Fim das barreiras de acesso a gasodutos pode impulsionar mercado de gás no Brasil

Por Daniel Fraiha (daniel@petronoticias.com.br)

A Lei do Gás, promulgada em 2009, veio para acabar com uma série de problemas apontados pela indústria brasileira no passado, mas, passados quase seis anos, a situação do mercado de gás nacional continua sem muitas mudanças em termos de controle – concentrado na Petrobrás – e expansão – sem perspectivas de ampliação da malha dutoviária. O presidente da consultoria Nat Gas, Márcio Balthazar, ex-funcionário de carreira da estatal, defende que haja novas mudanças na lei e acredita que o principal fator a ser modificado são as barreiras de acesso a gasodutos de transporte. Depois de trabalhar de 1974 a 2008 na Petrobrás, chegando ao cargo de gerente de desenvolvimento de negócios, Balthazar não entende o sentido de uma estrutura tão verticalizada para a estatal, e diz que a venda de participação – mesmo que mantendo o controle – nas distribuidoras de gás e nos ativos de transporte poderia ser uma medida interessante para deixar a companhia mais leve, além de capitalizá-la, sem gerar perda no foco de sua expansão. “A Petrobrás ser dona de 100% dos gasodutos é uma coisa que não se justifica. O core business, a essência, de uma empresa de petróleo é exploração e produção. Todo o resto é atividade meio”, afirma.

Além disso, o executivo critica a falta de planejamento no Brasil, apontando a Empresa de Pesquisa Energética como “apenas reativa”, e cita o exemplo do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (Pemat), que foi aguardado por quatro anos, mas praticamente não trouxe novidades, somente um gasoduto de 11 quilômetros, para atender exclusivamente à necessidade da Petrobrás. Outro ponto defendido por Balthazaré a possibilidade de o País investir em pequenos terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL), como é feito no Japão, para o escoamento por meio de navegação de cabotagem. “Cerca de 80% da produção e do consumo do Brasil estão nas regiões Sul-Sudeste. A grande âncora de consumo é o mercado industrial, que está mais concentrado nessas regiões, focado mais ainda no litoral. Então acho que este seria o modelo ideal para o Brasil, dadas as dimensões do País”, diz.

Como foi a criação da Nat Gas?

Comecei na Petrobrás em 1974, passei por diversas áreas, pela Petrofértil, virei gerente de desenvolvimento de negócios e me aposentei em 2008. Depois fui para a El Paso, ajudei em alguns projetos deles, e, quando saí, em 2010, fui chamado pela Supergabras para ajudá-los a entender como funcionava o segmento de gás natural, principalmente na parte de distribuição a granel, em que eles poderiam entrar. Então me contrataram e fiquei um ano e pouco lá. Depois criei a Nat Gas, tendo a Supergasbras como cliente.

O foco da consultoria é na área de gás?

Gás e óleo. Depois disso, participei do desenvolvimento de alguns novos campos, da viabilização comercial deles. O grande problema no Brasil hoje para quem está trabalhando offshore é como vai escoar o gás, e eu atuo com esse foco. Já existem muitas grandes ideias, mas de concreto é a canalização para terra, tratar e colocar para distribuição.

Sabemos que o volume de gás produzido no pré-sal está crescendo muito e que o Rota 3 não será suficiente para esse escoamento nos próximos anos. Como você vê isso e o que acha que seria a melhor solução?

O que a Petrobrás fala sempre que esse assunto é abordado é que primeiro eles não têm assim tanto gás, e o gás que têm, ou eles queimam na plataforma ou reinjetam no próprio campo. Nunca dão números mais precisos quando se pergunta sobre volumes. Mas não tenho dúvida de que vai ser necessário um sistema de dutos para escoar esse gás. Acho que alternativas como GNL embarcado, geração elétrica em plataforma e transmissão submarina não são as ideais para nós no horizonte que temos agora no Brasil. Mas uma boa ideia pode ser a criação de pequenos terminais de GNL pelo litoral do país, para o transporte por meio de cabotagem.

Como funcionaria isso?

Cerca de 80% da produção e do consumo do Brasil estão nas regiões Sul-Sudeste. A grande âncora de consumo é o mercado industrial, que está mais concentrado nessas regiões, focado mais ainda no litoral. Então acho que o modelo ideal para o Brasil, dadas as dimensões do País, seriam pequenos terminais de liquefação. É um conceito que vem se expandindo lá fora, à medida que já se consegue um sistema de movimentação criogênica de GNL em pequena escala. Então você tem movimentações menores. Um exemplo disso é o Japão, onde todo o GNL é importado e, quando ele chega à costa, é transportado por meio de cabotagem para pequenos terminais, que são muito mais baratos. No Brasil seria interessante começar a fazer isso para auxiliar o sistema, antes de entrar na expansão da malha de transporte.

Mas isso seria mais para importação, não?

Não. Digamos que tenha um grande fluxo em um ponto, como o pré-sal. Coloca-se um grande terminal de liquefação ali, e dali vai transportando para outras localidades ou até exportando. Acho que isso é uma possibilidade.

E com a chegada do gás à costa, como você acha que deve se configurar o mercado de downstream?

Uma alternativa que eu venho defendendo é que, além de ter que eliminar as barreiras de acesso, todas as UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural) têm que fazer parte do sistema de transporte, porque afinal de contas você tem que especificar o gás para ele poder ter acesso ao gasoduto de transporte. Então a atividade de tratamento de gás é muito menos uma atividade industrial, de refino e processamento, e muito mais ligada ao próprio transporte. Mas o passo fundamental é acabar com as barreiras de acesso.

Como elas funcionam no sistema atual?

A Petrobrás controla 100% do sistema de transporte no Brasil e alguns gasodutos são sujeitos a regimes de exclusividade. Tem que acabar isso, mudar a lei para isso. O que não é possível é ter – e a Petrobrás tem – sócios no sistema que precisam escoar o gás para terra e ter uma barreira de acesso. Exemplo: eu sou sócio da Petrobrás num campo, mas na hora de escoar minha parcela de produção de gás vou ter que vender para ela, porque não consigo ter acesso à rede. Não consigo comercializar meu gás no sistema. Isso tem que acabar.

Mesmo que a lei permita isso, enquanto a Petrobrás for a dona dos gasodutos, na prática vai continuar acontecendo o mesmo, não?

Não necessariamente. Tendo livre acesso, é uma questão de se pagar a tarifa. Outro ponto é esse. A Petrobrás ser dona de 100% dos gasodutos é uma coisa que não se justifica. O core business, a essência, de uma empresa de petróleo é exploração e produção. Todo o resto é atividade meio. Até o refino. Ela não precisa controlar todo o sistema de transporte para escoar o seu gás. O sistema de transporte é como se fosse uma estrada, uma rodovia. A Petrobrás não precisa ser dona de todas elas para levar seu gás.

O gasoduto Itaboraí-Guapimirim não é um primeiro passo nessa mudança?

São 11 quilômetros só. É um gasoduto muito pequeno e que só atende à própria Petrobrás nesse caso.

Quais devem ser as mudanças na lei, na sua opinião?

