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PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO MUNDO E NO BRASIL Seddy Bango Bubele Projeto de Graduação submetido ao Corpo docente do Curso de Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários para obtenção do título de Engenheiro de Petróleo. Orientador: Prof. Rafael Mengotti Charin, Dr. Eng. Rio de Janeiro Setembro de 2018
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PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO MUNDO E NO BRASIL
Seddy Bango Bubele
Projeto de Graduação submetido ao Corpo docente do Curso
de Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica da
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários para obtenção do título de Engenheiro
de Petróleo.
Orientador: Prof. Rafael Mengotti Charin, Dr. Eng.
Rio de Janeiro
Setembro de 2018
Bubele, Seddy Bango
Panorama da indústria de gás natural no Mundo e no Brasil/ Seddy Bango Bubele Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2018.
XV, 107p.:il.; 29,7cm.
Orientador: Rafael Mengotti Charin Projeto de Graduação UFRJ / Escola
Politécnica / Engenharia de Petróleo, 2018.
Referências Bibliográficas: p. 105-107.
1. Panorama da indústria de gás. 2. Gás natural na economia moderna. 3. Mundo. 4. Brasil.
I. Charin, Rafael Mengotti. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia de Petróleo. III. PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO MUNDO E NO BRASIL.
Agradecimentos Meus agradecimentos à minha família pelo apoio durante todo o tempo de estudos, apesar da
distância que nos separa.
Agradeço a todos que, direto ou indiretamente, contribuíram à minha formação na
Universidade Federal do Rio de Janeiro e especialmente ao professor Rafael Mengotti Charin
pela orientação na elaboração deste trabalho. E por fim, sou grato pela oportunidade de poder
estudar no Brasil.
Resumo
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo.
PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO MUNDO E NO BRASIL
Seddy Bango Bubele
Setembro de 2018
Orientador: Prof. Rafael Mengotti Charin, Dr.Eng.
Curso: Engenharia de Petróleo
Este trabalho apresenta um panorama da indústria de gás natural, iniciando com relatos
históricos das primeiras formas de uso do gás natural pela humanidade até previsões do seu
mercado futuro. Entre os aspectos abordados estão a cadeia de valor do gás, os diferentes
tipos de jazida, o atual perfil de valor do gás dadas as suas vantagens ambientais. Também
discute-se a necessidade de tomar cuidados e medidas adequadas na sua cadeia de produção
para que sejam minimizados os potenciais danos ambientais. As previsões são dadas para
demanda e oferta, considerando cenários julgados mais realistas entre os cenários elaborados
pela agência internacional da energia (IEA) e a British Petroleum (PB). Por fim, o mercado
brasileiro de gás natural é particularmente apresentado, destacando alguns modais logísticos,
no transporte e armazenamento de gás, que podem ser úteis na indústria brasileira de gás
natural.
Palavras-chave: panorama da indústria de gás, gás natural na economia moderna, mundo,
Brasil.
Abstract
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Petroleum Engineer.
GLOBAL AND BRAZILIAN NATURAL GAS PANORAMA.
Seddy Bango Bubele
September 2018
Adviser: Rafael Mengotti Charin
Course: Petroleum Engineering
This work presents an overview of the natural gas industry, beginning with historical
accounts of the first forms of natural gas use by humankind up to predictions of its future
market. It presents the gas value chain, the different types of natural gas reservoirs, the
current gas value profile due to its environmental advantages and the need to take proper care
and measures in its production chain in order to minimize its potential environmental
damages. Forecasts are given for demand and supply, according to scenarios considered more
realistic among the scenarios elaborated by the International Energy Agency (IEA) and
British Petroleum (PB). Finally, the brazilian natural gas market is particularly presented,
highlighting some logistic modalities in gas transportation and storage that may be useful in
it s national gas industry.
Keywords: Natural gas industry panorama, natural gas in modern economy, World, Brazil.
Sumário
Lista de figuras ........................................................................................................................... x
Lista de tabelas ....................................................................................................................... xiii
Lista de símbolos .................................................................................................................... xiv
1.Introdução ............................................................................................................................... 1
2.Breve história do gás natural................................................................................................... 4
2.1.Gás natural nos tempos remotos ....................................................................................... 4
2.1.1.Grécia ......................................................................................................................... 4
2.1.2. Índia ........................................................................................................................... 5
2.1.3. Pérsia (atual Iran) ..................................................................................................... 6
2.1.4. China ......................................................................................................................... 6
2.1.5. Europa ....................................................................................................................... 6
2.1.6. Estados Unidos da América ...................................................................................... 7
2.1.7. Brasil ......................................................................................................................... 8
3.Geologia e formação do gás natural........................................................................................ 9
3.1.Definição e composição do gás natural ............................................................................ 9
3.2.Formação do gás natural ................................................................................................... 9
3.3.Reservatório de gás natural............................................................................................. 12
3.3.1.Reservatório de gás não associado ........................................................................... 12
3.3.2.Reservatório de gás associado .................................................................................. 13
3.3.3.Reservatório de gás não convencional ..................................................................... 14
3.3.3.1.Gás natural de depósito profundo ...................................................................... 15
3.3.3.2.Depósito de baixa permeabilidade (Tight Natural Gas) .................................... 15
3.3.3.3. Gás natural de xisto (Shale Gas) ....................................................................... 16
3.3.3.4. Metano de carvão (Coalbed Methane) .............................................................. 16
3.3.3.5.Gás de zonas geopressurizadas .......................................................................... 17
3.3.3.6. Hidrato de metano ............................................................................................. 18
3.3.3.7. Gás metano no lago Kivu: gás dissolvido na água ........................................... 18
4. Cadeia de valor do gás natural ............................................................................................. 21
4.1.Exploração, produção e processamento de gás natural .................................................. 22
4.1.1. Tecnologias usadas na prospecção .......................................................................... 23
4.1.2. Desenvolvimento e Produção .................................................................................. 28
4.2. Transporte de gás natural ............................................................................................... 29
4.3.Estocagem de gás natural ............................................................................................... 32
4.3.1.Reservatório depletado ............................................................................................. 33
4.3.2. Aquífero .................................................................................................................. 34
4.3.3.Caverna salina .......................................................................................................... 35
4.4. Medidas de segurança e distribuição de gás natural ...................................................... 36
5.Gás natural e o meio ambiente .............................................................................................. 37
6.Mercado de gás natural no Mundo........................................................................................ 40
6.1. Produção de gás natural no Mundo ............................................................................... 40
6.2. Consumo de gás natural no Mundo ............................................................................... 44
6.2. Comercio de gás natural no mundo ............................................................................... 48
6.2.1. Importação e exportação ......................................................................................... 48
6.2.2. Preço de gás natural................................................................................................. 51
7. Gás natural no Brasil ............................................................................................................ 53
7.1. Evolução da participação de gás natural na matriz energética brasileira ...................... 53
7.2. Agente regulador de gás natural ................................................................................... 54
7.3. Estrutura da indústria de gás natural no Brasil .............................................................. 55
7.4. Mercado de gás natural no Brasil ................................................................................. 59
7.4.1. Produção e oferta de gás natural no Brasil .............................................................. 59
7.4.2. Importação pelo gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) ........................................... 68
7.4.3. Importação de gás natural liquefeito (GNL) ........................................................... 70
7.4.4. Demanda por gás natural no Brasil ......................................................................... 72
7.4.5. Demanda futura ...................................................................................................... 78
7.4.6. Porção de gás produzida e importada não ofertada ao mercado nacional ............... 79
7.5. Alternativas para o transporte do gás natural no Brasil. ................................................ 80
7.5.1. Modos de transporte do gás natural........................................................................ 82
7.5.2. Estocagem de gás natural ........................................................................................ 98
8. Conclusão ........................................................................................................................... 103
9. Referências ......................................................................................................................... 105
Lista de figuras
Figura1: Projeção do crescimento da população mundial e cenário de mudança necessária na
matriz energética mundial para manter o aquecimento da Terra abaixo de 2 graus Celsius no
horizonte 2035............................................................................................................................2
Figura2: O fogo eterno no templo de Jwala Ji em Kangra na Índia ..........................................5
