Gás natural no Brasil

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Tanques da empresa Liquigás.

A exploração, produção e utilização de gás natural do Brasil foram iniciadas em meados da década de 1940, e atualmente o país produz cerca de 120 milhões de m³ de gás natural por dia, sendo que em outubro de 2018, 58,8 milhões de metros cúbicos diários de gás natural vieram por meio de 88 poços na camada pré-sal.[1] Mensalmente a Petrobras publica um relatório informando a produção de petróleo e gás natural no país.[2][3]

Histórico[editar | editar código-fonte]

A utilização do gás natural no Brasil começou modestamente por volta de 1940, com as descobertas de óleo e gás na Bahia, atendendo a indústrias localizadas no Recôncavo Baiano. Após alguns anos, as bacias do Recôncavo, Sergipe e Alagoas destinavam quase em sua totalidade para a fabricação de insumos industriais e combustíveis para a Refinaria Landulpho Alves e o Polo Petroquímico de Camaçari.

Com a descoberta da Bacia de Campos as reservas provadas praticamente quadruplicaram no período 1970-hoje (com a crise de 1970 no Oriente Médio e a descoberta da Bacia de Campos em seguida da camada pré-sal). O desenvolvimento da bacia proporcionou um aumento no uso da matéria-prima, elevando em 2,7% sua participação na matriz energética nacional.

Em 1948 foram iniciados os primeiros levantamentos sísmicos na Amazônia, com o objetivo de encontrar especificamente gás natural e petróleo. Essas pesquisas foram acompanhadas de perto pelo então Conselho Nacional de Petróleo (CNP), fundado em 1938. A primeira descoberta significativa de óleo e gás na região foi no Rio Juruá, próximo a Carauari-AM, em 1978. Só nos anos 80 foi concretizado o sonho perseguido em sete décadas de pesquisas. Em outubro de 1986, a Petrobras descobriu petróleo em quantidades comerciais na área do rio Urucu, Bacia do Solimões, município de Coari-AM. A descoberta provocou um crescimento das atividades da empresa na Amazônia e abriu novas perspectivas para a exploração e produção de petróleo em toda a região.[4]

Campos terrestres[editar | editar código-fonte]

A Província Petrolífera de Urucu é um campo de petróleo e gás natural brasileiro situado no município de Coari, no interior do estado do Amazonas. É a maior reserva provada terrestre de petróleo e gás natural do Brasil, segundo a Petrobras. Desde 2009, o Gasoduto Urucu–Coari–Manaus opera interligando a província petrolífera à capital do Amazonas, totalizando 663 quilômetros de extensão. O gasoduto tem capacidade de transportar até 5,5 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, desde Urucu até a capital do Amazonas. Fornece gás para sete usinas termoelétricas: Manauara, Tambaqui, Jaraqui, Aparecida, Mauá, Cristiano Rocha e Ponta Negra - Urucu-Coari-Manaus, gerando 760 MW de energia elétrica. [5]

Em 1999, foi constatada a existência de uma outra reserva de gás natural no Amazonas[6]. O Campo do Azulão, localizado entre os municípios de Silves e Itapiranga, foi declarado comercial em 2004, e vendido pela Petrobrás para a Eneva em novembro de 2017 por US$ 54,5 milhões. A produção foi iniciada em 2021 e fornece combustível para a Usina Termelétrica Jaguatirica II, em Roraima .[7]

Em 2013, é inaugurado o Complexo Termelétrico Parnaíba, um conjunto de parques térmicos de geração de energia, situados no Maranhão, O gás utilizando para a geração de energia o gás natural produzido em campos localizados nas proximidades do complexo.[8]

Pré-sal[editar | editar código-fonte]

A descoberta de indícios de petróleo no pré-sal foi anunciada pela Petrobras em 2006. A existência de petróleo na camada pré-sal em todo o campo que viria a ser conhecido como pré-sal foi anunciada pelo ex-diretor da ANP e posteriormente confirmada pela Petrobras em fins de 2006. Em 2008 a Petrobras confirmou a descoberta de óleo leve na camada sub-sal e extraiu pela primeira vez petróleo do pré-sal.[9][10]