A lei do Gás não responde à maior parte dessas questões. Ela ainda tem reserva de mercado, tem regimes de exclusividade. Primeiro tem que acabar com regimes de exclusividade. Tem que ter acesso livre para qualquer eventual carregador.

Mas a Petrobrás investiu em todos esses gasodutos, seguindo a lei antiga. Essa mudança, se fosse retroagir aos gasodutos já existentes, não deveria gerar uma indenização à Petrobrás?

Não, não. Ela vai receber tarifa como proprietária – uma tarifa justa pelo serviço –, e não precisa ser indenizada. Agora, ela só seria obrigada a dar acesso se o sistema tivesse capacidade para isso. Se ela tem um contrato para um gasoduto de transporte, ele vai continuar em vigor. No mundo, um carregador se apresenta para o regulador e demonstra que quer fazer uma movimentação. Então alguma coisa tem que ser feita. Se o transportador não fizer, abre-se uma licitação para outro transportador. O fato de abrir acesso não vai tirar o direito da Petrobrás de transportar o seu gás.

Além disso, não adianta ter alguns gasodutos liberados e outros não. Porque se, por exemplo, uma empresa precisa levar uma carga do Rio ao Paraná, mas tem acesso somente até São Paulo, o transporte é inviabilizado.

Qual sua sugestão além do fim dessas barreiras de acesso?

A Petrobrás poderia adotar em seu sistema de transporte o mesmo modelo que usa na TBG – responsável pelo Gasoduto Bolívia-Brasil –, em que ela tem 51% de participação no Brasil. Se considerar o trecho da Bolívia, ela tem menos de 50%. Então qual o problema de adotar esse modelo? Acho que seria bom para a empresa e para o País se ela desinvestisse em ativos de transporte. Ela participa de quase todas as distribuidoras de gás do Brasil, a não ser da CEG e de duas de São Paulo. Por quê? Ela não tem vantagem nisso.

Por que você acha que isso vem sendo mantido?

Por uma questão histórica, talvez. A Petrobrás entrou no processo das distribuidoras como forma de constituir essas distribuidoras para que elas tivessem seus contratos com o gás boliviano. Ela participa de todas, mas, do ponto de vista regulatório, não há nada que justifique um produtor de gás participar do sistema de distribuição. Ele não tem nenhum benefício por ser acionista. A Petrobrás é uma das empresas de petróleo mais verticalizadas no mundo.

Qual a solução que você acredita para isso? A privatização dessa área da Petrobrás?

Acho que temos que falar de alternativas viáveis, até do ponto de vista político. Então ela não precisa privatizar a área de downstream. Se ela admitir entrar no processo de avaliação de ativos e admitir sócios, por exemplo, numa TAG, que controla todos os ativos de gás natural, ela vai ficar mais leve. Vai funcionar mais leve, com um processo de governança corporativa mais transparente. Isso pode ser feito inclusive sem que ela abra mão do controle, mas de 49%, por exemplo. Ela iria se capitalizar com um volume que poderia financiar outras atividades e melhoraria sua situação.

Acredita que haveria investidores interessados?

Sem dúvida. O que o Brasil precisa é de seriedade nos contratos. Investidores privados para esses ativos não faltariam. Um negócio em que se tem a Petrobrás e outros produtores garantindo a demanda, não vai faltar dinheiro de investidores interessados.

Como vê o planejamento energético e da malha de dutos no Brasil?

Esse País não tem planejamento energético. A gente vê uma EPE (Empresa de Pesquisa Energética) apenas reativa. O Pemat (Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário), que era tão esperado – foi aguardado por quatro anos –, quando saiu, veio um calhamaço de 280 páginas, com apenas um gasoduto de 11 quilômetros. Falaram de quilombola, de um monte de coisas, e a única recomendação foi o gasoduto Itaboraí-Guapimirim, de 11 quilômetros. É brincadeira. E esse é um dos maiores problemas: a absoluta falta de planejamento.

É preciso um planejamento de 10 anos, bem desenvolvido, do ponto de vista ambiental, econômico, de demanda da Petrobrás, de regularidade das rodadas de petróleo. Isso é fundamental. Não podemos ficar simplesmente reagindo às circunstâncias, ao invés de ter uma postura ativa.

Fonte: Petronotícias

Para a CNI, dilema do ovo e da galinha trava novos gasodutos

Em estudos inéditos, nos quais analisa a situação regional do gás, a Confederação Nacional da Indústria (CNI) aponta a escassez de dutos de transporte como entrave o desenvolvimento de um mercado para o insumo no Sul e no Nordeste do país. O problema é que não há indicações, no plano de expansão de gasodutos lançado pelo governo no ano passado, de que haverá licitações para ampliar a infraestrutura existente nos próximos anos.

No Sul, o gás natural que atende a região é totalmente transportado pelo Gasbol (Gasoduto Brasil-Bolívia), mas sua capacidade está “praticamente esgotada”. O Pemat, plano de expansão da malha de transporte, analisou duas alternativas: a ampliação do trecho sul do Gasbol e a construção do gasoduto Penápolis (SP)-Canoas (RS).

Em ambos os casos, no entanto, concluiu que eles não são “elegíveis” para licitação por não atenderem requisitos mínimos: levar o gás a um preço competitivo e ter demanda suficiente. Para a CNI, trata-se do “dilema do ovo e da galinha” – sem o gasoduto, não se cria nova demanda; enquanto não há demanda nova, não sai o gasoduto desejado.

Uma situação parecida vive a indústria do Nordeste. Desde 2002, conforme lembra a entidade, investimentos em gasodutos foram feitos na região. A nova malha permitiu integração com a rede do Sudeste, mas está concentrada apenas ao longo do litoral nordestino, sem chegar perto das fronteiras recentes de exploração do gás – por exemplo, nas bacias do Parnaíba e do Recôncavo, sem falar em áreas terrestres maduras no interior.

“Não se vislumbra nenhuma expansão de capacidade de transporte na região Nordeste”, afirma o documento da CNI, elaborado em parceria com a Abrace. “A metodologia usada pelo Pemat na análise de viabilidade de novos projetos não permite antecipar necessidades futuras de capacidade”, critica o estudo da entidade.

Fonte: Valor Econômico/ABEGÁS

Gasoduto de US$ 1 bi para Brasília é suspenso

Projeto da Transportadora Brasileira do Gasoduto Brasil Central perde viabilidade após acordo entre Petrobras e Cemig para levar gás da região metropolitana de Belo Horizonte para Uberaba

Por Nicola Pamplona

A Transportadora do Gasoduto Brasil Central (TGBC) anunciou na quarta-feira a suspensão do empreendimento, que ligaria São Carlos, no interior de São Paulo, a Brasília. Segundo a empresa, não houve “propostas válidas” para a contratação de capacidade do duto em consulta realizada sob a supervisão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Único grande projeto para ampliação da infraestrutura de transporte de gás natural no Brasil, o gasoduto sucumbiu à concorrência com Petrobras e Gasmig, que decidiram construir uma nova linha ligando a região metropolitana de Belo Horizonte a Uberaba, no Triângulo Mineiro.