Figura3: Estágios da transformação termoquímica da matéria orgânica em hidrocarbonetos.11
Figura4: Diferentes tipos de reservatórios de gás natural........................................................14
Figura5: A região africana de grandes lagos ...........................................................................19
Figura6: Fornecimento do material vulcânico (CO2 e H2) usado por microrganismos para
sintetizar parte do metano no lago Kivu...................................................................................20
Figura7: Planta de extração de gás metano concentrado nas águas das camadas profundas do
lago kivu ..................................................................................................................................21
Figura8: Cadeia de valor do gás natural ..................................................................................22
Figura9: Repartição da reserva mundial de gás natural ..........................................................40
Figura10: Distribuição das reservas provadas de gás natural ..................................................41
Figura11: Evolução da produção mundial de gás natural .......................................................42
Figura12: Os dez maiores produtores de GN em 2017 ...........................................................42
Figura13: Evolução do consumo mundial de gás natural.........................................................45
Figura14: Maiores consumidores de GN em 2017...................................................................45
Figura15: Os cenários considerados pela BP na estimativa da demanda futura por
energéticos................................................................................................................................46
Figura16: À esquerda, evolução do consumo mundial de gás natural por setor em bilhões de
pés cúbicos por dia e à direita, participação percentual de cada setor no aumento da demanda
de gás........................................................................................................................................47
Figura17: Volume de gás (em bilhões de pés cúbicos por dia) comercializado pelos principais
modos de transporte.................................................................................................................50
Figura18: Evolução da frota mundial de navios metaneiros e da distância média de transporte
de GNL ....................................................................................................................................50
Figura19: Preços em $/milhões de BTU nos principais mercados de gás natural...................51
Figura20: Preços de gás natural em três principais regiões, projeções no futuro de acordo com
cenário mais realista da IEA ..................................................................................................52
Figura 21: Evolução da oferta de energia primária no Brasil ................................................54
Figura22: Principais marcos legais da IGN no Brasil.............................................................57
Figura23: Agentes da cadeia de valor de gás natural no Brasil...............................................57
Figura24: Estrutura idealizada da indústria brasileira de gás natural......................................58
Figura25a. Evolução da reserva provada de gás natural brasileiro .........................................60
Figura25b: Evolução da reserva provada de gás natural brasileiro..........................................60
Figura26: Produção brasileira de gás por operadora, excluindo a Petrobras ..........................65
Figura27: Produção brasileira de gás por concessionária (excluindo a Petrobras) ................66
Figura28: Importação GN, Oferta nacional e produção nacional............................................66
Figura29: Oferta de gás em 2016 no Brasil.............................................................................67
Figura30: Oferta média de gás em 2018 .................................................................................67
Figura31: Terminal de regaseificação no Ceará.......................................................................71
Figura32: Importação de GN e dispêndio: média anual de 2012 a 2016 e mensal em
2017..........................................................................................................................................71
Figura33: Consumo de gás por setor no Brasil .......................................................................72
Figura34: Estimativa da demanda futura de gás no Brasil.......................................................78
Figura35: Porção de gás produzida e importada não ofertada ao mercado nacional ..............80
Figura36: Estados brasileiros que têm postos de GNV ...........................................................84
Figura37: Processo de GNL ....................................................................................................87
Figura38: Estrutura de hidrato de metano ...............................................................................89
Figura39: Processo de transporte de GN na forma de hidrato ...............................................90
Figura40: Classificação de gasodutos no Brasil.......................................................................94
Figura41: Malha de gasoduto de transporte no Brasil..............................................................96
Figura 42: Extensão da malha de gasoduto de transporte por país..........................................97
Lista de tabelas
Tabela1: Propriedades das principais componentes do gás natural...........................................9
Tabela2: Composição do gás natural .......................................................................................13
Tabela3: Potencial de emissão de poluentes por fontes primárias de energia fóssil ...............37
Tabela4: Estimativa de recurso mundial das três principais formas de gás natural não
convencional ............................................................................................................................41
Tabela5: Previsão de produção de gás natural no mundo........................................................44
Tabela6: Comércio de gás natural por região...........................................................................49
Tabela7: Evolução das reservas provadas de gás natural no Brasil.........................................59
Tabela8: Especificação do gás natural comercial.....................................................................62
Tabela9: Produção média diária de gás, por Estado, anual entre 2012 e 2016, e mensal em
MM m³ ....................................................................................................................................63
Tabela 10: Produção brasileira de gás associado e não associado em 2013 ...........................64
Tabela11:Comparativo das vantagens econômicos no uso de GNV ......................................76
Lista de símbolos
ABNT: Associação Brasileira de Normas Técnicas
AGN: Associação Portuguesa das Empresas de Gás Natural
ANP: Agência Nacional de Petróleo e Gás Natural
a.C. : antes de Cristo
APGA: American Pablic Gas Association
BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
BP: British Petroleum
BTU: British Thermal Unit
Bcf: Billion of cubic feet
CAAGR: Compound average annual growth rate
CIS: Commonwealth Independent States
U.S. DOE: United states Department of Energy
d.C. : depois de Cristo
2D,3D, 4D: respetivamente, 2, 3 e 4 dimensões.
EIA: US Energy Information Administration
EY: Ernst&Young
EPE: Empresa de pesquisa energética
FGV: Fundação Getúlio Vargas
FPSO: Floating Production Storage and Offloading
GASBOL: Gasoduto Bolívia-Brasil.
GNL (LNG): Gás Natural Liquefeito (Liquefied Natural Gas)
GN: Gás natural
GNV: Gás Natural Veícular
IBP: Instituto Brasileiro de Petróleo, gás e biocombustível
IEA: International Energy Agency
IGN: Indústria de Gás Natural
IGU: International Gas Union
km²: quilômetro quadrado
Km³: quilômetro cúbico
m: metro
m³: metro cúbico
MM: milhões
MME: Ministério de Minas e Energia.
md: milidarcy
NBR: Normas Brasileiras
PSI: pound force per scare inch (libra por polegada quadrada)
SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition
Stb: Standard barril
Tep: Tonelada equivalente de petróleo
TLP: Tension Leg Platform
UPGN: Unidade de Processamento de Gás Natural
ULG: Université de Liège
1.Introdução
O gás natural é um recurso natural não renovável (com exceção de biogás) cuja importância
na economia moderna se destaca pelos seus diversos usos na vida quotidiana. Conhecido pela
humanidade desde a antiguidade, foi a partir do século 20 que a indústria do gás natural
iniciou um rápido desenvolvimento culminando no seu avanço tecnológico e na
diversificação da utilização de seus derivados seja no sentido energético ou não.
Com o contínuo crescimento da população mundial, cerca de 1 bilhão a cada 13 - 15 anos
(UN DEA, 2017), e com o aumento da riqueza da classe média, cada vez mais ampla a nível
mundial [3,2 bilhões em 2016, 4,2 bilhões em 2022 e 5,2 bilhões em 2028 (KHARAS, H.,
2017)], o consumo de bens tem aumentado e alguns desses bens incluem na sua manufatura o
petróleo e gás natural, ou seus derivados como matéria prima. Pelos mesmos motivos
anteriores, o crescimento da demanda por energia se observa com o passar do tempo a cada
ano e se ouve cada vez mais o alarme para as consequências do descuido ambiental. Dessa
forma, o papel do gás natural na satisfação da demanda mundial por energia vem aumentando
devido à abundância, versatilidade e natureza menos poluente. Como resultado, novas
atividades de exploração de gás, desenvolvimento de campos e produção estão em andamento
e algumas reservas que eram vistas com baixa viabilidade econômica e tecnológica como os
reservatórios não convencionais, hoje são explorados com sucesso. Existem grandes reservas
de gás natural no mundo e muitas delas podem ser desenvolvidas e produzidas a um custo
relativamente baixo e assim responder à crescente demanda mundial por energia e ampliar
ainda mais sua participação na matriz energética mundial. Em 2017, o gás natural forneceu
22% da energia utilizada no mundo, e representa cerca de um quarto da geração de
eletricidade, além de desempenhar um papel crucial como matéria-prima para a indústria (BP,
2018).
(a) (b) Figura1: (a) Projeção do crescimento da população mundial (UN DESA, 2015); (b) Cenário de mudança necessária na matriz energética mundial para manter o aquecimento da Terra abaixo de 2 graus Celsius no horizonte até 2035 (IEA, 2015).
Na Figura1, observa-se à esquerda o crescimento da população mundial com tempo enquanto
que à direita, um cenário de mudança na matriz energética mundial que sugere a diminuição
do consumo de petróleo e carvão e o aumento das energias renováveis e do gás natural, para
que o aumento da temperatura na Terra fique abaixo de 2 graus Celsius no horizonte 2035.
Características tanto econômicas quanto ambientais tornam o gás natural um recurso
interessante e que merece atenção particular dentre as outras alternativas fósseis. É, portanto,
importante procurar entender e prever o papel do gás natural na economia moderna, que se
apresenta cada vez mais com restrição ao carbono. Hoje em dia, o conceito de
sustentabilidade já vai além da teoria e passa a influenciar o padrão de vida das pessoas; em
muitos países, as políticas de produção das indústrias e as escolhas de consumo de clientes
são guiadas pelo mesmo conceito.
O gás natural é visto por muitos como uma fonte de energia de transição entre a era do
domínio das energias fósseis e a era que se deseja chegar no futuro, ou seja, a era das energias
renováveis, cuja predominância ainda depende de avanços tecnológicos. Enquanto isso, a
humanidade aposta cada vez mais em dar mais espaço para o gás natural e diminuir a
participação dos fósseis mais poluentes, atitude que se considera como uma melhor forma de
aproximação uma vez que o
gás natural tem sido cada vez mais considerado e procura-se ainda consolidar o mercado
deste recurso no país. Este objetivo depende ainda da remoção de alguns obstáculos.