O pré-sal é uma sequência de rochas sedimentares formadas há mais de 100 milhões de anos com a separação do antigo continente Gondwana nos atuais continentes sul-americano e africano. Foram formadas grandes depressões, que deram origem a grandes lagos entre os dois atuais continentes. Ao longo de milhares de anos, acumularam-se grandes quantidades de matéria orgânica oriundas, principalmente, de algas microscópicas nas regiões mais profundas destes lagos A matéria orgânica, misturada a sedimentos, formou as rochas geradoras de óleo e gás do pré-sal. Sob altas temperaturas e pressões, a matéria orgânica transformou-se em óleo e gás.[11]

Posteriormente, os grandes lagos foram conectados aos oceanos, ocasionando a formação de um extenso golfo. Em razão do clima árido predominante naquele tempo, a evaporação intensa da água marinha, que invadiu as depressões lacustres, levou à acumulação de sais, resultando na espessa camada de sal que funcionou como um selo ao impedir que o petróleo escapasse e chegasse à superfície.[11]

A produção de gás natural no Brasil totalizou 48,8 bilhões de m³ em 2021. Em 2021, a produção do pré-sal correspondeu a 67,5% do total produzido no Brasil.[12]

Importação[editar | editar código-fonte]

Em 1999, o Brasil passou a importar gás natural da Bolívia por meio do gasoduto Gasbol.[13]

O gás natural ganhou importância crescente na matriz energética brasileira por problemas hidrológicos que prejudicaram a geração hidroelétrica, levando à criação do Programa Prioritário de Termoelétricas (PPT), em 2000.[14]

Com as descobertas na Bacia de Santos e na Bacia do Espírito Santo, as reservas brasileiras de gás natural tiveram um aumento significativo. Existe a perspectiva de que as novas reservas sejam ainda maiores e a região subsal ou "pré-sal" tenha reservas ainda maiores.[15]

Apesar disso, o baixo preço do produto e a dependência do gás importado são apontados como um dos inibidores de novos investimentos. A insegurança provocada pelo rápido crescimento da demanda e interrupções intermitentes no fornecimento boliviano após o processo de produção do gás na Bolívia levaram a Petrobras a investir mais na produção nacional e na construção de infraestrutura de portos para a importação de GNL (Gás Natural Liquefeito). Principalmente depois dos cortes ocorridos durante uma das crises[16] resultantes da longa disputa entre o Governo Evo Morales e os dirigentes da província de Santa Cruz, obrigaram a Petrobras a reduzir o fornecimento do produto para as distribuidoras de gás do Rio de Janeiro e São Paulo no mês de novembro de 2006.[17]

Assim, apesar do preço relativamente menor do metro cúbico de gás importado da Bolívia, a necessidade de diminuir a insegurança energética do Brasil levou a Petrobras a decidir por uma alternativa mais cara porém mais segura: a construção de terminais de importação de GNL [18] e no Porto do Pecém (2008), no Ceará, e no Rio de Janeiro (2009)[19][20] Os terminais permitem ao Brasil importar de qualquer país praticamente o mesmo volume de gás que hoje o país importa da Bolívia.

Para ampliar a segurança energética do Brasil, a Petrobras pretendia, simultaneamente, ampliar a capacidade de importação de gás construindo novos terminais de GNL no Sul e Sudeste do país até 2012, e ampliar a produção nacional de gás natural nas reservas da Bacia de Santos. Em 2014, a Petrobras inaugurou o FSRU da Baía de Todos os Santos.[21]

Em 2020 foi inaugurado o terminal de FSRU de Porto de Sergipe, da Eneva; em 2021, entrou em operação o terminal de FSRU do Porto do Açu, da GNA[22].

