.

Soma-se a isso o fato de que até 2020 a Petrobras prevê dobrar para 28 milhões de m³/dia o volume de gás natural entregue às suas próprias fafens e refinarias, localizadas na extensão da malha existente. Ou seja, cairá ainda mais a disponibilidade de gás para mercados novos.

“O produtor de gás detém o direito de escolha do destino de sua produção, e não vamos mudar isso. Do ponto de vista do planejador, porém, decisões diferentes levam a soluções logísticas diferentes, o que traz algum grau de dificuldade”, admitiu a diretora de Gás Natural do MME, Symone Araújo, em junho, durante evento no Rio de Janeiro.

Segundo Araújo, será preciso esperar a confirmação do real efeito da 12ª rodada da ANP, marcada para novembro, sobre a oferta nacional de gás natural para estruturar uma significativa expansão na malha. “Imaginamos que esses blocos possam produzir algum resultado em cerca de cinco anos. Sem oferta estruturante não conseguimos expandir a malha da forma que se imagina”, comentou a diretora na mesma ocasião.

Reforço sob controle

O mercado anda preocupado com as novas regras para construção de city gates, ecomps e ramais de gasodutos. Agentes do setor temem que o processo para autorização de novos projetos de reforço esbarre na burocracia da ANP e entre no mesmo ritmo do MME para o planejamento da expansão da malha de gasodutos.

De acordo com a minuta de resolução que tramita na agência sobre os critérios para caracterização da ampliação de gasodutos de transporte, qualquer modificação no projeto original do duto – desde a construção de um loop ou variante até city gates, estações de medição de pressão e de compressão – terá de passar por testes da ANP. Caso a agência comprove que as intervenções aumentarão a capacidade do gasoduto, o projeto de ampliação terá de passar por chamada pública para contratação da capacidade adicional, como previsto na Lei do Gás.

O procedimento visa dar mais transparência ao acesso a capacidades disponíveis e evitar que os transportadores manipulem características técnicas dos gasodutos sem o conhecimento da agência. Mas para o consultor Zevi Kann, da Zenergás, a medida pode engessar o mercado.

“Consideramos uma rigidez excessiva, às vezes desnecessária. A resolução não deve trazer novos graus de dificuldade além daqueles que já existem”, comenta Kann, que representou a Abegás na audiência pública realizada em julho para debater o assunto.

TAG e TBG também manifestaram preocupação com o excesso de procedimentos para instalações pouco representativas, como variantes.

Estados também pressionam

Retenção da expansão da malha prejudica estados que há anos esperam por gasodutos, como Maranhão, Piauí, Goiás, Pará e o Distrito Federal.

A retenção da expansão da malha de gasodutos vai além da quebra do ritmo de encomendas para a indústria fornecedora. Ela é também um desalento para estados que há anos esperam por gasodutos. Distribuidoras como Gasmar (MA), Gaspisa (PI), Goiasgás (GO), CEBGás (DF) e Gás do Pará (PA) pleiteiam acesso à infraestrutura de transporte para desenvolver seus respectivos mercados, que totalizam 7 milhões de m³/dia de potencial, embora o governo considere essa perspectiva otimista.

As distribuidoras da região Sul, travadas pela saturação do Gasbol, também anseiam por novos projetos. De acordo com estudo do Grupo de Economia da Energia (GEE) da UFRJ, os mercados não termelétricos de Compagas, SCGás e Sulgás têm potencial para crescer cerca de 6 milhões de m³/dia até 2019, volume superior ao que pode ser atendido pela capacidade atual do gasoduto boliviano.

A própria Petrobras também poderia se beneficiar com a retomada da construção de novos gasodutos, diante do veto da ANP ao projeto de conexão de gasodutos de distribuição da Gasmig e Gas Brasiliano para atendimento à UFN V, de Uberaba (MG).

Até o fechamento desta edição de Brasil Energia Petróleo & Gás, estava previsto que a agência reguladora abrisse o processo de chamada pública para contratação de capacidade do projeto Brasil Central, da Termogás, que cruza o interior de São Paulo e passa pelo Triângulo Mineiro e Goiás até chegar a Brasília. A proprietária do gasoduto, garantido sob regime de autorização e que não necessitaria passar por licitação, vive a expectativa de que seu projeto seja sacramentado como a fonte de gás da UFN, o que viabilizaria sua construção.