Tendo como motivação o que precede, neste trabalho será apresentada uma visão geral da
indústria do gás natural com objetivo de ilustrar o papel deste recurso na economia moderna.
Em particular será apresentado a indústria de gás natural no Brasil com foco em modalidades
de transporte e armazenamento de gás que podem ser importantes para a indústria nacional de
gás natural.
2.Breve história do gás natural
A descoberta e o uso do gás natural não data de hoje; relatos históricos mencionam diferentes
práticas básicas que o homem fazia deste recurso natural desde a antiguidade. A maior parte
do gás natural vindo do subsolo foi formado há milhões de anos. No entanto, somente há
pouco tempo que foram desenvolvidos os métodos para obter este gás, trazendo-o para a
superfície.
2.1.Gás natural nos tempos remotos
O primeiro contato com o gás natural foi misterioso para a maioria dos povos antigos. A
inflamação de gás natural que chegava à superfície através de fendas nas rochas, revelou a
alguns povos antigos a existência e a possibilidade de uso deste energético. Este evento que
ocorria sem fonte óbvia, claramente resultava numa impressão mística. Por exemplo, às vezes
a queda de raios inflamava o gás natural que escoava da terra e a partir disso uma chama
surgia no subsolo. Esses incêndios confundiram a maioria das civilizações antigas e foram
objetos de superstição.
Entre as civilizações mais antigas, a Grécia, Índia, Pérsia e China têm destaque na história do
contato da humanidade com o gás natural.
2.1.1.Grécia
Os povos antigos da Grécia, (assim como da Pérsia e da Índia) descobriram o gás natural
muitos séculos atrás. As pessoas daquela época ficaram maravilhadas com as chamas
ardentes que apareciam quando o gás natural que subia através de rachaduras de rochas,
produzia fogo ao ser atingido por um raio. Às vezes, eles construíram templos em torno
stor de cabras
descobriu uma chama que se erguia da fissura da rocha (alimentada por gás natural de
exsudação) localizada no monte Parnassus. Os gregos, acreditando que a chama descoberta
pelo pastor era de origem divina, construíram no local o lendário templo de Delphi. As
sacerdotisas que cumpriam o papel de oráculo entravam supostamente em um estado de
transe provocado pelos gases em ascensão, e acreditava-se que suas profecias, inspiradas pelo
fogos, poderiam determinar uma gama de eventos desde a previsão de colheita dos
agricultores até a previsão dos acontecimentos em momentos de guerra. (NATGAS, 2013)
2.1.2. Índia
O gás natural também possuía um status divino na Índia antiga, onde se considerava o fogo
vindo da ignição do gás de exsudação como a encarnação da deusa Hindu Jwala Ji. Um
famoso templo para a deusa, localizado no local de uma dessas exsudações de gás, contém
uma chama acesa, provavelmente desde 400 d.C. (WYLIE, 2012).
Figura2: O fogo eterno no templo de Jwala Ji em Kangra na Índia (SUJATA, 2015)
2.1.3. Pérsia (atual Iran)
Há registros antigos mostrando que a descoberta do gás natural ocorreu no antigo Irã (Pérsia)
entre 6000 e 2000 a.C. Na Pérsia, utilizava-se o combustível para manter aceso o "fogo
eterno", símbolo de adoração de uma das seitas locais. Anos depois, os antigos persas
adotaram a prática de uso do gás natural para fins domiciliares. Segundo a lenda, em torno de
100 d.c., o Rei da Pérsia teve sua casa construída ao lado do local de exsudação de gás
natural, que ele usou para aquecer a cozinha real. Apesar destas impressionantes inovações
iniciais na Ásia e no Oriente Médio, no entanto, precisou-se esperar até o século 19 d.C para
que o gás natural começasse a ser aproveitado em uma escala comercial (WYLIE, 2012).
2.1.4. China
O gás natural já era conhecido na China desde 900 a.C. Os chineses reconheceram que o gás
natural poderia ser usado de forma benéfica. Eles canalizavam o gás extraído de poços rasos e
o usavam para produzir calor para evaporar a água do mar para obter sal e água potável. Os
chineses utilizavam lugares de escape natural do gás para construir fornos, que usavam o gás
natural como combustível, e que serviriam na produção cerâmica e metalúrgica. Bambu oco
era utilizado para transportar o gás que surgia na superfície até o local de consumo (APGA,
2018).
2.1.5. Europa
Na Europa, o gás natural só foi descoberto em 1659, não despertando interesse por causa da
grande aceitação do gás resultante do carvão, chamado gás de síntese, que foi o primeiro
combustível responsável pela iluminação de casas e ruas desde 1790. O gás natural passou a
ser utilizado em maior escala na Europa no final do século XIX, devido à invenção do
queimador Bunsen, em 1885 (por Robert Bunsen) - que misturava ar com gás natural -, e a
criação de um gasoduto à prova de vazamentos, em 1890. Mesmo assim, as técnicas de
construção eram modestas e os gasodutos tinham no máximo 160 km de extensão, impedindo
o transporte de grandes volumes a longas distâncias, e, consequentemente, reduzindo a
participação do GN no desenvolvimento industrial, marcado pela presença de óleo e carvão.
No final de 1930, os avanços na tecnologia de construção de gasodutos viabilizaram o
transporte do GN para longos percursos. O mercado industrial do gás natural era
relativamente pequeno até a II Guerra Mundial, quando então o gás natural tornou-se
extremamente disponível (NATGAS, 2013).
A Grã-Bretanha foi o primeiro país a levar o uso do GN na escala comercial o uso dele. Por
volta de 1785, o gás natural produzido a partir do carvão era usado para iluminar casas, além
da iluminação de ruas. (APGA, 2018).
2.1.6. Estados Unidos da América
Em 1816, o gás natural foi usado pela primeira vez para abastecer lâmpadas de rua em
Baltimore, Maryland. Pouco depois, em 1821, William Hart, considerado como o pai da
indústria de gás natural, perfurou um pequeno poço de gás natural perto do lago Erie, no
nordeste dos Estados Unidos. Depois transportou-o até casas próximas através de troncos
ocos. Na mesma região, bem antes do trabalho de William Hart, o gás natural de exsudação
foi descoberto e identificado na América em 1626, quando exploradores franceses
descobriram que os nativos americanos inflamavam gases saindo de dentro e ao redor do
Lago Erie. A indústria americana de gás natural teve seu começo nesta mesma região; em
1859, quando o coronel Edwin Drake (um maquinista ferroviário que adotou o título de
"Coronel" para impressionar as pessoas da cidade) perfurou o primeiro poço de
hidrocarboneto. Drake atingiu petróleo e gás natural a 69 pés abaixo da superfície da terra. A
maioria dos historiadores caracterizam esse trabalho de Drake como o início da indústria de
gás natural na América. Foi construída uma tubulação de duas polegadas de diâmetro, com 5
e ½ milhas do poço para a aldeia de Titusville, Pensilvânia. A construção deste oleoduto
provou que o gás natural poderia ser trazido de forma segura e relativamente fácil de sua
fonte subterrânea para uso prático.
O poço de Hart, o primeiro perfurado nos EUA exclusivamente para obter gás, era pequeno
por padrões modernos, com apenas 27 pés de profundidade. No entanto, foi pioneiro para a
indústria de gás natural do país. No mesmo ano, o primeiro gasoduto com fins comerciais
entrou em operação na cidade de Fredonia, fornecendo energia aos consumidores para
iluminação e preparação de alimentos. Hoje, o gás natural é a segunda maior fonte de energia
do país, depois do petróleo. Fundada por um grupo de empresários, a Fredonia Gas Light
Company abriu suas portas em 1858 (WYLIE, 2012).
2.1.7. Brasil
No Brasil, a instalação das primeiras lâmpadas de iluminação pública a gás iniciada em 1854
no Rio de Janeiro e 1873 em São Paulo, marcou o início da história deste energético gasoso
no país. O gás de iluminação era produzido a partir de carvão mineral, já o primeiro gás
canalizado no país era produzido a partir da hulha e nafta. A partir de 1936, o gás liquefeito
de petróleo (GLP) importado passou a ser usado para cocção.
A produção nacional de petróleo e gás no solo brasileiro teve início em 1949, no Recôncavo
Baiano. As empresas privadas daquela época recebiam autorização de exploração pelo
Conselho Nacional do Petróleo (CNP), mas devido ao anseio popular de que o Estado deveria
ter o controle d
da estatal Petrobrás em 1953. A partir daí a procura de jazidas de hidrocarbonetos se
intensificaram e o grande marco histórico da produção de gás nacional ocorreu com a
descoberta de gás na Bacia de Campos, sendo até hoje umas das maiores ofertas de gás no
território nacional (CECCHI et al, 2009).