Com a aprovação da Nova Lei do Gás (Lei no 14.134/2021), algumas das mudanças sãoː alteração do regime de concessão para o regime de autorização; novas regras tarifárias; acesso de terceiros a gasodutos, unidades de processamento e terminais GNL.; autorização para a ANP adotar um programa de desconcentração do mercado, realização de leilões de gás natural, ou de cessão de capacidade de transporte para os concorrentes; tarifas de transporte serão propostas pelo transportador e aprovadas pela ANP; proibição de qualquer relação societária entre transportadores e outros segmentos do setor (produção, importação, comercialização); o Ministério de Minas e Energia (MME) e a ANP deverão se articular com estados e o DF para harmonizar as regulações estaduais, inclusive para regular o consumidor livre.[14]

Gasodutos[editar | editar código-fonte]

Em 2022, o Brasil tinha, para a movimentação de gás natural, 113 gasodutos, com extensão de 11,6 mil km.[23][24]

Garsol/Gascom[editar | editar código-fonte]

O gasoduto Urucu-Coari-Manaus (Garsol/Gascom) iniciou as operações em 2009 e tem capacidade de transportar 5,5 milhões de metros cúbicos/dia. Liga as unidades de produção localizadas no Polo Arara, em Urucu, até a cidade de Manaus. A extensão deste caminho é de 663,2 km (trecho Urucu - Manaus), além de um total de 139,3 km em nove ramais para Coari. È operado pela Transportadora Associada de Gás (TAG)[25]

Gasene[editar | editar código-fonte]

Gasene em Itabuna, Bahia.

O Gasoduto da Integração Sudeste-Nordeste (Gasene) é um sistema de gasodutos brasileiro que conecta o Terminal de Cabiúnas (Macaé, Rio de Janeiro) ao município baiano de Catu, percorrendo, no total, 1.387 quilômetros.[26][27]Seu último trecho foi inaugurado no dia 26 de março de 2010. Parte do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), a obra teve um custo final de 6,34 bilhões de reais, segundo a Petrobras, ou 8,8 bilhões de reais se incluídas as estações de compressão de gás.[28] Sua capacidade de escoamento é de 20 milhões de metros cúbicos por dia. É operado pela Transportadora Associada de Gás (TAG).

O GASENE se inicia no Terminal Terrestre Cabiúnas (Tecab)[29] e se encerra no município de Catu. Suas obras foram divididas em três trechos:[30][31]

  • Trecho Sul 1: Cabiúnas - Vitória (GASCAV)
  • Trecho Sul 2: Vitória - Cacimbas
  • Trecho Norte: Cacimbas-Catu (GASCAC)

Malha Nordeste[editar | editar código-fonte]

A Malha Nordeste, operada pela Transportadora Associada de Gás S/A, é formada uma rede de gasodutos com 3.012 km de extensão, interligando a maioria dos estados da região, abrangendo os estados de Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia. O recebimento do gás pode ocorrer com GNL (Gás Natural Liquefeito) em São Gonçalo do Amarante/Pecém (CE) e São Francisco do Conde (BA), e também das Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Guamaré (RN), Pilar (AL), Atalaia (SE), Santiago (BA) e Candeias (BA). A Malha Nordeste abrange também aproximadamente 790 km de gasodutos do Sistema Gasene, no trecho do Gascac.[32]

Alguns gasodutos do Nordeste sãoː

Gasbol[editar | editar código-fonte]

Gasoduto Brasil-Bolívia

Com a entrada em operação do Gasoduto Brasil-Bolívia em 1999, com capacidade de transportar 30 milhões de metros cúbicos de gás por dia (equivalente a metade do atual consumo brasileiro), houve um aumento expressivo na oferta nacional de gás natural. Este aumento foi ainda mais acelerado depois do apagão elétrico vivido pelo Brasil em 2001 e 2002, quando o governo optou por reduzir a participação das hidrelétricas na matriz energética brasileira e aumentar a participação das termoelétricas movidas a gás natural. É operado pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil, subsidiária da Petrobrás.

Nos primeiros anos de operação do gasoduto, a elevada oferta do produto e os baixos preços praticados, favoreceram uma explosão no consumo tendo o gás superado a faixa de 10% de participação na matriz energética nacional.

