O gás natural liquefeito é uma importante fonte de oferta de gás natural ao Brasil e compõe, com a produção nacional e com a importação via gasodutos, o montante total de gás natural disponível para atendimento às demandas brasileiras. Especialistas consideram que o GNL fornece flexibilidade ao mercado de gás brasileiro, auxiliando o controle das variações de demanda que possam ocorrer ao longo do tempo. Atualmente, existe uma carteira relevante de novas instalações do setor em diferentes regiões do país em fase de maturação. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) registra cinco terminais de regaseificação de GNL em operação no Brasil, além de outros em desenvolvimento.
As duas primeiras unidades do país, com configurações semelhantes entre si, pertencem à Petrobras: o terminal de Pecém (CE) e o terminal da Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, ambos inaugurados em 2009. O terceiro terminal, também da Petrobras, foi inaugurado em 2014, na Baía de Todos os Santos, na Bahia. Os demais terminais foram construídos mais recentemente, pertencentes a outros agentes do mercado: o terminal do Porto Sergipe (SE), da Celse, inaugurado em 2019; e o terminal do Porto do Açu (RJ), da GNA, inaugurado em 2021.
Entre os terminais de GNL previstos, os projetos das Centrais Elétricas Barcarena (Celba) e o Terminal Gás Sul (TGS), em Santa Catarina, estão sendo planejados — ambos, para entrar em operação em 2023. O primeiro terminal terá capacidade de 15 milhões de m³/dia e será conectado à usina termelétrica (UTE) Novo Tempo Barcarena, com capacidade de 605 megawatts (MW). Já o TGS terá capacidade para regaseificar até 15 milhões de m³/dia e foi autorizado, considerando um gasoduto de conexão ao Gasbol, compartilhando a faixa do oleoduto Ospar. As obras do TGS foram iniciadas após a emissão da licença ambiental de instalação (LI).
Outro terminal previsto para concluir suas obras em 2023 é o Terminal de Regaseificação de GNL de São Paulo (TRSP), no Porto de Santos, com capacidade de 14 milhões de m³/dia, da Compass Gás e Energia, empresa do grupo Cosan. A capacidade excedente dos terminais de GNL atuais e futuros poderá ser disponibilizada à malha integrada, ao mercado não termelétrico, ou às novas UTEs vencedoras de leilões de energia, conforme modelo de negócios dos empreendedores.
Há um terminal previsto a ser instalado no Porto de Pecém (CE), para abastecimento da UTE Portocem, vencedora do 1º Leilão de Reserva de Capacidade de 2021 e prevista para entrada em operação em 2026. Outro destaque é o terminal de Suape (PE), que será explorado pelo grupo OnCorp. Os investimentos previstos são da ordem de R$ 2 bilhões. O terminal também terá participação da Shell.
No levantamento da EPE, o superintendente adjunto de gás natural e biocombustíveis, Marcelo Alfradique, e a consultora técnica da área de gás natural da empresa, Ana Claudia Pinto, pontuaram que ocorreu um aumento significativo na regaseificação de gás no ano de 2021, ano caracterizado pela escassez hídrica. No entanto, a regaseificação de GNL sofreu um decréscimo na sequência, chegando a zero no primeiro trimestre de 2023.
Eles acrescentam que a guerra na Ucrânia trouxe uma grande volatilidade para os preços de gás no mercado mundial. A redução da importação do gás da Rússia pelos países europeus levou ao aumento da oferta de GNL em substituição ao gás russo com a instalação em regime de urgência de novas unidades flutuantes de armazenamento e regaseificação (FSRUs). Em 2022, os preços internacionais do gás natural atingiram recordes, pressionados principalmente por um mercado global de energia apertado e pelas crescentes importações de GNL da Europa para restabelecer os seus níveis de estocagem de gás natural e substituir o declínio acentuado nos fluxos de gás russo para o continente. “A forte demanda da Europa por GNL atraiu cargas de outras regiões, resultando em tensões de oferta e destruição de demanda em outros mercados”, descrevem os pesquisadores no relatório.
A consultoria Leggio observa a redução na importação de gás pelo Brasil em 2022. O sócio-diretor da empresa, Marcus D’Elia, diz que, olhando especificamente para importação marítima, houve crescimento da movimentação entre 2021 e o começo de 2022. De lá para cá, no entanto, essas importações caíram. D’Elia avalia que outras origens supriram a demanda, dispensando a necessidade de aumentar o volume de importação marítima. Entre elas, a importação por dutos da Bolívia e, em menor volume, a distribuição por transporte rodoviário.