3.Geologia e formação do gás natural
3.1.Definição e composição do gás natural
6 de Agosto 1997), o gás natural é
definido como a porção de petróleo que existe na fase gasosa ou em solução no óleo nas
condições originais de reservatório, e que permanece no estado gasoso em condições normais
de temperatura e pressão. Todos os gases (metano, nitrogênio, dióxido de carbono, etc.)
constituintes do gás natural são encontrados naturalmente na atmosfera. O gás natural é uma
mistura que compreende principalmente hidrocarbonetos. Os principais componentes metano,
etano e butano representam no mínimo cerca de 80% do total molar do gás natural
(THOMAS et al, 2001).
Fórmula Massa molar Densidade Ponto de ebulição
Metano CH4 16,04 g/mol 0.656 kg/m³ -161,5 °C
Etano C2H6 30.07 g/mol 1.36 kg/m³ -89 °C
Propano C3H8 44.1 g/mol 2.01 kg/m³ -42 °C
Butano C4H10 58.12 g/mol 2.48 kg/m³ -1 °C
Tabela1: Propriedades das principais componentes do gás natural (elaborada com dados do livro: Fundamentos de engenharia de petróleo, 2001).
3.2.Formação do gás natural
O gás natural é uma subcategoria de petróleo que ocorre naturalmente, é uma mistura
complexa de hidrocarbonetos, com uma pequena quantidade de compostos inorgânicos.
Geólogos e químicos concordam que o petróleo é originário de plantas e restos de animais
que se acumularam no fundo do mar / lago ao longo com os sedimentos ao longo do tempo e
que formaram rochas sedimentares. Os processos pelos quais o material orgânico é
convertido em petróleo não são totalmente compreendidos. Acredita-se que os fatores
contribuintes sejam a ação bacteriana; alta pressão durante a compactação, calor e destilação
natural em profundidade; possível adição de hidrogênio a partir de fontes profundas; presença
de catalisadores; e tempo (ALLISON, PALMER, 1980).
A origem e formação do gás natural são abordadas por várias teorias divergentes, mas a teoria
mais aceita é aquela que acredita que as formas naturais de gás surgiram a partir de restos de
microrganismos antigos, assim como matéria vegetal e animal que tenham sido submetidos a
condições de extremo calor e pressão ao longo do tempo. Com matéria orgânica enterrada por
quantidades crescentes de lodo e sedimentos ao longo do tempo, a pressão resultante das
forças subterrâneas comprimiu a matéria e ela foi submetida às altas temperaturas existentes
nas profundezas da terra. Compressão intensa e condições de alta temperatura causaram uma
transformação química resultando na formação de gás natural e outros combustíveis fósseis.
Outra forma de gás natural é gerada a partir de microrganismos, conhecida como
metanogênicos. Estes organismos microscópicos vivem em ambientes desprovidos de
oxigênio e decompõem quimicamente a matéria orgânica, criando metano como subproduto.
Ao contrário do gás natural, que é formado pela compressão da matéria orgânica sob intensa
pressão em grandes profundidades, o metano criado por metanogênicos é tipicamente
encontrado perto da superfície da Terra, onde os organismos vivem.
Uma vez que o gás natural é formado no interior da terra, sua baixa densidade faz com que
ele suba através do caminho de menor resistência, muitas vezes escapando da crosta terrestre
e dissipando para a atmosfera. Mas os depósitos de gás natural que são procurados para a
extração são formados quando uma rocha impermeável encapsula o gás natural no interior da
Terra, criando um reservatório e impedindo que o gás escape (MANUTENÇÃO E
SUPRIMENTO, 2018).
O tipo de hidrocarboneto gerado, óleo ou gás, é determinado pela constituição da matéria
original e pela intensidade do processo térmico atuante sobre ela. A matéria orgânica
proveniente do fitoplâncton, quando submetida a condições térmicas adequadas, pode gerar
hidrocarboneto líquido. O processo atuante sobre a matéria orgânica vegetal lenhosa poderá
ter como consequência a geração de hidrocarboneto gasoso. Considerando um ambiente
apropriado, após a incorporação da matéria orgânica ao sedimento, dá-se aumento de carga
sedimentar e de temperatura, começando, então a se delinear o processo que passa pelos
seguintes estágios evolutivos:
a) na faixa de temperatura mais baixas, até 65 °C, é determinante na atividade bacteriana
que provoca a reorganização celular e transforma a matéria orgânica em querogênio.
O produto gerado é o metano bioquímico ou biogênico. Este processo é denominado
de Diagênese;
b) Incremento de temperatura, até 165 °C, é determinante da quebra das moléculas de
querogênio e resulta na geração de hidrocarbonetos líquidos e gás Catagênese;
c) A continuação do processo, avançando até 210 °C, propicia a quebra das moléculas de
hidrocarbonetos líquidos e sua transformação em gás leve Metagênese;
d) Ultrapassando essa fase, a continuação do incremento de temperatura leva à
degradação do hidrocarboneto gerado, deixando como remanescente grafite, gás
carbônico e algum resíduo de gás metano Metamorfismo.
Figura3: Estágios da transformação termoquímica da matéria orgânica em hidrocarbonetos. (THOMAS, J., E., et al, 2001)
3.3.Reservatório de gás natural
Após ser formado, o gás natural acumula num reservatório no subsolo. O gás natural migra
da rocha mãe, onde foi formado, para uma rocha porosa onde é abrigado. Para que o gás
natural acumule, três coisas devem estar presentes: a rocha-mãe (materiais orgânicos
compactados) para a geração de gás natural; uma rocha porosa (reservatório) para abrigar o
gás gerado; e a rocha impermeável acima para prender o gás dentro do reservatório que é a
rocha porosa.
Durante a transformação da matéria orgânica pode resultar em um acúmulo de
hidrocarbonetos num reservatório com predominância de óleo e pouco gás ou o contrário. O
gás pode ser na forma de uma capa de gás na parte superior da zona de óleo ou pode ser
dissolvido no óleo. À medida que a profundidade aumenta, mais gás estará presente. A cerca
de 10.000 a 12.000 pés de profundidade, alguns dos reservatórios de petróleo mais prolíficos
do mundo contêm óleo leve de grau API (medida de densidade) entre 28 e 32. Eles também
coexistem com quantidades substanciais de gás, que, quando separado do óleo na superfície,
irá evoluir para 500 a 1.000 scf / stb (pés cúbicos padrão por barril óleo no tanque). Em
maiores profundidades, por exemplo, 17.000 pés e certamente para mais de 20.000 pés, os
reservatórios contêm quase exclusivamente gás natural. Assim, os reservatórios de gás
natural são classificados em categorias que seguem:
3.3.1.Reservatório de gás não associado
Estes são reservatórios que contêm quase totalmente gás natural nas condições do
reservatório. Eles geralmente são encontrados em maior profundidade. Se o fluido produzido
líquidos, ele é chamado de "reservatório de gás úmido". Deve-se enfatizar que, embora os
reservatórios de gás não associados sejam encontrados em profundidades maiores, a migração
para cima da rocha-mãe, em tempo geológico, pode resultar em reservatórios de gás pouco
profundos.
3.3.2.Reservatório de gás associado
Quase todos os reservatórios de petróleo, exceto aqueles classificados como extra pesados ou
de betume, produzem algum gás natural na superfície. O óleo produzido não é enviado em
um oleoduto comercial ou em um petroleiro com gás ainda na solução. O termo óleo do
tanque de estoque, que é usado tanto como medida para o desempenho do poço de petróleo
como no preço comercial do petróleo, significa que todo o gás associado foi removido do
líquido a uma pressão atmosférica. O gás liberado é conhecido como "gás associado".
A proporção de componentes de gás varia dependo da sua origem, seja de um campo de gás
natural ou de um gás liberado do óleo. A tabela2 ilustra tal diferença na composição.
Tabela2: Composição do gás natural (THOMAS, J., E., TRIGGIA, A., A., CARREIA, C., A., et al, 2001)
3.3.3.Reservatório de gás não convencional
O termo gás não convencional é amplamente utilizado, mas refere-se mais à configuração
geológica e ao tipo de rocha do que ao próprio gás, que é quase todo o metano. Quando o
termo foi cunhado, implicava que esses reservatórios apresentavam desafios operacionais ou
econômicos, ou ambos, que não seriam normalmente encontrados em reservatórios
convencionais.
Historicamente, os depósitos de gás natural convencional têm sido os depósitos mais práticos
e fáceis de produzir. No entanto, à medida que a tecnologia e o conhecimento geológico
avançam, os depósitos não convencionais de gás natural aumentam o seu percentual de
participação na oferta. O que foi considerado ontem não convencional pode ser convencional
amanhã, graças a algum novo processo ou avanço tecnológico. No sentido mais amplo, o gás
natural não convencional é mais difícil ou menos econômico de extrair, geralmente porque a
tecnologia necessária para a sua produção não está ainda desenvolvida ou pode ser cara.