O Gasoduto atravessa 136 municípios distribuídos pelos estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.[13]

Malha Sudeste[editar | editar código-fonte]

Termelétrica em Três Lagoas-MS

O sistema de gasodutos da Nova Transportadora do Sudeste S/A (NTS) atende os estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Minas Gerais. O sistema compreende mais de 2.000 km gasodutos, entre os quais se destacamː[35][36]

  • Gascar, ligando Campinas (SP) a Japeri (RJ), com 453 km, com início de operação em 2007;[35]
  • Gaspal I, ligando Volta Redonda (RJ) à RECAP, Refinaria de Capuava (SP), com 325 km, com início de operação em 1988, transportando o gás natural da Bacia de Campos para abastecer os municípios situados no trajeto Volta Redonda/RJ e Capuava/SP;[35]
  • Gasbel I, ligando a REDUC, Refinaria de Duque de Caxias (RJ) à REGAP, Refinaria de Betim (MG), com 357 km, com início de operação em 1996;[35]
  • Gasbel II, ligando o TEVOL de Volta Redonda (RJ) a São Brás do Suaçui (MG), com 267 km, com início da operação em 2010;[35]
  • Gasduc I, ligando Cabiúnas, no município de Macaé (RJ) a REDUC, Refinaria de Duque de Caxias (RJ), com 184 km, com início de operação em 1982, transportando o gás natural da Bacia de Campos para abastecer o estado do Rio de Janeiro;[35]
  • Gasan, ligando a RECAP, Refinaria de Capuava (SP) à RPBC, Refinaria de Cubatão (SP), com 42 km, com início de operação em 1993;[35]
  • Gaspaj, ligando a REPLAN, Refinaria de Paulínia (SP) à Jacutinga (MG), com 80 km, com início de operação em 2010;[35]
  • Gastau, ligando a UTGCA de Caraguatatuba (SP) à Taubaté (SP), com 67 km, com início de operação em 2010[35]

Gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre[editar | editar código-fonte]

  • Trecho I, que vai da fronteira entre Uruguai e Argentina até a Usina Termelétrica de Uruguaiana, com 25 km, em operação desde 2000; se interliga com o gasoduto argentino da TGM em Uruguaiana; operado pela Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB)[35]
  • Trecho III, que vai do Polo Petroquímico de Triunfo (RS), com destino à REFAP, em Canoas (RS), onde se interliga com o Gasbol; com 25 km, em operação desde 2000; operado pela Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB).[35]

Lateral Cuiabá[editar | editar código-fonte]

Liga San Matías, na Bolívia a Cuiabá (MT), com 283 km, com início da operação em 2001; é operada pela GasOcidente. [35]

Privatizações[editar | editar código-fonte]

A Petrobras teve presença dominante da no setor de gás natural no Brasil ao longo da história, atuando na produção, transporte, processamento de gás natural, de regaseificação do GNL e comercialização.[14]

Em junho de 2019, foi realizada a venda de 90% das ações da Transportadora Associada de Gás S.A (TAG) para o consórcio formado pela franco belga Engie e pelo fundo canadense Caisse de Dépôt et Placement du Québec (CDPQ) com o pagamento de R$ 33,5 bilhões, com a continuidade da utilização pela Petrobrás dos serviços de transporte de gás natural prestados pela TAG.[37]Em julho de 2020, foi celebrado contrato de compra e venda de ações da participação remanescente de 10% na Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), com o grupo formado pela ENGIE e pelo fundo canadense Caisse de Dépôt et Placement du Québec (CDPQ).[38]

Em 2017, a Petrobrás vendeu 90% das ações da NTS (Nova Transportadora do Sudeste) para um consórcio de investidores liderado pela Brookfield por US$ 5,2 bilhões.[39]

Oferta[editar | editar código-fonte]

