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Para vencer os obstáculos e restrições de infraestrutura relacionados ao escoamento do gás natural, as transportadoras NTS, TAG e TBG estão desenvolvendo um planejamento junto à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) visando avaliar o balanço entre oferta e demanda para definição das principais necessidades da malha no curto, médio e longo prazo. Segundo o CEO da NTS, Erick Portela Pettendorfer, essa parceria para o “desgargalhamento” começou em 2022 e passa agora pela instalação de uma estação de compressão em Japeri (RJ), que já possui licença ambiental, além de uma duplicação do eixo Campinas-Rio, a partir de 300 km de duto e mais duas estações de compressão.
“A ideia é tornar a REPLAN (Refinaria de Paulínia) como o novo hub do pré-sal, com todos os projetos totalizando R$ 9 bilhões”, pontuou o executivo no segundo dia do Seminário de Gás Natural, promovido pelo IBP, no Rio de Janeiro. Pettendorfer salientou que as condições de transporte para atender a demanda daqui dez e vinte anos são incertas e passam por entender como ficarão as fontes de entrada e saída do insumo ao longo do tempo.
“É entender se o gás do pré-sal, pós-sal ou GNL vindo da Argentina e Bolívia consegue chegar aonde precisa, e a partir disso fazer a previsão de novos investimentos em gasodutos”, complementa, afirmando que os projetos Raia e Gaslub vão injetar novas moléculas no mercado em substituição ao gás vindo da plataforma de Mexilhão e da Bolívia.
Em sua apresentação, o CEO celebrou a evolução do mercado no Brasil desde a plena abertura em 2021, sinalizando que com os 300 contratos firmados pela empresa, o país totaliza 1.035 acordos de compra e venda atualmente, contando com 45 agentes de carregamento, num volume que a Europa demorou dez anos para atingir. E que a NTS já aplicou R$ 150 bilhões por aqui em quatro anos de atuação na entrega do gás.
“Os gasodutos precisam ser monitorados 24 horas por dia e os investimentos também tratam muito de resolver problemas como trincas, abaulamentos e derivações clandestinas, para fornecer a plena disponibilidade”, ressalta.
Primeira plenária do segundo dia de seminário contou com participação de executivos e especialistas da NTS, Repsol Sinopec, ABPIP, EPE e Abrace (Cris Vicente Fotografias)
Pettendorfer também pontua que o desafio de traduzir as soluções de logística de engenharia para a oferta e demanda visando o planejamento das conversões e crescimentos da indústria está, de certa forma, resolvida. Mas que do ponto de vista econômico e decisório é preciso uma maior previsibilidade dos modelos que garantam a decisão final de investimento, tanto para a indústria quanto aos players.
Pelo lado da TAG, os últimos cinco anos representaram cerca de R$ 2 bilhões em infraestrutura, com aproximadamente 70% desse volume sendo direcionado para segurança e disponibilidade das operações. O diretor Comercial e Regulatório, Ovídio Quintana, informou que o portfólio de projetos da companhia soma R$ 20 bilhões no horizonte, destacando que a região Nordeste precisa de um sistema de compressão no sul da Bahia, em Itajuípe, que pode aumentar o escoamento em 3 milhões de m³/dia.
“Acima de Pernambuco há muito mercado em potencial mas que não pode ser ampliado por conta de dutos muito estreitos”, acrescenta o dirigente. Como exemplos bem-sucedidos recentemente, ele cita o gasoduto construído no Sergipe, num contrato bilateral fechado com a Eneva, e que reduziu o custo de transação para o mercado, trazendo mais competição. E que o setor elétrico também tem a oportunidade de reduzir o custo do elétron através de uma integração correta com o gás. “Seria até legal uma fatura de energia e gás com as transparências dos custos”, projeta Quintana.
Organização do mercado trará liquidez
Outro convidado para o seminário foi o diretor de Gás Natural da Abrace, Adrianno Lorenzon. Representando também o Conselho de Usuários, onde atua como vice-presidente, ele destacou que para este ano o foco da agremiação criada em agosto de 2023 para monitorar o desempenho, eficiência operacional e os investimentos realizados pelas transportadoras, é a revisão tarifária dos transportadores envolvendo os contratos legados. “Existe expectativa de redução. Temos uma malha de transporte que terminou em 2010, fora os outros ativos mais antigos”, analisa o executivo.
Entre outros pontos ressaltados por Lorenzon está a necessidade do segmento em simplificar e padronizar os contratos, algo colocado também por outros participantes das plenárias do evento. “Existem contratos de transportes muito extensos, com 200 páginas e nem todos os agentes tem estrutura para digerir isso”, pondera.
Revisão das tarifas de transporte do gás e padronização de contratos pode conferir maior celeridade ao desenvolvimento do mercado de gás no Brasil (Shutterstock)
Entre os principais pontos de atenção na agenda regulatória de 2025, a diretora da ANP, Symone Araújo, ressaltou a resolução acerca dos critérios para cálculo das tarifas de transporte do gás, o que segundo ela deve ocorrer no último trimestre do ano. E depois as cotas de acesso, fundamentais para integração maior da malha e que deve ter uma definição em 2026, além das regras para ampliação e do debate sobre classificação dos gasodutos.
Já o diretor da Bolsa Brasileira de Gás Natural (BBGN), Antônio Guimarães, fez uma apresentação apontando que o mercado spot já possui uma massa crítica para a criação de um ambiente mais organizado e integrado para as transações bilaterais. E que a criação de uma entidade administradora para acompanhamento e também para ajudar a solucionar questões pertinentes de balanceamento, transporte e padronização pode trazer maior liquidez ao mercado.
A ideia é que a plataforma eletrônica facilite as negociações, conectando oferta e demanda e promovendo maior flexibilidade de produtos ao segmento, que, segundo ele, conta já com 45 importadores, 145 agentes habilitados para carregamento, 11 produtores de biogás e 220 comercializadores registrados na ANP. “Devemos ter várias referências de preço inicialmente, para no futuro chegar talvez na concepção de um ponto único de precificação”, prevê Guimarães.
Na visão dos consumidores, a especialista de Energia Sênior da Associação dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace), Juliana Rodrigues, pontuou que a demanda potencial do mercado acontecerá mediante preços competitivos que são influenciados por um conjunto de fatores como geopolítica externa, breakeven da oferta, política pública (citando mudanças no leilão de capacidade) e as próprias estratégias empresariais. E que com o preço da molécula indo para US$ 8/MMBtu, a demanda subiria para 48 milhões de m³.
Além de sanar a integração entre as redes de escoamento, outro desafio elencado por Juliana é na esfera estadual, numa harmonização regulatória tendo em vista também o decreto sobre o biometano. “Como ele vai chegar no mercado e em que termos? Será que terá escala para o transporte ou viabilizar isso através do sistema de distribuição?”, questionou a especialista junto à plateia, afirmando que organizar esse mercado é algo urgente.
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