O Gasoduto Brasil Central recebeu licença de instalação em 2013 e, segundo a Lei do Gás, deveria realizar uma chamada pública de alocação de capacidade por interessados em transportar gás natural. Segundo comunicado publicado pela TGBC, a única proposta foi apresentada pela distribuidora Gás Brasiliano, controlada pela Petrobras. O volume pedido, porém, foi insuficiente para justificar o projeto, orçado em US$ 1 bilhão. O gasoduto foi planejado para inaugurar suprir mercados consumidores no Centro-Oeste e tinha como uma de suas âncoras a unidade de fertilizantes da Petrobras em Uberaba.


A própria estatal, porém, deu o golpe de misericórdia no projeto, ao se associar à estatal mineira Gasmig para construir um duto ligando a região metropolitana de Minas Gerais a Uberaba, equacionando o suprimento da fábrica. Orçado em R$ 2 bilhões, o projeto foi a solução encontrada pelas empresas para driblar restrições impostas pela ANP à interconexão das malhas de distribuição de Minas Gerais e da Gas Brasiliano — sob o argumento de que um grande duto de transporte poderia incentivar a interiorização do gás natural no país. Sem o TGBC, dizem analistas, Gasmig e Petrobras têm mais chance de dominar o mercado do Centro-Oeste.

Fonte próxima à TBGC informou que ainda estuda alternativas para viabilizar o Gasoduto Brasil Central. Uma delas seria a construção de uma térmica em Brasília, que consuma volume suficiente para viabilizar o projeto. “Já temos autorização para construir e licença de instalação. Falta o mercado”, disse o executivo. Emitida em 2013, a licença de instalação tem validade de cinco anos, explica a fonte. Ele acrescenta que o suprimento de gás é outro entrave à expansão da infraestrutura de transporte por terceiros, dado o amplo domínio da Petrobras na ponta do suprimento. “Sem a Petrobras, não há negócio.”

O Gasoduto Brasil Central é o único projeto de grande porte previsto no Plano de Expansão da Malha de Transporte de Gás Natural (Pemat), lançado este ano pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O planejamento para o setor tem ainda um outro duto, de menor porte, ligando o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí (RJ), a Guapimirim, na Baixada Fluminense. O empreendimento, de apenas 11 quilômetros, será usado exclusivamente pela Petrobras, para conectar a produção do pré-sal a um entroncamento de dutos próximo à Refinaria de Duque de Caxias.

Será o primeiro duto licitado com as regras estabelecidas na lei do gás. Como dona do gás, a Petrobras não poderá atuar na operação da tubulação, de acordo regulamentação instituída pela ANP este ano, com o objetivo de desverticalizar a cadeia do combustível.

Fonte: Brasil Econômico

Oferta de gás crescerá 68%, mas faltam gasodutos

Investimentos necessários somam US$ 22 bilhões

POR RAMONA ORDOÑEZ / BRUNO ROSA

Com o aumento previsto da oferta de gás natural nos campos do pré-sal nos próximos anos, serão necessários investimentos de US$ 22 bilhões em infraestrutura logística de transporte. A estimativa é da consultoria NatGas Economics, que calculou o volume de recursos necessários para levar ao mercado consumidor os 68 milhões de metros cúbicos a mais que a Petrobras prevê ofertar por dia até 2030. Atualmente, toda a malha de gasodutos de 9 mil quilômetros — que é da Petrobras — tem capacidade de transportar cerca de cem milhões de metros cúbicos/dia de gás. No primeiro trimestre deste ano, a oferta total chegou a 88,8 milhões de metros cúbicos/dia.

Márcio Balthazar, sócio da NatGas, vê na expansão da malha de gasodutos uma oportunidade para a iniciativa privada investir no setor, que é dominado pela Petrobras. Segundo Balthazar, se a iniciativa privada participasse com 50% dos investimentos, isso liberaria recursos para a Petrobras investir mais na produção de petróleo. Ele admite, porém, que o setor de gás natural passa por um momento difícil no qual será preciso adotar profundas mudanças na sua política e regulamentação para expansão futura.

— Há uma necessidade de ampliar em 68% a capacidade da malha até 2030. Se a Petrobras fizesse a expansão com sócios privados entrando com 50% dos investimentos, isso representaria economia de US$ 11 bilhões para a estatal. A Petrobras é como um fabricante de TVs que compra caminhão para levar aparelhos ao consumidor — disse Balthazar.

PETROBRAS NÃO PREVÊ NOVOS GASODUTOS

O gás natural — que já sofre com a rivalidade de abastecimento entre indústria e térmicas e a falta de uma política clara de preços — encontra um desafio adicional. O Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (Pemat), lançado em março, indica que o tempo para finalizar o projeto de construção de um gasoduto poderá ser quase o dobro do atual, chegando a quase dois anos. E isso se tudo correr dentro do planejado, atesta uma fonte do governo. É nesse cenário, dizem especialistas, que surge a necessidade de ajuste na política do setor. A Petrobras, embalada pelo pré-sal, passará de uma capacidade de oferta de 118 milhões de metros cúbicos por dia (médios) no fim de 2014 para 168 milhões de metros cúbicos diários em 2030.

Com a Lei do Gás, de 2009, e o Pemat, aprovado neste ano, a Petrobras não pode simplesmente construir novos gasodutos. Agora, é preciso enviar a proposta para o Ministério de Minas e Energia (MME), que a submete à avaliação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Em seguida, são feitas chamadas públicas pela Agência Nacional do Petróleo (ANP): uma para a construção do gasoduto e outra para transportar o gás. A ideia é aumentar a concorrência e estimular investimentos. Mas desde o lançamento do projeto, poucos negócios chegaram à mesa do MME. Além de um gasoduto proposto pela Petrobras, em Guapimirim, há outro no Sul para levar o gás a uma térmica.

— O processo será mais lento agora. Quem precisar de um duto, terá de se programar. Nas chamadas públicas, ganha quem oferecer o menor preço. Isso permitirá queda nas tarifas e dará acesso a outras empresas. Não teremos mais a Petrobras como operadora única. Ainda estamos aprendendo. Se tudo der certo, pode levar quase dois anos. A ideia é reduzir isso a um ano — disse uma fonte do MME.

Até 2030, a Petrobras informou, em nota, que não prevê investimentos na expansão de sua malha de gasodutos de transporte. “O atendimento à demanda das distribuidoras e das novas usinas termelétricas será garantido por novos pontos de entrega e estações de compressão, não necessitando nenhum investimento na malha de gasodutos de transporte”. Segundo a Petrobras, a malha atual, de 9 mil quilômetros, foi projetada para atender à demanda no longo prazo. A estatal destacou que, conforme seu Plano de Negócios 2014/18, serão investidos US$ 590 milhões para a garantia da continuidade, confiabilidade e segurança operacionais da infraestrutura.

Por outro lado, o setor privado, segundo especialistas, não vê lucratividade para investir no setor de gás. Um executivo de petrolífera internacional que atua no Brasil disse que para “quebrar o monopólio de fato” da Petrobras no segmento de transporte seria necessário fazer a concessão dos gasodutos existentes para o setor privado operar, assim como foi feito em rodovias e em alguns aeroportos.

O presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, avalia que a definição do futuro da matriz energética depende do gás, de garantia de oferta e de preços competitivos:

— A grande questão que tem que ser decifrada, como a esfinge, por todos nós é o futuro do gás, que é a chave da matriz energética.

Um aspecto citado por especialistas é justamente o aumento futuro da produção de gás e o quanto disso chegará ao mercado. Hoje, dizem eles, não existe garantia firme por parte da Petrobras para as distribuidoras quanto ao aumento da oferta após 2018. Isso impede que empresários planejem novos projetos usando como matéria-prima o gás. Segundo o Pemat, estão previstos gasodutos entre o Nordeste e o Pará, por conta da Bacia do Parnaíba, rica em gás, e em Minas Gerais, onde está a Bacia do São Francisco. Mas, segundo fonte do MME, a expansão da malha dependerá do desenvolvimento dessas regiões, que estão em fase exploratória.

INDÚSTRIA E TÉRMICAS DISPUTAM GÁS

Para Tolmasquim, outro ponto fundamental é saber o custo do gás, ou seja, se ele será competitivo ou não. Hoje, a política de preços é complexa, com valores diferentes nos estados do Sul, que consomem gás importado da Bolívia, e nos do Sudeste e Nordeste, que consomem o gás produzido no país.

— A perspectiva é que teremos muita oferta de gás, seja com o pré-sal ou com o gás não convencional (shale gas) em terra. No momento, não se tem a garantia de qual será a oferta e quais serão os preços. São variáveis para o planejamento. Tendo gás, o mercado aparece — disse Tolmasquim.

Outra questão apontada por Rodrigo Más, sócio da consultoria Bain & Company, é o uso do gás para a geração de energia elétrica no país:

— Para saber os volumes que serão disponibilizados ao mercado, é preciso decidir se as térmicas a gás continuarão a funcionar só em momento de emergência, como agora, ou se vão fazer parte da garantia firme da geração elétrica junto com a hídrica. O que se quer para o mercado de gás? É para o mercado consumidor (indústria) ou para térmicas? É outra indefinição que precisa ser resolvida.

Para Carlos Assis, da EY (ex- Ernest & Young), são necessários ajustes regulatórios e ações na política energética nacional:

— A visibilidade no médio e longo prazos da disponibilidade desses recursos (gás) de forma segura e constante vai fomentar os investimentos futuros. É um processo que vai demorar anos, mas temos que dar os primeiros passos com mudanças graduais na política energética e no arcabouço regulatório. Hoje, o dilema do empresário é “invisto agora ou aguardo o mercado do gás para investir?” É o dilema de quem veio primeiro: o ovo ou a galinha? Mas o futuro é extremamente promissor. Temos perspectiva de oferta crescente com o pré-sal e o gás não convencional. Temos demanda reprimida.

Eduardo Raffini, da consultoria Deloitte, destaca que, com o aumento da oferta de gás no mundo, principalmente a partir do gás não convencional (shale gas) nos Estados Unidos e no Canadá, o mercado do gás tende a deixar de ser regional e se tornar um mercado global. Ao mesmo tempo se visualiza um forte mercado consumidor nos países asiáticos como China, Índia e Coreia do Sul, entre outros. E tudo isso poderá baratear os preços do gás natural no mundo, com impacto no mercado brasileiro.

— A evolução do mercado internacional vai influenciar como vai se desenvolver o mercado aqui no Brasil, principalmente em relação aos preços — disse Raffini.

Fonte: O GLOBO

Indústria reivindica atenção do setor de gás

Infraestrutura de distribuição deficitária e preços altos para aquisição são apontados como principais vilões para a competitividade do insumo 

Enquanto o nível dos reservatórios de água continua caindo, governo, concessionárias e especialistas apontam a geração de energia a partir do gás natural como uma alternativa para a matriz energética do Brasil. O tema norteou as discussões do segundo dia da 11ª edição do Gas Summit Latin America, reservado ao debate do cenário político-econômico da exploração, produção e do consumo do insumo.

De acordo com dados divulgados recentemente pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), apoiadora do evento, a utilização do gás bateu recorde histórico em março, puxada pelo forte acionamento de termelétricas, atingindo 74,6 milhões de metros cúbicos distribuídos.

Segundo o superintendente da ONIP (Organização Nacional da Indústria do Petróleo), Alfredo Renault, “estamos vivenciando problemas energéticos importantes, relacionado às variações climáticas, que ressaltam a necessidade estratégica de soluções vinculadas ao gás natural do Brasil. Todos sabemos que estamos suportados pelas termelétricas”, disse ao iniciar os trabalhos do dia que debateram o panorama macro econômico do setor de gás.

Incisivo ao afirmar que o setor de petróleo e gás será o motor do desenvolvimento do país, Marcelo Vertis, subsecretário de Estado de Energia, Logística e Desenvolvimento Industrial do Estado do Rio de Janeiro, acrescentou que os investimentos na exploração do pré-sal somarão US$ 65 bilhões por ano até 2035. Segundo ele, se as projeções se confirmarem nas próximas duas décadas, o Brasil colherá os bons frutos da sua reserva, estimada em mais de 80 milhões de barris, porém ressaltou: “A conta está ficando cara, já que importamos gás da Bolívia. As térmicas, com o baixo nível dos reservatórios, são um fator importante na geração de energia na matriz”.

Com a maior frota de GNV do Brasil, tarifas diferenciadas para o consumo industrial e projeção de expansão da rede canalizada, o Rio de Janeiro tem trabalhado para atrair investimentos para a cadeia de subfornecedores. “Mas além dos desafios financeiros, o desafio tecnológico é grande, porque a exploração tem sido feita em águas cada vez mais profundas e o desenvolvimento de tecnologia reflete na capacitação técnica do setor”, disse Vertis, que ainda elencou como desafios a qualificação de mão-de-obra e a produção de conteúdo local.

Também participante da conferência, a especialista em competitividade industrial e investimentos da Firjan (Federação das Indústrias do Rio de Janeiro), Tatiana Lauria, acrescentou outros desafios à lista apresentada por Vertis. “O gás natural hoje, para a indústria, é um fator de preocupação. O setor aprendeu a utilizar o energético, viu que é eficiente, que é limpo e que precisa cada vez mais desse ativo”, explica. Mas para ela, isso não é suficiente. “É preciso torná-lo competitivo. Para muitas indústrias, principalmente a química, o preço da energia, no caso do gás natural, é fator decisivo para investimentos”.

Barateamento do Gás – É o que as indústrias estão esperando, segundo o especialista em Gás Natural da ABRACE (Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres), Rodolfo Danilow. “Em um cenário favorável, com preço do gás a US$ 7 MMBtu, o consumo mais que dobraria nos próximos anos”, aponta. As 43 indústrias associadas à ABRACE são responsáveis por 80% do consumo de energia no país. “A dificuldade de se firmar novos contratos de abastecimento a longo prazo e a falta de competitividade do gás natural frente aos demais combustíveis são complicadores”, conclui.