Termelétrica de Camaçari

Em 2021, a oferta interna de gás natural foi de 41,3 bilhões de m³. Cerca de 73,5% destinaram-se às vendas e 23,2% ao consumo próprio (consumo próprio nas áreas de produção, refinarias e UPGNs). Desse total, cerca de 17 bilhões de m³ (41%) foram importados, dos quais 9,6 bilhões de m³ (56,5% do total) corresponderam a importações de gás natural liquefeito (GNL), em especial dos Estados Unidos. O restante correspondeu às importações provenientes da Bolívia (43,1%) pelo Gasbol.[12]

Produção[editar | editar código-fonte]

A produção de gás natural no Brasil totalizou 48,8 bilhões de m³ em 2021. Os campos marítimos produziram 97% do petróleo e 83% do gás natural.[40] 45,5% da produção de gás natural foi reinjetada. A produção do pré-sal correspondeu a 67,5% do total produzido no Brasil, com perspectivas de ampliação da produção de gás natural.[41][42][12]

A Petrobrás foi responsável por 72,5% do gás natural produzido em 2021. A Shell Brasil teve participação de 11,4%; a Eneva, 4,4%; Petrogal Brasil, 3,4%; Repsol Sinopec, 2,3%; dentre outras empresas.[12]

Os maiores estados produtores em 2021 foram: Rio de Janeiro (64%); São Paulo (12,4%); Amazonas (10,15%); Maranhão (4,38%); Espírito Santo (4,09%); Bahia (4,06%); Ceará/Rio Grande do Norte (0,50%); Sergipe/Alagoas (0,45%) .[12]

Em 2021, o Brasil estava na 30ª posição no ranking mundial de produtores de gás natural.[12]

Importações[editar | editar código-fonte]

Em 2021, o Brasil importou 17 bilhões de m³ de gás natural, dos quais 9,6 bilhões de m3 (56,5% do total) corresponderam a importações de gás natural liquefeito (GNL), enquanto 43,1% correspondeu às importações provenientes da Bolívia. Os principais exportadores de GNL para o Brasil foram os Estados Unidos (8.222 m³) e o Catar (853 m³).[12]

O Brasil conta com cinco terminais de regaseificação: na Baía de Guanabara (Petrobras) e Porto do Açu (GNA), no Rio de Janeiro; no Porto do Pecém (Petrobras), no Ceará; no Porto de Sergipe (Eneva); e na Baía de Todos os Santos (arrendado pela Petrobras à Excelerate Energy), na Bahia.[22]

Termelétricas[editar | editar código-fonte]

Usina Termelétrica de Juiz de Fora

Em 2022, 180 usinas termelétricas no Brasil utilizavam gás natural como combustível, sendo este principal a principal fonte do setor. [43]

Em 2021, a geração termelétrica foi responsável por 36,18% da demanda total de gás natural no país, enquanto que a demanda industrial foi de 50% e a automotiva foi de 7,14%.[44][45]

Algumas das usinas movidas a gás natural no Brasil são: Usina Termelétrica Porto de Sergipe I (1.600 MW); o Complexo Termelétrico Parnaíba (1.428 MW), no Maranhão; Usina Termelétrica GNA I (RJ); a Usina Temelétrica de Santa Cruz (RJ); Usina Termelétrica Termorio; Usina Termelétrica de Cuiabá; a Usina Termelétrica Camaçari (BA); a Usina Termelétrica Luiz Carlos Prestes, em Três Lagoas (MS); Usina Termelétrica Mauá 3, em Manaus (AM); Usina Termelétrica Uruguaiana; a Usina Termelétrica de Juiz de Fora; Usina Termelétrica Termopernambuco; dentre outras.[46]

Recentemente, o Brasil e o mundo investiu em carros movidos á gás natural. Até o final de 2012, havia 17.250 milhões de veículos destes em todo o mundo, liderados pelo Irã (3,3 milhões), Paquistão (3,1 milhões), Argentina (2,18 milhões), Brasil (1,73 milhões), Índia (1,5 milhões) e China (1,5 milhões).[47]

Ver também[editar | editar código-fonte]