Figura4: Diferentes tipos de reservatórios de gás natural (EIA, 2017)
A categoria de depósitos não convencionais de gás compreende os depósitos profundos,
depósitos de baixa permeabilidade (tight natural gas), gás natural de xisto (shale gas), metano
de carvão (coalbed methane), gás de zonas geopressurizadas, hidrato de metano e gás
dissolvido na água.
3.3.3.1.Gás natural de depósito profundo
Um depósito profundo de gás natural (Deep Natural Gas) é aquele que existe em
profundidade muito maior, além das profundidades de perfuração "convencionais". Este gás
situa-se tipicamente na profundidade de 15.000 pés ou mais, um pouco mais profundo do que
os depósitos de gás convencionais, que ficam geralmente a apenas alguns milhares de metros
de profundidade, no máximo. Nos últimos anos, o depósito profundo de gás, tornou-se mais
convencional. As técnicas de exploração, perfuração e produção em reservatórios profundos
evoluíram muito, tornando economicamente viável a explotação de gás natural em tais
reservatórios. No entanto, a produção de gás natural de reservatórios profundos ainda é mais
cara do que o gás natural convencional e, portanto, as condições econômicas devem ser
favoráveis para que se decida produzir o gás de um reservatório profundo.
3.3.3.2.Depósito de baixa permeabilidade (Tight Natural Gas)
confinado em uma formação subterrânea específica. O gás fica preso em rocha dura com
baixíssima permeabilidade, ou em uma formação de arenito ou calcário que é impermeável e
não porosa (tight sand). Em um depósito de gás natural convencional, uma vez perfurado, o
-se de muito mais esforço na extração. Existem várias técnicas que permitem
extrair gás natural, o fraturamento e a acidificação são algumas delas. No entanto, essas
técnicas também são muito caras. Como para todo depósito não convencional de gás natural,
é preciso condições econômicas favoráveis para que empresas extraiam o tight natural gas.
O tight gas mais comum formado em arenitos ou carbonatos, refere-se a formações de baixa
permeabilidade com permeabilidades inferiores a 1 md e muitas vezes tão baixas quanto
0,001 md. Em tais reservatórios pouco permeáveis, essencialmente não é possível que grande
parte do gás flua naturalmente. O fraturamento hidráulico, uma técnica muito praticada na
indústria do petróleo, foi amplamente expandida nas décadas de 1970 e 1980 e visou esses
reservatórios. Nos Estados Unidos e no Canadá, o tight gas já é uma parte considerável na
produção nacional.
3.3.3.3. Gás natural de xisto (Shale Gas)
O gás natural também pode existir nos depósitos de xisto formados a partir da lama
acumulada em águas rasas há cerca de 350 milhões de anos. Em alguns locais do mundo essa
lama depositada era rica em matéria orgânica, o que possibilitou a formação de gás natural
incorporado na rocha. O xisto é uma rocha sedimentar muito fina, que é facilmente friável e
se encontra em camadas finas e paralelas, é uma rocha muito macia, mas não se desintegra
quando fica molhada. Devido a algumas das propriedades desses folhelhos, a extração de gás
natural a partir de formações de xisto é mais difícil e talvez mais cara que a do gás natural
convencional. O xisto pode ter até 12% de porosidade, no entanto, os valores da
permeabilidade são geralmente menores que 1 md. É por isso que se precisa promover a
fratura da rocha para possibilitar a produção do gás nela contido (CECCHI, 2010).
3.3.3.4. Metano de carvão (Coalbed Methane)
O carvão, outro combustível fóssil, é formado no subsolo sob condições geológicas
semelhantes às do gás natural e do petróleo. Estes depósitos de carvão são comumente
encontrados em camadas e são extraídos cavando até as camadas para remover o carvão.
Muitas camadas de carvão também contêm gás natural, seja dentro da própria camada ou da
rocha circundante. Este metano de carvão fica preso no subsolo e geralmente não é liberado
na atmosfera até que as atividades de mineração de carvão facilite a sua liberação. Em geral,
o metano de carvão tem sido considerado uma ameaça para a segurança na indústria de
mineração de carvão pois quando se extrai carvão na mina, o metano do carvão é liberado e
invade a área da mina. Tal situação não é desejável pois uma concentração muito alta de
metano num lugar confinado é um perigo para os mineradores de carvão. É por isso que
antigamente o metano que se acumulava em uma mina de carvão era intencionalmente
liberado na atmosfera. Hoje, no entanto, o metano de carvão tornou-se uma forma popular
não convencional de gás natural. Esse metano pode ser extraído e injetado em gasodutos para
aproveitamento como matéria-prima industrial ou usado como combustível. Os poços
perfurados nesses depósitos são fraturados hidraulicamente para permitir a produção de
metano (CECCHI, 2010).
3.3.3.5.Gás de zonas geopressurizadas
As zonas geopressurizadas são formações subterrâneas naturais que estão sob pressão
anormalmente alta em relação a sua profundidade. Essas áreas são formadas por camadas de
argila que são depositadas e compactadas muito rapidamente em cima de materiais
absorventes mais porosos, como areia ou silte. Água e gás natural que estão presentes nesta
argila são espremidos pela rápida compressão da argila, e entram na areia mais porosa ou
depósitos de silte. O gás natural, devido à compressão da argila, é depositado nesta areia ou
silte sob alta pressão. Além de apresentar essas propriedades, as zonas geopressurizadas são
normalmente localizadas a grandes profundidades, geralmente entre 10.000 e 25.000 pés
abaixo da superfície da Terra. A combinação de todos esses fatores torna a extração de gás
natural em zonas geopressurizadas bastante complicada (NATGAS, 2013).
3.3.3.6. Hidrato de metano
O hidrato de metano é uma possível fonte não convencional de gás natural formado por
estrutura cristalina de água congelada que, em escala molecular, forma uma espécie de
"gaiola" ao redor do metano. Os hidratos têm aparência de neve em derretimento e foram
descobertos na região de permafrost, no Ártico. Sua formação é favorecida em temperaturas
relativamente baixa e pressões relativamente altas. Eles são fontes de gás, visto que a
dissociação de um metro cubo de hidrato resulta em 164 m³ de metano em condições normais
de temperatura e pressão. Segundo a US Geological Survey, o hidrato de gás é estimado
conter mais carbono orgânico que a soma de todas as reservas mundiais de petróleo, carvão e
gás natural, porém, o hidrato de gás é ainda uma fonte de gás cuja exploração está em estudo
para que se viabilize a produção do seu gás; há ainda indagações sobre o impacto da
exploração do metano do hidrato sobre o ciclo natural do carbono no meio ambiente
(NATGAS, 2013).
3.3.3.7. Gás metano no lago Kivu: gás dissolvido na água
Considerando a definição dada para o conceito de reservatório não convencional de gás, pode
se classificar o gás metano explorado no lago Kivu como não convencional.
O lago Kivu é um dos lagos da região de grandes lagos na zona africana de rift valley no
centro leste do continente. Este lago que se encontra numa zona vulcânica na fronteira entre a
República democrática do Congo e o Rwanda, se situa a 1463 m acima de nível do mar e tem
uma superfície de água de 2370 km² com profundidade máxima de 485 m. A coluna de água
do lago é caraterizada por um aumento de temperatura, salinidade e de concentração de gás
com a profundidade. A zona de água oxigenada e que sofre mistura vai da superfície até a
profundidade máxima de 63 m. Abaixo dessa zona oxigenada, as diferentes camadas são
homogêneas e estáveis. O lago é então permanentemente estratificado, o que favorece o
confinamento do gás nas suas camadas profundas. Segundo a organização de monitoramento
do lago, Lake Kivu monitoring programme, este lago contém mais metano do que qualquer
outro. Apesar da grande quantidade de metano contido nele, é o lago que emite menos
metano para atmosfera devido a estratificação da parte profunda do seu corpo de água e da
presença de microrganismo que degrada o gás que consegue escapar da barreira da água,
antes que atinja a atmosfera. (ULG, 2015).
Figura5: A região africana de grandes lagos (université de Liège, 2016)
A quantidade de gás dissolvido na água do lago é estimado a 60 km³ de metano e 300 km³ de
CO2. (PASCHE et al, 2011). Através de fendas rochosas, as camadas profundas da água
recebem gases e minerais, incluindo o dióxido de carbono e o hidrogênio, provenientes de
locais subterrâneos de atividades vulcânicas. Estima-se que dois terços do metano acumulado
na água é produzido por ação microbiana que causam uma reação de redução do dióxido de
carbono por hidrogênio, ambos de origem mineral, para formar o metano. E o outro um terço
é o biometano gerado por microrganismos a partir da matéria orgânica que se acumula
continuamente no fundo do lago. Assim, o lago Kivu pode ser considerado como um
biodigestor natural. Estima-se que a quantidade de metano no lago aumentou até 15% nos
últimos 30 anos (PASCHE et al, 2011). O contínuo acúmulo de gás no fundo do lago
apresenta um perigo para pessoas e animais que vivem nas proximidades do lago, pois
quando a saturação de gás na água será atingida, há risco de acontecer uma explosão por
excesso de pressão e o fato do lago estar situado numa zona com atividade vulcânica e
sísmica piora ainda a situação pois podem perturbar o atual equilíbrio e provocar um brusco
estouro de grande quantidade gás. Em Camarões, tal tragédia já aconteceu em dois outros
lagos saturados de dióxido de carbono: em 1984, 37 pessoas morreram asfixiadas após o
estouro de dióxido de carbono do lago Monoun. Em 1986, no outro lago vizinho, Nyos,
houve estouro de mais de 80 milhões de m³ de CO2 que acabou matando por asfixia 1700
pessoas e 3500 animais de rebanho. A exploração do metano do lago Kivu é então
considerada como uma atividade de importância econômica e uma medida de segurança pois
a produção de gás permite aliviar o contínuo acúmulo de pressão (COUNTOURGLOBAL,
2017).