O diretor presidente da Algás (Gás de Alagoas), Geoberto Espírito Santo, reforçou a necessidade de dispor de energia base para suprir a queda de produção nas hidrelétricas. “Dado o grau de maturidade e do potencial que temos, está na hora de mudar o cenário de monopólio e permitir que novos agentes possam comercializar gás no Brasil”, disse.

Conseguir mais ofertas de compra do gás natural para geração de energia é o principal objetivo do setor uma vez que a produção das hidrelétricas está severamente prejudicada pelo baixo nível dos reservatórios. A opinião é do diretor presidente da Copel Participações, Julio Jacob Junior, que participou da conferência. “Os impactos da falta de água são severos a médio prazo. Por mais que chova normalmente no próximo ano, devemos chegar em novembro com 15% da capacidade. Isso significa que 2015 também será um ano atípico. Nossa expectativa é conseguir, em 2016, investir mais em infraestrutura”, pontua.

Infraestrutura – Há um consenso entre o setor sobre a urgência de infraestrutura para fomentar os investimentos no insumo energético. Para o conselheiro do IBDE (Instituto Brasileiro de Estudos do Direito da Energia) e membro efetivo da Comissão de Direito e Energia da OAB-SP, Cid Tomanik Pompeu Filho, a infraestrutura existente de gasodutos de transportes no Brasil é deficitária e os que existem estão concentrados no litoral do país, dedicados à geração de energia elétrica e não ao consumo industrial. “Na realidade, o PEMAT (Plano de Expansão da Malha de Transportes Dutoviário) deveria ser um anexo de um plano maior, para realmente poder incentivar empresas, como as grandes empreiteiras, a investir na construção de gasodutos. As redes de distribuição – que saem dos gasodutos até o usuário - estão em crescimento, mas ainda não correspondem a um quarto das redes dos Estados Unidos, por exemplo”.

Seguindo a mesma linha de raciocínio, o diretor presidente da Compagas, Luciano Pizzatto, alerta para a morosidade das ações. “Hoje a discussão dos norte-americanos é o shale oil e não mais o shale gás, enquanto o Brasil ainda está tentando construir gasodutos...”, diz. Pizzatto frisa que é o momento de iniciar uma reflexão profunda sobre infraestrutura, principalmente a interligação entre as distribuidoras estaduais. “O maior problema da oferta é relacionado à infraestrutura, que depende exclusivamente de investimento. O gás precisa de investimento. É equivocado precisar que temos que ter um mercado consolidado antes para só então concretizar o investimento na infraestrutura”, termina.

Presença Internacional – À tarde, dentro do painel “Perspectivas da Relação Bolívia-Brasil na Gestão de Contratos, na Evolução das Reservas e na Exportação” , o diretor técnico de Transportes e Comercialização da Agência Nacional de Hidrocarburos da Bolívia, Northon Nilton Torrez Vargas, reafirmou a vocação exportadora do gás natural produzido no país vizinho. “Desde a nacionalização, nosso crescimento foi sustentável. Hoje produzimos 64,75 MMBtu e 96% desse montante é entregue ao gasoduto com destino ao mercado interno e externo, principalmente do Brasil e Argentina, que levam 80% desta fatia”, disse, destacando novos projetos para a exploração do gás em novas plantas bolivianas já que estão quase atingindo a capacidade máxima das reservas exploradas, que é de 66 MMBtu.

Na sequência, a executiva da Aggreko, Ana Amicarella, destacou a importância de eventos como o Gas Summit para o desenvolvimento de novos caminhos para o setor no continente. Ela falou sobre como maximizar os ativos e ressaltou a questão da segurança, como fator prioritário para o start de um projeto. “Prever os riscos e as reações adotadas são essenciais para sanar o impacto de possíveis problemas”, aconselhou. A Aggreko, patrocinadora do evento, é uma empresa geradora de energia que opera projetos in loco ou à distancia, de médio e de grande porte em todo o mundo.

O vice presidente de desenvolvimento comercial da Lloyd’s Register Energy, James Drummond, comandou a última apresentação do dia e deu detalhes sobre a operação da empresa para os presentes. “Estamos muito satisfeitos de participar do Gás Summit porque o Brasil é um dos focos de desenvolvimento dos negócios da empresa. Estamos neste mercado já há muitos anos e sabemos que há muitos desafios a vencer no país, mas a potencialidade da região justifica”, conclui.

Nesta quinta-feira, 15 de maio, último dia do evento, o Gas Summit Latim America debaterá temas como o desenvolvimento do pré-sal, a evolução e utilização do gás não-convencional na América Latina, conhecido como shale gas, além dos novos projetos para o uso do GNL. A programação começa às 09h horas, com a presença de representantes do governo do Chile, Uruguai e Brasil. O evento acontece no Hotel Windsor Atlântica, no Rio de Janeiro. 

Fonte: Plantão News

PORTARIA MME PEMAT - Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário do País

Click aqui para a íntegra do Plano

PORTARIA Nº 128, DE 26 DE MARÇO DE 2014

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

GABINETE DO MINISTRO

DOU de 27/03/2014 (nº 59, Seção 1, pág. 109)

O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no art. 4º da Lei nº 11.909, de 4 de março de 2009, e no art. 6º do Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010, e o que consta no Processo nº 48000.000452/2014-21, resolve:

Art. 1º - Aprovar o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário do País - PEMAT 2022, o qual se encontra disponível na Internet, no sítio do Ministério de Minas e Energia - www.mme.gov.br.

Art. 2º - Determinar que a Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia dê sequência ao processo de aperfeiçoamento dos critérios, metodologias e procedimentos referentes ao Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário do País - PEMAT.

Parágrafo único - Nos termos da legislação pertinente, para o cumprimento da determinação estabelecida no caput, o Ministério de Minas e Energia estabelecerá, por intermédio da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, diretrizes para a realização dos estudos a serem desenvolvidos pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE.

Art. 3º - Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

EDISON LOBÃO

PEMAT 2022 é lançado como novo marco do setor de gás natural

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, lançou nesta quarta-feira, 26 de março, o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT) ciclo 2013-2022. A cerimônia para a assinatura da portaria n° 128 ocorreu no Ministério de Minas e Energia com a presença de representantes da indústria de gás natural do Brasil. “O PEMAT representa a primeira ferramenta de planejamento centralizado para o setor de gás natural no Brasil, que se integra aos demais instrumentos de planejamento do setor energético nacional”, destacou o ministro.

Durante o evento, Lobão falou ainda da importância do setor de petróleo e gás para o País. “Hoje, cerca de 80 empresas nacionais e internacionais exploram e produzem petróleo e gás natural no Brasil. Entre 1997 e 2013, as reservas de gás natural dobraram, saindo de 227 bilhões de metros cúbicos para 458 bilhões de metros cúbicos. Não há país no mundo que tenha investimento maior na área de petróleo e gás que o Brasil. De 2013 a 2017 serão aplicados 250 bilhões de dólares no setor”, enfatizou.