Os projetos de terminais flutuantes de regaseificação estão ligados diretamente à importação vinculada aos projetos das térmicas. D’Elia ressalta que a integração aos projetos das térmicas não garante que, necessariamente, haverá crescimento da importação de gás regular. “Todos esses projetos associados às térmicas estão direcionados à produção de energia elétrica. São integrados, só que a movimentação nesses terminais vai depender do tipo de térmica e do tipo de demanda que está suprindo. Em alguns casos é constante, em outros não é”, salienta o consultor.
D’Elia também considera que a exportação de gás pelo Brasil é muito baixa. “Não vemos movimento hoje de ter terminais para exportação de gás. O principal ponto é a competitividade do nosso gás no exterior”, analisa. Um dos motivos, segundo o especialista, é a localização. Ele acredita que, se o país tivesse uma sobreoferta, provavelmente, seria na produção da região Sudeste, o que esbarraria no custo logístico desse gás a longas distâncias, como até a Europa, que é um grande mercado consumidor.
Para o consultor, o transporte em si e a disponibilidade de navios para esse fim não seriam problema para exportações de gás, sendo as questões principais: garantir atratividade do produto e rotas regulares. Ele vê a produção nacional garantindo o suprimento da demanda adicional do Brasil. “Olhando o mercado como um todo, apesar de manter importação e importar por gasoduto, o crescimento da demanda tem sido suprido claramente pela produção nacional”, resume D’Elia.
O consultor da Leggio ressalta que os projetos de conexão buscam ofertar o gás para o mercado industrial no Brasil. “O gás, na medida em que se consegue aumentar a oferta, a expectativa é conseguir ampliar também a demanda, conseguindo conexões do gás offshore na nossa rede e, em certos locais, conseguir também oferta do produto para o mercado industrial, maior consumidor desse tipo de gás”, explica D’Elia.
Ele destaca o recente anúncio do duto submarino ligando campos de exploração e produção da Bacia de Campos até Cabiúnas (RJ). Para o consultor, o investimento novo é um exemplo da expectativa que se tem de utilizar o gás produzido offshore. D’Elia menciona que o mercado aguarda a entrada da Rota 3, que está perto de iniciar a operação. “A expectativa que se tem é que novos projetos liguem a produção offshore ao litoral e se integrem à malha atual. Falando de dutos, não vemos movimentação para aumento da malha, com vistas à demanda. É mais para aumentar a oferta para a malha atual”, avalia D’Elia.
Suape tem um cais arrendado para implantação de um terminal de regaseificação de GNL, previsto para iniciar a operação em 2024. A administração do complexo vê como principais demandas para esse segmento a interiorização do GNL e comercialização via gasodutos de transporte e distribuição para suprimento de grandes indústrias e companhias de distribuição local. “Além do gás, com potencial para abastecer a demanda residencial e industrial, há as previsões para soluções de transição energética na geração de energia térmica”, analisa o diretor de desenvolvimento e gestão portuária de Suape, Nilson Monteiro.
Atualmente, o principal parceiro de Suape nesse segmento de GNL é a Oncorp, em parceria com a Shell. Monteiro conta que existem alguns projetos que dependem dos leilões de energia para se concretizarem. Na visão do complexo, o principal desafio para essa cadeia logística é a integração na malha de transporte, com a infraestrutura se tornando importante, viabilizando investimentos na cadeia industrial e de geração de energia.
O contrato de arrendamento, celebrado com o porto organizado em 2022, prevê a instalação de infraestrutura para movimentação de granéis líquidos desde o cais de múltiplos usos (CMU) até a estação de transferência de custódia (ETC) destinada à implantação do terminal público de regaseificação através de um FSRU e espelho de água a ser usado pela unidade flutuante. A área total objeto de uso temporário corresponde a 33.375 metros quadrados.
Em Pecém, o principal projeto do segmento no Ceará é a instalação da Portocem, que teve sua pedra fundamental lançada em maio deste ano. A UTE Portocem é uma termelétrica movida a gás natural que será instalada na zona de processamento de exportação (ZPE) do Ceará, investimento da empresa norte-americana Ceiba Energy. O empreendimento tem um valor aproximado de R$ 4,7 bilhões e representa o segundo maior aporte privado da história do Ceará, com previsão para início das operações em 2026.
A expectativa é que a UTE Portocem gere 1.700 empregos na sua fase de construção. Com capacidade instalada de 1.572 MW, o empreendimento será construído em uma área de 39,5 hectares no setor 2 da ZPE Ceará, que faz parte do complexo do Pecém. A administração de Pecém acredita que a produção da Portocem vai dar a segurança para a transição energética no estado, no Nordeste e no Brasil.