Gás existe. Falta vontade política?

A produção de gás do pré-sal, hoje em torno de 10 milhões de m³/dia, já representa cerca de 15% da produção nacional, que está na casa dos 78 milhões de m³/dia

O Gasbol, o maior gasoduto do país, com pouco mais de 3.000 km e construído com farto empenho do governo, levou três anos para sair do papel. Estimativa feita pela Gas Energy, a pedido da Brasil Energia Petróleo & Gás, prevê que, em prazo similar, a produção no pré-sal poderá exportar diariamente o equivalente a 50 milhões de m³ de gás natural para a costa. Os números – sozinhos ou casados com outros projetos – poderiam encorajar o governo a colocar o Pemat na rua.

A produção de gás do pré-sal, hoje em torno de 10 milhões de m³/dia, já representa cerca de 15% da produção nacional, que está na casa dos 78 milhões de m³/dia. A previsão da Petrobras é que a sua oferta de gás chegue a 171 milhões de m³/dia em 2020, já contando com toda a produção nacional, o GNL importado e o gás boliviano.

Dados da ANP mostram que atualmente são reinjetados em todos os campos brasileiros cerca de 10 milhões de m³/dia. Outros 4 milhões de m³ são queimados diariamente. É difícil saber quanto é queimado ou reinjetado por falta de infraestrutura.

Estimativas feitas pelo Grupo de Economia da Energia (GEE) da UFRJ mostram um potencial de oferta de gás em 2030 de 105 milhões de m³ a 180 milhões de m³/dia somente nas regiões Sudeste e Sul. A elevação das estimativas de produção dessas duas regiões deve-se em grande parte às novas descobertas do pré-sal. Segundo o GEE, a oferta líquida de gás do pré-sal poderá atingir algo entre 70 milhões de m³/dia e 120 milhões de m³/dia até 2030.

No entanto, o planejamento não pode e não deve ficar restrito ao pré-sal. Quando se pensa o planejamento da malha de dutos de um país é preciso pensar a indústria como um todo. Esse estudo é fundamental hoje para viabilizar projetos de pequenos produtores. Quem não pode verticalizar toda a sua atividade depende de demanda na outra ponta. Essa demanda tem de ser incentivada e planejada.

O empreendedor que vencer uma licitação para construir um ramal já terá outras barreiras ao seu projeto, como a obtenção de crédito e o licenciamento ambiental. E a prática mostra que resolver isso não é simples. Demanda tempo, que já poderia estar sendo ganho caso houvesse licitações de gasodutos na rua.

Para o sócio da Gas Energy, Marco Tavares, o problema vai além. “O Pemat não anda porque a infraestrutura de transporte é verticalizada e controlada por um único agente”, afirma.

Qualquer empresa que descubra gás offshore não associado no Sudeste terá de convencer acionistas a investirem dezenas de milhões de dólares em um poço produtor e outras centenas de milhões de dólares em um gasoduto de exportação. No entanto, não irá vender esse gás para ninguém. “Os gasodutos de transporte são exclusivos da Petrobras, e não há sequer uma térmica na costa para ajudar no projeto”, diz Tavares.

De acordo com o consultor da NatGas, Márcio Balthazar, a EPE falha ao esperar manifestações do mercado para planejar. “Pontos como condições de interligação ao sistema de transporte, inexistência de barreiras de acesso, regras para operação de swap e agente operador do sistema precisam estar claros”, salienta.

Somente com a identificação dessas condições o investidor terá interesse em construir um gasoduto. “Enquanto o cenário for aquele onde os potenciais produtores entregam a produção à Petrobras, a EPE vai ficar à espera da manifestação de agentes improváveis”, sentencia o consultor.

Mercado não falta. O que falta é incentivo para escoar e comercializar o gás, a exemplo do que existe para gasolina, álcool, energia elétrica e até óleo. Governos como o do Rio de Janeiro, que chegaram a incentivar o uso de GNV, hoje têm dificuldades para viabilizar qualquer projeto com o energético. Nessa conta, a falta do gás ajuda a impactar também a importação de derivados.

Fonte: Revista Brasil Energia/Abegás/Sindcomb Notícias, setembro/13