O ministro lembrou também que, em pouco menos de duas décadas, o gás natural passou a ocupar posição de destaque dentro da matriz energética nacional: “De acordo com o último balanço energético brasileiro, a participação do gás natural foi de 3%, em 1999, para 13%, no ano passado”. Segundo dados da Secretaria de Petróleo e Gás (SPG/MME), em 2013, foram arrematados 215 blocos de exploração de gás, num total de 248 mil km², somados em áreas a serem exploradas. Apenas com bônus de assinaturas de contratos, o Brasil arrecadou R$ 17 bilhões de reais.

Para o secretário de Petróleo e Gás do MME, Marco Antônio Almeida, o lançamento do PEMAT 2022 é um marco importante para o mercado de transporte de gás natural. “O primeiro gasoduto que será licitado este ano, dentro do novo regime de concessão –aprovado pela lei do gás de 2009 –, coloca o Brasil em um novo caminho dentro da linha do transporte de gás natural competitivo, com igualdade de condição para todos”.

Marco Antônio afirmou que o ministério trabalha com uma expectativa de oferta maior de gás pelos próximos anos. “A tendência é que tenhamos um crescimento de gás natural no Brasil, decorrente de descobertas terrestres dentro do nosso território. Isso nos permitirá oferecer gás de maneira competitiva com relação a outros países que têm condições mais favoráveis que as nossas”, finalizou.

PEMAT

O PEMAT é um processo sistemático e periódico de planejamento da expansão e construção de gasodutos de transporte de gás natural e tem por objetivo identificar alternativas elegíveis para expansão ou ampliação da malha nacional de gasodutos, considerando aspectos técnicos, econômicos e socioambientais. Com o PEMAT haverá melhor coordenação de decisões dos agentes envolvidos na cadeia produtiva do gás natural no Brasil, o que contribui para ancorar as expectativas e motivar as decisões dos agentes econômicos.

Fonte: MME

Distribuidoras e federações das indústrias pedirão ao MME investimentos federais em infraestrutura de gás natural no Sul

A pauta da reunião é a revisão do PEMAT (Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário), divulgado para consulta pública em janeiro. O Plano, que prevê investimentos federais em infraestrutura de transporte e distribuição de gás natural no Brasil, excluiu o Sul do Brasil do programa de investimentos, apesar dos graves problemas de suprimento enfrentados pelos três estados da região. O MME permanecerá em consulta pública até 26 de fevereiro, quando se encerra o prazo para comentários e proposições.

O grupo apresentará proposta de investimentos em ampliação de suprimento e em infraestrutura de transporte. Em suprimento, as sugestões são o aproveitamento do gás produzido em campos petrolíferos no litoral sul-brasileiro, que hoje são queimados, a instalação de um terminal de Gás Natural Liquefeito em porto da região, possibilitando importação de gás no mercado internacional e dotar a Região Sul de infraestrutura capaz de operar o suprimento por permuta com outras regiões.

Em transporte, a comitiva proporá a duplicação dos trechos de maior demanda do Gasoduto Bolívia-Brasil, a única fonte de suprimento de gás hoje em atividade no Sul e que já está no limite de sua capacidade. Outras alternativas a ser apresentadas são a construção do Gasoduto Araucária-Mafra, com 95 km de extensão, e do Gasoduto do Chimarrão, com 1.051 km de dutos.

O presidente da SCGÁS, Cósme Polêse, afirma que os investimentos públicos são essenciais para o desenvolvimento do setor de gás natural em Santa Catarina, que já lida com a suspensão de projetos por falta de oferta de gás e de investimentos. “Hoje enfrentamos uma situação constrangedora de falta de oferta, que já resulta em redução de investimentos, principalmente do segmento industrial. Os investimentos que necessitamos são altos, mas o barato sairá caro se não tomarmos medidas de médio e longo prazo para resolver o problema que já se faz presente em Santa Catarina”, afirma. A indústria catarinense é a que mais consome gás natural no Sul, respondendo pro mais de 80% do total distribuído pela SCGÁS.. “Se incluir o investimento que precisamos, o PEMAT pode significar um novo momento para a economia do Sul do Brasil”, saliente Polêse.

Distribuidora do estado com maior crescimento de demanda prevista no curto prazo, a gaúcha Sulgás afirma que há três anos ampliou esforços para atender ao mercado de gás residencial, no qual espera ampliação de 15 mil para 100 mil clientes em 2020. Mas para atender à demanda crescente do setor industrial é imprescindível a ampliação do suprimento. “Atualmente todas as grandes indústrias gaúchas utilizam o gás natural e já operam no limite contratual. Como este é um setor que se beneficia enormemente deste energético, a tendência é aumento de consumo, e a solução para isso passa pelo PEMAT”, avalia o Presidente da Sulgás, Roberto Tejadas, que também participará da reunião em Brasília. Ele defende a implantação de um terminal de de regaseificação de GNL em Rio Grande e a construção de um gasoduto até Porto Alegre. “Isso resolveria dois problemas: a vinda de mais gás natural para o Estado e para a Região Sul e maior segurança na operação do gasoduto, qualificando o sistema de distribuição no Brasil”, defende Tejadas.

Projeção de Demandas da Região Sul repassadas pelas Distribuidoras





*Inclui mercado térmico e refinaria; ** Quantidade diária contratada

Fonte:  Notícias SCGÁS

Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário – PEMAT, ciclo 2013-2022 - Consulta Pública

O Ministério de Minas e Energia disponibilizou desde a última segunda-feira, 13 de janeiro, a versão preliminar do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário – PEMAT, ciclo 2013-2022, elaborado com base nos estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE. O documento permanecerá em consulta pública até o dia 26 de fevereiro, quando se encerrará o prazo para comentários e sugestões.

A publicação leva em consideração, para um horizonte de dez anos, o comportamento esperado da demanda por gás natural, as previsões de produção e de oferta desse energético e as condições da infraestrutura existente para o atendimento da demanda futura. Considerou também propostas de traçados, de sistemas de compressão e de localização de pontos de entrega, além de estimativas de investimentos dos gasodutos, entre outros elementos.

Convém destacar que a base para a elaboração dos estudos pela EPE foram as informações disponibilizadas de oferta e de demanda potenciais de gás natural, para o horizonte decenal, obtidas ao amparo da Portaria MME nº 130, de 24 de abril de 2013, que estabeleceu as regras e procedimentos para a solicitação e o recebimento, pela EPE, de dados dos agentes da indústria do gás natural e demais interessados, para fins de elaboração dos Estudos que subsidiam o PEMAT.

As contribuições dos agentes interessados em participar do processo de aprimoramento dos estudos poderão ser encaminhadas ao Ministério de Minas e Energia até o dia 26 de fevereiro de 2014, no endereço eletrônico pemat@mme.gov.br, ou para o endereço PEMAT 2013 – 2022 – SPG/MME – Esplanada dos Ministérios, Bloco “U”, 9º andar, salas 942 e 952, CEP 70065-900, Brasília – DF.

O Ministério de Minas e Energia espera publicar a versão definitiva do primeiro PEMAT 2013 - 2022 até o 1º trimestre de 2014. O Plano, quando concluído, se constituirá na primeira ferramenta de planejamento centralizado para o setor de gás natural.