Referências

  1. ↑ «Produção de gás natural do Brasil é recorde em outubro». www.anp.gov.br. Consultado em 11 de novembro de 2020 
  2. ↑ «Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural». www.anp.gov.br. Consultado em 11 de novembro de 2020 
  3. ↑ «Entenda como funciona o mercado de gás no Brasil». Terra. Consultado em 11 de novembro de 2020 
  4. ↑ «Petrobras – Fatos e Dados » 25 anos de Petrobras na Amazônia: Descoberta». Consultado em 29 de maio de 2016. Arquivado do original em 25 de junho de 2016 
  5. ↑ «Urucu completa 30 anos de exploração de petróleo em plena Amazônia». Agência Brasil. 12 de outubro de 2016. Consultado em 20 de dezembro de 2020 
  6. ↑ «Folha Online - Dinheiro - Petrobras descobre gás natural no Amazonas - 03/04/2002». www1.folha.uol.com.br. Consultado em 9 de junho de 2023 
  7. ↑ https://www.facebook.com/epbrface (13 de maio de 2021). «Eneva inicia produção de gás natural no Amazonas». agência epbr. Consultado em 9 de junho de 2023 
  8. ↑ «Complexo Parnaíba – Eneva». www.eneva.com.br. Consultado em 25 de março de 2018 
  9. ↑ "Petrobras acha óleo leve no Pré-Sal da Bacia de Campos", Globo, 08/06/2007, [1]
  10. ↑ OLIVEIRA, Nielmar, 02/09/2008, "Petrobras inicia produção na região do pré-sal", Agência Brasil, [2]
  11. ↑ a b «Características - Pré-sal». www.presalpetroleo.gov.br. Consultado em 9 de junho de 2023 
  12. ↑ a b c d e f g «Anuário Estatístico ANP 2022» (PDF) 
  13. ↑ a b «Traçado do Gasoduto - TBG». www.tbg.com.br. Consultado em 9 de junho de 2023 
  14. ↑ a b c MARIA BERNADETE G. P. SARMIENTO GUTIERREZ (2022). «O SETOR DE GÁS NATURAL NO BRASIL: UMA COMPARAÇÃO COM OS PAÍSES DA OCDE» (PDF). IPEA 
  15. ↑ «Entenda como funciona o mercado de gás no Brasil - Economia». Estadão. Consultado em 11 de novembro de 2020 
  16. ↑ SEBBEN, F. D. O. . Secessão Boliviana: Um Estudo de Caso Sobre Conflito Regional. In: Democracia em Debate: I Seminário Nacional de Ciência Política da UFRGS, 2008, Porto Alegre. Democracia em Debate: I Seminário Nacional de Ciência Política da UFRGS, 2008.
  17. ↑ «Desenvolvimento de um mercado de gás no Brasil | CERI». ceri.fgv.br. Consultado em 11 de novembro de 2020 
  18. ↑ "Lula visita terminal de regaseificação da Baía de Guanabara". TN Petróleo, 18/03/2009 http://www.tnpetroleo.com.br/noticia/19528/lula-visita-terminal-de-regaseificacao-da-baia-de-guanabara-
  19. ↑ Petrobras: navio de GNL chega a Pecém http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Newsletter.asp?id=66130[ligação inativa]
  20. ↑ "Testes no terminal de GNL começam hoje no Pecém". Power: Petróleo, Eletricidade e Energias Renováveis 24/11/2008 http://www.power.inf.br/pt/?p=3037[ligação inativa]
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  28. ↑ «Transpetro opera os 1.373 km de gasodutos do Gasene». www.transpetro.com.br. Consultado em 17 de maio de 2016 
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  31. ↑ PETROBRAS - Contrato de Serviço de Transporte Firme de Gás natural. Disponível em p://tag.petrobras.com.br/lumis/portal/file/fileDownload.jsp?fileId=8A9548882817AF3601286EA538771495. Acesso em 17 de maio de 2016.
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  38. ↑ «Petrobras conclui a venda da TAG | Agência Petrobras». www.agenciapetrobras.com.br. Consultado em 7 de março de 2022 
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  40. ↑ Roberta. «Produção de gás natural no Brasil bate recorde». www.anp.gov.br. Consultado em 31 de março de 2018 
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