Figura6: Fornecimento do material vulcânico (CO2 e H2) usado por microrganismos para sintetizar parte do metano no lago Kivu (imagem adaptada tirada do vídeo do projeto KivuWatt-Rwanda). A empresa americana ContourGlobal com seu projeto Kivuwatt desenvolveu a tecnologia
que permitiu, a partir de dezembro 2015, explorar o metano do lago Kivu para a produção
elétrica no Rwanda. O mecanismo de produção consiste em coletar água pressurizado e
concentrada em metano numa profundidade de aproximadamente 300 m. A despressurização
da água de 35 bars para 2 bars num separador na plataforma, libera o gás que é purificado,
tirando o CO2 e outras impurezas, para depois ser enviado para uma planta termoelétrica que
produz eletricidade. A água descartada não é reposta na superfície do lago mas é reinjetada
numa certa profundidade (COUNTOURGLOBAL, 2017).
Figura7: Planta de extração de gás metano concentrado nas aguas das camadas profundas do lago Kivu (ULG, 2016).
4. Cadeia de valor do gás natural
A cadeia de valor de gás natural compreende as atividades que visam acrescentar o valor ao
gás, inicialmente contido no reservatório, para que chegue ao consumidor pronto para ser
usado. Essas atividades são agrupadas em três categorias: o upstream, midstream e
downstream, dependendo das atividades relativas à exploração, produção e processamento
para o primeiro caso, transporte e estocagem para o segundo e para o terceiro, as atividades
ligadas à distribuição e venda ao consumidor final.
Figura8: Cadeia de valor do gás natural (FGV, 2014)
4.1.Exploração, produção e processamento de gás natural
A exploração de gás natural começa com a localização das suas jazidas. A prática de
localização de depósitos de gás natural e petróleo evoluiu muito nos últimos 20 anos com o
advento de uma tecnologia engenhosa e extremamente avançada. Nos primórdios da
indústria, a única maneira de localizar depósitos subterrâneos de hidrocarbonetos era procurar
evidências superficiais dessas formações subterrâneas. Aqueles que procuravam gás natural
vasculhavam na superfície da terra para encontrar locais em que o gás emanava naturalmente
do subsolo através de fendas que chegam à superfície; esse fato servia como pista de que
jazidas de hidrocarbonetos estavam no subsolo. Tal processo de exploração era ineficiente
por que apenas uma pequena quantidade de jazidas poderia se manifestar pelas emanações na
superfície. Com o enorme aumento na demanda por energia fóssil no passar dos anos, houve
a necessidade de descobrir novos métodos mais eficientes na localização de jazidas. Hoje em
dia, a geologia e a geofísica auxilia muito nessa busca, para localizar o gás natural, são
usados mapeamentos geológicos, pesquisas e fotografias aéreas. As tecnologias recentes
estão ajudando a encontrar o gás natural com mais precisão.
4.1.1. Tecnologias usadas na prospecção
a) Imagem de satélite:
Auxilia na identificação de estruturas e padrões de superfície na busca por provável
depósitos de hidrocarboneto;
b) Magnetometria:
Auxilia na medição do campo magnético da rocha base para determinar quanto
sedimento está acima dela, isso é possível através do uso de magnetômetros, que são
dispositivos que podem medir as pequenas diferenças no campo magnético da Terra;
c) Gravimetria:
Auxilia na determinação da espessura da camada de rocha sedimentar ou da bacia e
também na identificação da topografia da rocha base. Diferentes formações
subterrâneas e tipos de rochas têm um efeito ligeiramente diferente no campo
gravitacional que envolve a Terra, medindo essas diferenças mínimas com
equipamentos muito sensíveis. Os geofísicos são capazes de analisar formações
subterrâneas e desenvolver uma visão mais clara sobre os tipos de formações abaixo
do solo, e se as formações têm ou não o potencial de conter hidrocarbonetos como o
gás natural;
d) Sismologia:
É baseada na reflexão da onda sonora e medição de tempo de viagem da onda para
várias unidades rochosas que refletem a energia acústica. O conceito básico de
sismologia é bastante simples. Como a Terra é composta de diferentes camadas, cada
uma com suas propriedades, a energia viajando no subsolo, na forma de ondas
sísmicas, interage de forma diferente com cada uma dessas camadas. Embora o
sismógrafo tenha sido originalmente desenvolvido para medir terremotos, descobriu-
se que o mesmo tipo de vibrações e ondas sísmicas poderia ser produzido
artificialmente e usado para mapear formações geológicas subterrâneas. Essas ondas
sísmicas emitidas por uma fonte viajam pela Terra mas também sâo refletidas de volta
à fonte pelas diferentes camadas subterrâneas.Em tais testes, caminhões sísmicos ou
ferramentas sofisticadas são usados para o escaneamento tridimensional do subsolo. É
então liberada uma série cargas acústicas nas proximidades da superfície da Terra
para gerar ondas sísmicas enviadas a milhares de metros abaixo do solo em formações
rochosas. Medindo os tempos de viagem dessas ondas através da Terra em receptores
acústicos conhecidos como geofones e hidrofones, dependendo de se a sismologia é
onshore (e) ou offshore (f), os geofísicos podem constituir uma imagem da estrutura
do subsolo e identificar potenciais depósitos de gás. Entretanto, para verificar se a
formação rochosa realmente contém quantidades economicamente recuperáveis de
gás natural ou outros hidrocarbonetos, a perfuração de poços exploratórios é
necessária.
e) Sismologia Onshore:
Quando a prospecção está sendo feita na Terra (onshore), equipamentos específicos
são usados para fazer a simologia. Na prática, o uso da sismologia para explorar áreas
onshore envolve a criação artificial de ondas sísmicas, cujo reflexo é então captado
dados coletados por esses geofones são então transmitidos para um caminhão de
gravação sísmica, que registra os dados para posterior interpretação por geofísicos e
engenheiros de reservatórios de petróleo. No início do uso da sísmica na prospecção,
as ondas sísmicas eram criadas usando dinamite. Essas explosões cuidadosamente
planejadas criam as ondas sísmicas que viajam na subsuperfície, e as partes refletidas
são então captadas pelos geofones, gerando dados para análise. Recentemente, devido
a preocupações ambientais e tecnologia aprimorada, muitas vezes não é mais
necessário usar cargas explosivas para gerar as ondas sísmicas. Em vez disso, a
maioria das equipes sísmicas usa tecnologia sísmica não explosiva. Essa prática
geralmente consiste em um grande veículo de rodas pesadas ou de esteira que
transporta equipamentos especiais projetados para criar um grande impacto ou uma
série de vibrações. Esses impactos ou vibrações criam ondas sísmicas semelhantes às
criadas pela dinamite.
f) Sismologia Offshore:
No caso de prospecção em um corpo de água (offshore), como no mar, o mesmo tipo
de processo mas com equipamentos adaptados a este tipo de ambiente. Ao explorar o
gás natural que pode existir a milhares de metros abaixo do fundo do leito do mar, que
pode por sua vez estar a milhares de metros abaixo do nível do mar, um método
ligeiramente diferente de exploração sísmica é usado. Em vez de caminhões e
geofones, um navio é usado para recolher os dados sísmicos e os hidrofones são
usados para captar ondas sísmica. Esses hidrofones são rebocados atrás do navio em
várias configurações, dependendo das necessidades do geofísico. Em vez de usar
dinamite ou impactos no leito do mar, usa-se canhões de ar que liberam ar
comprimido sob a água, criando ondas sísmicas que podem viajar pela crosta terrestre
e gerar as reflexões sísmicas que serão captadas por hidrofones.
g) Poços exploratórios:
A melhor maneira de obter uma compreensão completa da geologia do subsolo e do
potencial de depósitos de gás natural existentes em uma determinada área é perfurar
um poço exploratório. Isso consiste em escavar a crosta terrestre para permitir que os
geólogos estudem a composição das camadas de rochas subterrâneas em detalhes.