Arquivos relacionados: PEMAT 2013-2022

Abegás descarta déficit no mercado de gás natural

A Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) descartou déficit no mercado de gás natural a partir de 2015, como apontado na primeira versão do Programa de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (Pemat), divulgado na semana passada pelo governo. De acordo com o estudo, a demanda pelo insumo deve superar a oferta em 2,5 milhões de metros cúbicos por dia em 2015.

De acordo com a entidade, os dados usados pelo governo para as projeções sobre o mercado no Pemat 2013 - 2022 estariam desatualizados, uma vez que a coleta de informações ocorreu entre julho e agosto de 2012. O estudo, por exemplo, não considerou a possível expansão na oferta resultante da realização das rodadas de licitação realizadas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2013.

Pode faltar gás no País a partir de 2015, diz estudo

O fantasma da falta de gás natural pode voltar a rondar o País a partir de 2015. Um estudo produzido pelo governo sobre o planejamento da malha de gasodutos aponta para o déficit potencial de 2,5 milhões de metros cúbicos por dia no ano que vem, com a demanda superando a oferta até 2022, pelo menos.

Esse dado consta na primeira versão do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário, o Pemat 2013 - 2022, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e pelo Ministério de Minas e Energia (MME). O estudo, divulgado esta semana, mostra que o déficit deve gradativamente crescer até 2018, quando alcançará 12 milhões de metros cúbicos por dia. Ao final do período analisado, em 2022, o déficit de gás cai para 6,2 milhões de metros cúbicos por dia.

O estudo mostra que a demanda potencial por gás saltará de 102,2 milhões de metros cúbicos por dia, em 2013, para 180,4 milhões de metros cúbicos por dia, em 2022, crescimento de 76,8%. Já a oferta de gás deve aumentar 68,2% no período, de 102,3 milhões de metros cúbicos por dia para 172,1 milhões de metros cúbicos por dia. Vale destacar que o governo federal incluiu no lado da oferta os recursos não-descobertos em campos detidos pela União e pelas petrolíferas.

Para que o déficit ocorra, porém, algumas premissas precisam se concretizar. O governo prevê expansão de 20,4% da demanda não termelétrica (indústrias, residências, comércio e veículos) de 2014 a 2015, de 68 milhões de metros cúbicos por dia para 91,6 milhões de metros cúbicos por dia. Isso parece pouco provável em razão do baixo crescimento da economia brasileira. O estudo considera que 100% das termelétricas estarão operando o ano inteiro, algo improvável mesmo diante das incertezas do setor.

Esse cenário mostra os desafios do governo federal no planejamento do mercado de gás natural no País. A mobilização da EPE e do MME em elaborar uma proposta de expansão dos gasodutos revela a meta de ampliar de oferta de gás, ao propor as alternativas para que o insumo chegue ao mercado consumidor.

O Pemat identificou sete projetos que permitiriam o atendimento da demanda por gás no Pará, Minas Gerais e dos estados da região Sul. Os sete gasodutos somam 4,097 mil quilômetros de extensão, têm capacidade de transporte total de 32,5 milhões de m?/d e exigirão investimentos de R$ 13,62 bilhões.

Hoje, a malha de gasodutos do País soma 9,2 mil quilômetros, muito abaixo da dimensão da rede de países como EUA e China.

O projeto mais significativo é a expansão do trecho sul do gasoduto Brasil - Bolívia, um investimento de R$ 4,6 bilhões e extensão de 1,17 mil quilômetros. Esse gasoduto é altamente aguardado pelas concessionárias do Sul, que há anos pedem aumento na oferta de gás para atender a crescente demanda na região.

Nenhum dos sete projetos, contudo, será levado a licitação neste momento, como prevê a Lei do Gás, de 2009, por não serem viáveis economicamente ou porque não há certeza sobre o volume de gás disponível para ser transportado nos dutos. O Pemat ficará em consulta pública até o dia 26 de fevereiro. Os agentes do setor também podem sugerir a inclusão de projetos no estudo, caso do gasoduto Itaboraí (RJ) - Guapimirim (RJ), proposto pela Petrobras e com capacidade de transportar 17 milhões de de metros cúbicos por dia. O MME promete publicar a versão definitiva do estudo até o final do primeiro trimestre deste ano.

Fonte: http://www.dgabc.com.br/Noticia/505006/pode-faltar-gas-no-pais-a-partir-de-2015-diz-estudo?referencia=ultimas-editoria

MME abre consulta pública para o PEMAT 2013-2022

O Ministério de Minas e Energia disponibilizou desde a última segunda-feira, 13 de janeiro, a versão preliminar do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário – PEMAT, ciclo 2013-2022, elaborado com base nos estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE. O documento permanecerá em consulta pública até o dia 26 de fevereiro, quando se encerrará o prazo para comentários e sugestões.

A publicação leva em consideração, para um horizonte de dez anos, o comportamento esperado da demanda por gás natural, as previsões de produção e de oferta desse energético e as condições da infraestrutura existente para o atendimento da demanda futura. Considerou também propostas de traçados, de sistemas de compressão e de localização de pontos de entrega, além de estimativas de investimentos dos gasodutos, entre outros elementos.

Convém destacar que a base para a elaboração dos estudos pela EPE foram as informações disponibilizadas de oferta e de demanda potenciais de gás natural, para o horizonte decenal, obtidas ao amparo da Portaria MME nº 130, de 24 de abril de 2013, que estabeleceu as regras e procedimentos para a solicitação e o recebimento, pela EPE, de dados dos agentes da indústria do gás natural e demais interessados, para fins de elaboração dos Estudos que subsidiam o PEMAT.

As contribuições dos agentes interessados em participar do processo de aprimoramento dos estudos poderão ser encaminhadas ao Ministério de Minas e Energia até o dia 26 de fevereiro de 2014, no endereço eletrônico pemat@mme.gov.br, ou para o endereço PEMAT 2013 – 2022 – SPG/MME – Esplanada dos Ministérios, Bloco “U”, 9º andar, salas 942 e 952, CEP 70065-900, Brasília – DF.

O Ministério de Minas e Energia espera publicar a versão definitiva do primeiro PEMAT 2013 - 2022 até o 1º trimestre de 2014. O Plano, quando concluído, se constituirá na primeira ferramenta de planejamento centralizado para o setor de gás natural.




Arquivos relacionados:
PEMAT 2013-2022


fonte: MME

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

MME: Brasil não terá excedente de gás natural até 2022

Por Wellington Bahnemann

Estudos elaborados pelo governo federal mostram que no setor de gás natural não há uma sobre oferta estrutural do insumo até 2022, considerando as descobertas atuais de reservas de gás e as projeções de demanda. "Temos visto cada vez mais que não temos, no balanço de oferta e demanda, os excedentes estruturais de gás disponíveis", afirmou o diretora do Departamento de Gás Natural do Ministério de Minas e Energia, Symone Araújo.

