A ANP está há mais de três anos sem emitir autorizações para a operação de novos gasodutos no país. A última autorização foi emitida em fevereiro de 2014, para as instalações do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia, projeto da Petrobras que tem um gasoduto de 43 km com capacidade de despacho de 14 milhões de m³/dia.

Já as autorizações para construções de gasodutos ficaram paradas por quase três anos, entre dezembro de 2013 e novembro de 2016. A última construção autorizada foi o trecho marítimo do Rota 3, que ligará as áreas da cessão onerosa no pré-sal da Bacia de Santos ao Comperj, em Itaboraí (RJ). Antes disso, a agência havia autorizado a construção do trecho Guapimirim-Comperj, projeto que não chegou a ser concretizado e que, no momento, depende da retomada das obras do Complexo Petroquímico, prevista para o segundo semestre de 2017.

Entre 1998 e setembro de 2016, apenas 16 empresas receberam autorização para construção ou operação de gasodutos no Brasil. De acordo com os dados mais recentes disponibilizados pela agência, no perãodo foram concedidas 216 autorizações para construção de gasodutos e 230 autorizações para operação. Destas, no entanto, três foram revogadas (duas de construção e uma de operação).

A companhia com o maior número de autorizações é o Consórcio Malhas Sudeste Nordeste, formado pela Nova Transportadora Sudeste, Transpetro, Transportadora Associada de Gás e Nova Transportadora do Nordeste, todas com participação da Petrobras. A própria petroleira recebeu, sozinha, 48 autorizações, sendo que a Transpetro teve outras 37.

O cenário pode mudar de agora em diante com o programa Gás para Crescer, conduzido pelo governo federal, que tem entre suas diretrizes a promoção do acesso não discriminatório de terceiros aos gasodutos de escoamento, UPGNs e terminais de regaseificação, além do reforço da separação entre as atividades de produção e comercialização das atividades de transporte e distribuição.

Hoje, frente ao aumento da oferta de áreas produtoras de gás com os desinvestimentos da Petrobras e os novos leilões da ANP, as companhias brasileiras estão em busca de oportunidades para monetização da produção de áreas que não são atendidas por gasodutos.

Entre as novas propostas atualmente disponíveis estão um projeto de compra de gás direto do poço para venda ao mercado, no formato de um “gasoduto virtual”. A solução é oferecida pela CDGN Logística, que faz a compressão do gás e transporte do GNC por meio de caminhões ao consumidor final. De acordo com Luiz Alberto Rogoginsky, diretor comercial da companhia, dependendo da distância entre o campo e o consumidor e das condições de preço, o projeto pode ser implementado em campos com produção média de 10 mil m³/dia.

“A ideia é justamente aproveitar esse gás que, por algum motivo, sofre restrições por falta de infraestrutura e comercializá-lo para o mercado. Com o aumento da produção de gás onshore, a Petrobras abrindo o mercado e as novas áreas oferecidas, aumentam as oportunidades”, explicou o diretor.

Atualmente, a solução já é aplicada no campo de Tiê, operado pela Gran Tierra na Bacia do Recôncavo, e em dois campos da Petrosynergy na Bacia Potiguar. Os projetos de ambas as companhias produzem cerca de 20 mil m³/dia. A CDGN, inclusive, já estuda novos clientes na Bacia do Recôncavo.

A solução, entretanto, também enfrenta dificuldades logísticas. A Oeste de Canoas, responsável pela operação do campo homônimo na Bacia de Barreirinhas, tentou viabilizar o campo por meio do escoamento de GNC, mas acabou optando por um projeto integrado de geração de energia elétrica (gas-to-power), devido à distância do mercado consumidor, que está a pelo menos 200 km do campo. O diretor da CDGN admite que há limites para sua atuação.

“Uma produção abaixo de 5 mil m³/dia ou 6 mil m³/dia é inviável”, admite Rogoginsky.

Atualmente, o Brasil tem 270 campos produtores em terra, dos quais 215 produzem no máximo 10 mil m³/dia de gás natural. Juntas, essas áreas produzem 270 mil m³/dia de gás, o que representa menos de 1% do total produzido em terra no país, que está em 24 milhões de m³/dia.

Um terço desses pequenos produtores de gás está na Bacia Portiguar, 29% no Recôncavo e 22% no Espírito Santo. O restante está espalhado por outras bacias (Alagoas, Sergipe e Camamu e Tucano Sul).

Outras diretrizes do Gás para Crescer que devem afetar o mercado de gasodutos são a promoção da independência comercial e operacional dos transportadores; a implantação de um modelo de Gestão Independente e Integrada do Sistema de Transporte de Gás Natural; a reavaliação dos modelos de outorga de transporte, armazenamento e estocagem; e a revisão do planejamento de expansão do sistema de transporte.

Procurada, a ANP não se posicionou sobre o assunto.