Além de procurar por depósitos de petróleo e gás natural perfurando um poço
exploratório, os geólogos também examinam os cascalhos e os fluidos emanantes para
obter uma melhor compreensão das características geológicas da área. Perfurar um
poço exploratório é caro e demorado. Por isso, os poços exploratórios são apenas
perfurados em áreas onde outros dados indicaram uma alta probabilidade de se
encontrar acumulo de hidrocarbonetos.
h) Outros tipos de testes complementares:
São registrados outros tipos informações através de outros testes (logging) durantes
ou após o processo de perfuração para permitir que geólogos e operadores de
perfuração monitorem o progresso da perfuração do poço e obtenham uma imagem
mais clara das formações subsuperficiais. Existem muitos tipos diferentes de registro,
de fato; mais de 100 tipos diferentes de logging que podem ser realizados entre eles
podemos citar o teste padrão(standard), elétrico, acústico, direcional, nuclear, teste de
radioatividade, densidade, indução, paquímetro, etc. Mas essencialmente eles
consistem em uma variedade de testes que revelam a verdadeira composição e
características das diferentes camadas de rocha pelas quais o poço passa. O logging
também é essencial durante o processo de perfuração. Os registros de monitoramento
podem garantir que o equipamento de perfuração correto seja usado e que a
perfuração não seja prosseguida se condições desfavoráveis são observadas.
i) Interpretação de dados:
Existem muitas fontes de dados e informações para o geólogo e o geofísico usarem na
exploração de hidrocarbonetos. No entanto, somente esses dados brutos seriam inúteis
sem uma interpretação cuidadosa e metódica. Assim como montagem de um quebra-
cabeça, os geofísicos usam todos os tipos de dados disponíveis para criar um modelo
ou dar uma inferência sobre a estrutura das camadas de rocha no subsolo. O uso da
tecnologia computacional facilitou muito esse trabalho de interpretação, fala-se então
de uma exploração assistido por computadores que é abreviado em inglês CAEX
(Computer assisted exploration). Algumas técnicas, incluindo a exploração sísmica,
levam à construção manual ou computadorizada de uma imagem para interpretação
das formações subterrâneas. Outras fontes de dados, como as obtidas a partir de
testemunhos ou por meio de logging, são levadas em conta pelo geólogo ao
determinar as estruturas geológicas do subsolo.
A interpretação de sísmica 2D consiste em elaborar uma imagem bidimensional a
partir de dados sísmicos coletados e com isso, caracterizações como espessura de
camadas rochosas, presença de hidrocarbonetos podem ser reveladas. A interpretação
da sísmica 3D, uma técnica mais avançada do que a anterior, passa pela elaboração de
uma imagem em três dimensões baseada nos dados sísmicos, permitindo uma ideia
mais clara do que está no subsolo. Esta tecnologia tem sido importante em elevar a
taxa de sucesso nas operações de exploração. De fato, estima-se que o uso de sísmica
3D aumenta a probabilidade de sucesso da localização do reservatório em 50%.
Apesar da sísmica 3D ser mais precisa do que a sísmica 2D, ela é mais cara, mais
trabalhosa e demorada. Por isso, a modelagem geralmente é realizada com a sísmica
2D para examinar se existe uma probabilidade da presença de gás natural. Depois
disso, pode-se recorrer à imagem sísmica 3D, aplicada somente nas áreas com alta
probabilidade de ter depósito de gás natural. A sísmica 4D, é a versão evoluída ou
extensão da sísmica 3D na qual foi acrescentada uma quarta dimensão, o tempo. Com
a sísmica 4D em vez de obter apenas uma imagem simples e estática do subsolo como
no caso da sísmica 3D, é acrescentado um dinamismo com a combinação de
permite que mudanças nas estruturas e
propriedades das formações subterrâneas sejam observadas ao longo do tempo. Como
a quarta dimensão na geração de imagens em 4D é o tempo, ela também é chamada
4D podem auxiliar na
avaliação das propriedades de um reservatório, incluindo como se espera que ele seja
depletado com a produção de hidrocarbonetos. A utilização de imagens 4D em um
reservatório pode elevar as taxas de recuperação acima do que pode ser obtido usando
a sísmica 2D ou 3D. Onde as taxas de recuperação vão de 25 a 30 por cento e de 40 a
50 %, respectivamente. Enquanto que para sísmica 4D, pode-se alcançar valores de 65
a 70 %, garantindo assim grandes retornos sobre os investimentos feitos.
4.1.2. Desenvolvimento e Produção
A etapa de produção ocorre após a finalização do trabalho de prospecção que confirma a
presença de depósito de gás. Para decidir sobre a perfuração de um poço, vários fatores são
considerados, incluindo o potencial econômico do reservatório. Custa muito dinheiro para as
empresas de exploração e produção procurarem e perfurarem poço de gás natural, e há
sempre o risco inerente de que o mesmo não seja encontrado. A localização exata do local da
perfuração depende de muitos fatores, incluindo a natureza da formação a ser perfurada, as
características da geologia do subsolo e a profundidade e tamanho do reservatório alvo.
Depois que a equipe geofísica identifica a localização ideal para um poço, é necessário que a
empresa de perfuração garanta que ela conclua todas as etapas necessárias para que possa
perfurar legalmente a área. Isso geralmente envolve a obtenção de licença para as operações
de perfuração, o estabelecimento de um arranjo legal para permitir que a empresa de gás
natural extraia e venda os recursos em uma determinada área e o estabelecimento de linhas de
coleta que conectem o poço ao gasoduto.
Se o novo poço, uma vez perfurado, de fato entrar em contato com os depósitos de gás
natural, ele é desenvolvido para permitir a extração, sendo denominado poço de
"desenvolvimento" ou de "produção". Neste ponto, com o poço perfurado e os
hidrocarbonetos presentes, o poço pode ser completado. No entanto, se a equipe de
exploração estava incorreta em sua estimativa da existência de uma quantidade
economicamente viável, o poço é denominado "poço seco" e a produção não prossegue.
Perfurações onshore e offshore apresentam ambientes de perfuração únicos, exigindo técnicas
e equipamentos especiais. Tanto para perfurar um poço quanto para produzir, é necessário a
instalação de uma plataforma (sonda) de perfuração ou de produção, cujo o tipo depende do
ambiente que pode ser onshore, offshore, de água rasa ou de água profunda. Para exploração
onshore uma sonda fixa é usada, já que para exploração offshore, pode-se usar outros tipos
além da fixa. Um navio sonda, uma plataforma semi-submersível, plataforma auto-elevavél,
spar Buoy, FPSO (floating production storage and offloading) ou navio plataforma (usada
apenas para produção e estocagem), TLP (tension leg platform) ou plataforma de pernas
atirantadas (usada mais para produção do que para perfuração), podem ser utilizados.
O gás natural, como existe no subsolo, não é exatamente o mesmo que o gás natural que
passa pelos gasodutos até chegar aos consumidores. O gás natural, como o usamos, é quase
inteiramente metano diferentemente de como se encontra naturalmente na jazida onde é
associado a uma variedade de outros compostos e gases, bem como óleo e água e outros
compostos, que devem ser removidos. O gás natural transportado através de gasodutos deve
atender às especificações de pureza estabelecidas. A maioria do processamento de gás
natural ocorre próximo ao poço.
4.2. Transporte de gás natural
Depois de passar nas UPGN (Unidade de processamento de gás natural), o gás natural atinge
a especificação requerida e é transportado até os consumidores. O transporte de gás natural é
feito de várias formas, pode ser transportado na forma liquefeita em navio criogênica para
transporte marítimo muito longo. Recipientes especiais são também usados para o transporte
de gás comprimidos mas para um fornecimento contínuo numa região específica, a forma
tradicional de transporte é por meio de gasodutos. Um sistema de gasoduto de transporte de
gás natural compreende os seguintes componentes:
a) Dutos de transmissão:
São tubos fortes feitos de aço carbono em geral e especificados segundo padrões
estabelecidos em um dado país. No Brasil, as condições mínimas exigíveis em projetos
de sistemas de transmissão e distribuição de gás combustível são fixadas pela norma
ABNT NBR12.717. O gasoduto principal, como o GASBOL, tem diâmetro que varia
de 16 a 32 polegadas (Petrobrás, 2018). Enquanto que os gasodutos secundários
(laterais) podem ter diâmetro que varia entre 6 a 16 polegadas. O tubo é coberto com
um revestimento específico para evitar corrosão uma vez colocado no chão. O objetivo
do revestimento é proteger o tubo da umidade, que causa corrosão e ferrugem. Existem
várias técnicas de revestimento diferentes. Antes, os dutos eram revestidos com um
esmalte de alcatrão de carvão. Hoje em dia, os tubos costumam ser protegidos com
uma camada de epróxi fundido (fusion bonde proxy), o que dá ao tubo uma cor azul
clara perceptível. Além disso, a proteção catódica é frequentemente usada; que é uma
técnica que consiste em aplicar uma corrente elétrica através do tubo para evitar
corrosão e ferrugem.