Segundo a executiva, a expansão da oferta de gás no Brasil dependerá essencialmente das ações da Petrobras, principal agente do mercado produzindo em torno de 90% do gás nacional. Nesse contexto, Symone lembrou que a estatal tem dito de

PEMAT: Portaria estabelece regras e procedimentos para envio de dados

As regras e os procedimentos para a solicitação e o recebimento, por parte da pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, de dados dos agentes da indústria do gás natural durante a elaboração do Programa de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário – Pemat foram estabelecidos pelo Ministério de Minas e Energia – MME através da Portaria nº 130/2013, publicada nesta quinta-feira (25) no Diário Oficial da União.

De acordo com a norma, a EPE solicitará aos agentes e demais interessados informações que julgar relevantes para a elaboração dos estudos relativos ao Pemat. Serão consideradas apenas as informações remetidas até o dia 30 de abril de cada ano, à exceção de 2013, quando a EPE poderá receber informações até sessenta dias após a data da solicitação, ainda que em data posterior ao próximo dia 30 de abril. Caso julgue necessário, a EPE poderá fazer nova solicitação.

A Portaria estabelece ainda que fica vedada à EPE a divulgação das informações confidenciais remetidas pelos agentes, podendo ser assinado um Termo de Confidencialidade entre as partes. Não serão consideradas confidenciais as informações produzidas pela EPE a partir da consolidação dos dados de agentes diversos, desde que não seja possível a identificação das informações de cada agente individualmente, além daquelas que já estejam disponíveis ao público em geral.

Veja a íntegra da Portaria nº 130/2013 no anexo abaixo.

PORTARIA Nº  130, DE 24 DE ABRIL DE 2013.

O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no art. 6º , § 4º , do Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010, e o que consta no Processo nº 48000.000351/2013-71, resolve:

Art. 1º Estabelecer, nos termos desta Portaria, as regras e os procedimentos para a solicitação e o recebimento, pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE, de dados dos agentes da indústria do gás natural e demais interessados para fins de elaboração dos Estudos de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário.

Art. 2º A EPE solicitará aos agentes da indústria do gás natural e demais interessados informações que julgar relevantes para a elaboração dos Estudos de que trata o art. 1º.

§ 1º A solicitação de informações deverá ser realizada por escrito e deverá conter:

I - descrição das informações a serem fornecidas; e

II - endereço eletrônico de sítio seguro para envio das informações, conforme disposto no art. 3º, § 1º, inciso I.

§ 2º Serão consideradas para elaboração dos Estudos as informações remetidas até o dia 30 de abril de cada ano.

§ 3º Excepcionalmente em 2013, a EPE poderá receber informações até sessenta dias após a data da solicitação, ainda que em data posterior àquela de que trata o § 2º.

§ 4º As informações encaminhadas após a data prevista no § 2º poderão ser consideradas para fins de elaboração dos Estudos de Expansão da Malha, pela EPE.

§ 5º A solicitação de que trata o caput deverá ser feita com antecedência mínima de sessenta dias em relação à data prevista no § 2º.

§ 6º A qualquer tempo, havendo necessidade de complementação de informações, a EPE poderá fazer nova solicitação, cujo prazo para resposta poderá ser acordado entre as Partes.

Art. 3º O fornecimento de informações confidenciais pelos agentes da indústria e demais interessados à EPE poderá ser condicionado à assinatura de Termo de Confidencialidade, contendo:

I - o objeto do referido Termo;

II - os critérios para classificação das informações como confidenciais ou de domínio público;

III - as limitações da confidencialidade;

IV - os direitos e obrigações das Partes;

V - a vigência; e

VI - as penalidades.§ 1o No que se refere a informações confidenciais, seu recebimento, bem como armazenamento e acesso, quando de posse da EPE, deverão atender aos seguintes requisitos mínimos de segurança da informação:

I - o recebimento das informações deverá ocorrer por meio de sítio seguro na Internet, cujo endereço será disponibilizado pela EPE, juntamente com as instruções para fornecimento das informações; e

II - as informações deverão ser armazenadas na EPE em sistema computacional com acesso restrito e histórico de acesso que registre a data e o horário do acesso, a identificação do usuário e a informação acessada.

Art. 4º A EPE não poderá divulgar quaisquer informações confidenciais a terceiros, devendo ainda garantir que aqueles que venham a ter acesso autorizado a tais informações conheçam integralmente as medidas de segurança estabelecidas e as sanções cabíveis no caso de violação do sigilo.

§ 1º Não serão consideradas confidenciais as informações produzidas pela EPE a partir da consolidação dos dados de agentes diversos, desde que não seja possível a identificação das informações de cada agente individualmente, além daquelas que já estejam disponíveis ao público em geral.

§ 2º No caso de haver autorização expressa do titular da informação, a EPE poderá divulgar informações por ele fornecidas, inclusive de forma individual.

Art. 5º A divulgação dolosa ou culposa de informações consideradas confidenciais estará sujeita às penalidades previstas no Termo de Confidencialidade, de acordo com o art. 3º, sem prejuízo das sanções civis, penais e administrativas, nos termos da legislação em vigor.

Art. 6º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

EDISON LOBÃO

Portaria MME nº 130-13 

Este texto não substitui o publicado no DOU de 25.4.2013.

fonte: http://www.epe.gov.br/Petroleo/Paginas/PematPortariaestabeleceregraseprocedimentosparaenviodedados.aspx

Burocracia federal congelou o Gasoduto do Triângulo

"...o conceito “gasoduto interestadual” é inconstitucional"  Diante da indefinição quanto ao suprimento de gás natural a UFN V (Unidade de Fertilizantes Nitrogenados), de Uberaba (MG), as obras da fábrica de fertilizantes entraram em estado de atenção no balanço de um ano do PAC 2, divulgado nesta quarta-feira (7/3). Para encontrar uma solução ao impasse que envolve a construção de um gasoduto até o local, o MME iniciou este ano um grupo de trabalho, com a participação da ANP e EPE, para estudar alternativas para o fornecimento à fAFEN (fábrica de fertilizantes nitrogenados). Inicialmente, o plano da Petrobras era construir um gasoduto de distribuição interestadual de 151 km, ligando a rede da Gas Brasiliano da região de Ribeirão Preto à futura malha de distribuição da Gasmig no Triângulo Mineiro. Além da redução dos custos do projeto, uma vez que a construção de um gasoduto de transporte teria de partir de São Carlos (SP), aumentando em 91 km o traçado do projeto, a rede de distribuição interestadual não estaria sujeita aos processos de chamada pública e licitação, como prevê a Lei do Gás em relação a novos projetos de gasodutos de transportes.

Corrida por novos gasodutos

Os agentes do mercado de gás natural terão até o próximo dia 31 para protocolar no MME requerimento de construção ou ampliação de gasodutos de transporte, caso haja interesse. O prazo só poderá ser flexibilizado se comprovada a urgência do envio da solicitação, conforme previsto na Portaria nº 94, que estabelece os procedimentos de provocação por terceiros para novos projetos de expansão da malha de dutos. De acordo com a Portaria, o ministério poderá encaminhar o requerimento à Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que realizará estudos e emitirá relatório sobre a proposta. A EPE terá um prazo de 90 dias a partir do recebimento do documento para encaminhar ao MME seu relatório sobre a conveniência da construção ou ampliação requerida.