“Isso permitirá ao Ceará, além de um hub portuário e um hub aéreo, a possibilidade de construir, também, um hub de gás natural no Complexo do Pecém. A expectativa é de movimentar gás em todo o Ceará e também para os estados vizinhos”, destaca o presidente do Complexo do Pecém, Hugo Figueirêdo.
Composta por quatro turbinas geradoras em ciclo simples, movidas a gás natural, a UTE Portocem terá uma linha de transmissão de oito quilômetros que conectará a usina ao sistema interligado nacional (SIN), através da subestação Pecém 2. A usina será construída para operar nos momentos de baixo nível d’água nos reservatórios das hidrelétricas, baixa velocidade de ventos, que prejudica a geração eólica, e baixa intensidade de sol (geração fotovoltaica).
O empreendimento receberá gás natural de uma FSRU, com capacidade de 21 milhões de m³/dia, que será afretada pela Portocem e ficará permanentemente atracada dentro da área abrigada do Porto de Pecém. A FSRU será conectada à térmica através de um gasoduto, que será implantado pela própria Portocem e pela Companhia de Gás do Ceará (Cegás).
A EPE também observa que a distribuição de gás natural através de GNL em pequena escala configura uma alternativa relevante para países com grande extensão territorial e com elevada demanda energética, mas que apresenta dificuldades construtivas para a expansão da rede de gasodutos. Ana Claudia e Alfradique identificam que, no processo de interiorização do gás, existem alternativas distintas de transporte do combustível com diferentes custos de investimentos e complexidades de operação que podem impactar diretamente a competitividade.
“Geralmente, as demandas potenciais mais distantes da infraestrutura de transporte existente não são suficientes para justificar, sob o ponto de vista técnico-econômico, em um primeiro momento, os altos custos de implantação de gasodutos de transporte com extensões elevadas”, apontaram no estudo. Eles veem como uma das alternativas para superar essa dificuldade de atendimento, de forma escalável e de fácil dimensionamento para as diferentes demandas em cada região, o GNL em pequena escala (small scale LNG – SSLNG, em inglês).
A depender da distância e do volume da demanda, essa solução tem se tornado mais difundida, sendo uma alternativa, por exemplo, à implementação de termelétricas a gás na boca do poço (reservoir-to-wire) para viabilizar a monetização de recursos de gás em terra. A dimensão do recurso recuperável e a distância desses campos aos centros de consumo mais relevantes são fatores críticos para a viabilidade de uma rota de monetização, de modo que é crucial optar pela forma mais econômica de transporte desse recurso.
De acordo com a EPE, o GNL em pequena escala já vem sendo utilizado no mundo e no Brasil. Há pelo menos dois projetos em operação: um em Paulínia (SP), pela GásLocal, e outro, no Amazonas, no Campo de Azulão, pela Eneva. Enquanto no primeiro o gás liquefeito é proveniente do Gasbol e redistribuído para distintas localizações do Brasil, o segundo é parte de um projeto integrado de monetização de um campo de gás onshore para abastecer uma termelétrica em Roraima.
Os pesquisadores avaliam que esses projetos mostram a versatilidade da alternativa de distribuição do GNL em pequena escala. A leitura é que a adesão cada vez maior dessa modalidade logística tem mostrado novos caminhos para expansão da oferta de gás natural no Brasil, inclusive podendo viabilizar projetos que antes tinham dificuldade de monetizar seus volumes, como por exemplo, a produção de gás onshore e o aproveitamento do biometano no país.
Na visão dos pesquisadores, o novo marco regulatório do gás natural contribui para que novos modelos de negócios sejam desenvolvidos no Brasil. Eles entendem que o estabelecimento de um sistema de transporte de gás natural integrado também ajudará a viabilizar novos investimentos, pois os benefícios poderão ser compartilhados pelos usuários da malha integrada de gasodutos, permitindo que alguns desses projetos entreguem volumes de gás natural para consumidores próximos ou distantes da área de influência do mercado de gás natural.
No entanto, Ana Claudia e Alfradique ressaltam que a decisão de investimento em cada projeto cabe ao empreendedor. “A implementação de cada projeto dependerá do detalhamento de diversos aspectos socioambientais e de engenharia, assim como confirmações acerca da demanda, e acordos para interconexão com outros projetos, gasodutos e/ou consumidores”, concluíram os pesquisadores.
Fonte: Revista Portos e Navios