b) Estações de compressão:
O gás natural que passa por gasoduto precisa ser pressurizado ao longo do caminho
para garantir o seu transporte na vazão adequada. Para isso, são colocadas estações de
compressão, geralmente colocadas em intervalos de 60 a 160 Km ao longo do duto. O
gás natural entra na estação de compressão, onde é comprimido por um compressor a
turbina ou a motor que muitas vezes usa uma pequena proporção do próprio gás
natural transportado como seu combustível. Além de comprimir o gás natural para
garantir em gasodutos pressões que vão de 200 a 1500 psi (libra por polegada
quadrada) e comprimido assim o gás até 600 vezes, as estações de compressão
também costumam conter algum tipo de separador de líquido. Esses separadores são
parecido com aqueles utilizados para desidratar o gás natural durante o seu
processamento. Embora o gás natural transportado por gasoduto seja considerado
como um gás seco (sem líquido), não é incomum que uma certa quantidade de água e
hidrocarbonetos se condense na corrente de gás durante o transporte. Os separadores
de líquido nas estações de compressão garantem que o gás natural na tubulação seja o
mais puro possível e geralmente o gás é filtrado antes de ser comprimido.
c) Estações de medição:
São colocadas ao longo do gasoduto para monitorar o fluxo de gás. Estas estações de
medição que funcionam como posto de controle, possuem equipamentos para
monitorar o volume e a velocidade do gás.
d) Válvulas de segurança:
São válvulas de bloqueio colocadas no intervalo de 5 a 20 milhas (8 a 32 km) e são
usadas em caso de necessidade de bloqueio do fluxo para um caso de vazamento ou
para permitir a manutenção em um trecho, por exemplo.
e) Estações de controle:
Como uma empresa de transporte de gás natural tem clientes em ambas as
extremidades do gasoduto, isto é, fornecedor a montante e consumidores a jusante, é
importante sempre estar monitorando a quantidade de gás entregue e recebida por
ambos os lados além de exercer o controle sobre todo o sistema de gasoduto. Para
realizar esta tarefa, são instalados centros (estações) que coletam, processam e
gerenciam os dados recebidos das estações de medição e de compressão ao longo do
gasoduto. Um sistema computadorizado de controle e aquisição de dados, em inglês
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) é usado para permitir a
visualização na tela de todos os parâmetros do gasoduto, que abrangem pressão, vazão,
temperatura, alarmes e composição do gás natural. Esse sistema funciona em tempo
real, permitindo que os engenheiros saibam o que está acontecendo em todos os
momentos. Assim podem realizar rápidas intervenções em casos de falhas no
equipamento, vazamentos ou qualquer outro tipo de problema. Alguns sistemas
SCADA permitem operar remotamente equipamentos ao longo do gasoduto e estações
de compressão fazendo com que engenheiros no centro de controle façam ajustes no
fluxo de gás de forma fácil e rápida.
f) City gates:
Um city gate ou ainda ponto de entrega é local onde o gás é passado da linha de
gasoduto de transporte a alta pressão para as linhas de gasodutos de distribuição a
baixa pressão. O city gate é um conjunto de equipamento faz filtração, medição,
aquecimento e principalmente redução de pressão do gás para alimentar o sistemas de
gasodutos de distribuição operados por concessionários que entregam o gás aos
consumidores finais.
4.3.Estocagem de gás natural
Nem todo o gás produzido ou que chega num dado mercado de consumo, é efetivamente
consumido. Há uma quantidade que sobra e que deve ser guardada para ser consumido depois
e, para isso, usa-se instalações de armazenamento. Essas instalações de armazenamento são
vantajosos quando localizadas perto de locais de consumo, sobretudo aqueles que não
possuem um suprimento de gás local, ou têm produção muito abaixo da demanda. O gás
natural armazenado também serve como providência no caso de acidentes, desastres naturais
ou outras ocorrências imprevisíveis que possam afetar a produção ou a entrega de gás natural.
A sazonalidade da demanda por gás natural é outro motivo pelo qual se deve dispor de
instalações para o seu armazenamento. De fato, o gás natural tem sido um combustível
sazonal em muitos países grandes consumidores onde a demanda é geralmente maior durante
o inverno devido a maior necessidade de aquecimento em ambientes residenciais e
comerciais. Assim, nesses países, o gás natural armazenado desempenha um papel vital para
garantir que qualquer excesso de oferta entregue durante os meses de verão esteja disponível
para atender à demanda crescente dos meses de inverno, porém, com a recente tendência de
geração elétrica a partir do gás natural, a demanda por gás natural durante os meses de verão
está aumentando também devido à maior demanda por energia elétrica para alimentar
aparelhos de condicionamento de ar. Os agentes do setor da indústria de gás recorre também
à estocagem de gás natural para garantir maior ganho ao estocar o gás nos períodos de preços
baixos e colocar o gás no mercado quando os preços estão altos.
O gás natural pode ser armazenado por um período infinito de tempo em locais de
armazenamento que podem ser artificiais ou naturais. Os reservatórios naturais de
armazenamento de gás apresentam a vantagem de ter uma grande capacidade em termo de
volume de armazenamento. Os locais de armazenamento naturais consistem em reservatórios
subterrâneos que pode um um antigo reservatório de gás já depletado, um aquífero ou uma
caverna de sal.
4.3.1.Reservatório depletado
O uso de reservatórios de gás ou de óleo que já chegaram ao fim da sua produção recuperável
é a forma de armazenamento subterrâneo mais comum. O primeiro armazenamento
subterrâneo bem sucedido de gás natural ocorreu em 1915 em Weland County, Ontario, no
Canada e desde então a prática se popularizou. A vantagem que apresenta este modo de
estocagem é que as características geológicas de tais reservatórios já são conhecidas
reduzindo assim as incertezas e o fato do reservatório depletado conter um certo volume de
gás irrecuperável diminui as perdas no volume de gás que será armazenado, além disso, há
aproveitamento das instalações de produção e distribuição que eram usadas quando o
reservatório produzia. Isso faz com que o custo de conversão de um reservatório depletado
em local de estocagem de gás, seja mais baixo que para os dois outros tipos que serão
abordados adiante. Os reservatórios depletados, em média, são os mais baratos e fáceis de
desenvolver, operar e manter. Reservatórios depletados mais propicios para ser convertido
em armazém de gás natural são aqueles apresentam uma alta porosidade e permeabilidade e
são situados nas proximidades das infraestruturas de transporte de gás, que pode ser um
gasoduto.
4.3.2. Aquífero
Aquíferos são também usados como locais de armazenamento de gás natural. Esses
reservatórios porosos e permeáveis que contêm naturalmente água, no entanto, em certas
situações, podem ser recondicionadas e usados como instalações de armazenamento de gás
natural. Apesar de apresentarem menos vantagens que os dois outros tipos por serem mais
caros de desenvolver, os aquíferos são uma opção de armazenamento de gás natural para
regiões com grande demanda e que não possui outra forma mais econômica de estocagem. O
que torna caro o uso que um aquífero como armazém de gás é que primeiro precisa-se
investir na prospecção para localizar um aquífero e deve-se em seguida investir no
desenvolvimento do mesmo aquífero instalando equipamentos necessários, além de poços,
para que seja possível estocar e tirar gás. Outra desvantagem do uso de aquífero é que há
muita perda no volume de gás injetado pois, ao contrário de um reservatório de gás depletado
que já contém o seu próprio gás irrecuperável ajudando a fornecer pressão que possibilita a
retirada do gás armazenado, um aquífero não contem gás que providencie uma tal pressão e
por isso na primeira estocagem de gás, grande parte do gás injetado não é mais retirada. Neste
caso, até 80% de gás acaba ficando no aquífero para servir como gás de amortecimento que
tem função de fornecer pressão para facilitar a retirada do gás que será injetado futuramente.
Mesmo que seja possível retirar parte deste gás de amortecimento antes de parar as atividades
de estocagem, opta-se pelo seu abandono pois há risco de colapso da formação do aquífero.
Este fato faz com que o investimento na conversão de um aquífero em armazém de gás seja
feita preferencialmente quando o preço do gás é mais baixo para minimizar as perda pelo
abandono de tal quantidade de gás injetado. Outra desvantagem é que o gás retirado deste
tipo de armazém requer tratamento para separar água que se incorporou ao gás durante o
armazenamento pois o aquífero contém água. Além disso, questões ambientais podem
restringir o uso de aquíferos como armazém de gás natural em alguns lugares.
4.3.3.Caverna salina
Outra opção de armazenar o gás natural é com uso de caverna de sal. Após a localização de
uma formação subterrânea de sal, faz-se poços até a formação por onde água será circulada
para dissolver parte do sal por lixiviação e assim formar um espaço vazio na formação
podendo conter o gás natural. A estocagem de gás natural numa caverna salina tem a
vantagem de ter grande capacidade de entrega de gás no momento da sua retirada e não
ocasiona muita perda de gás como no caso de um aquífero, apenas cerca de 33% do volume
de gás injetado fica como gás de amortecimento contra 88% no caso de um aquífero. As
limitação deste modo de armazenamento é relativa à sua baixa capacidade de armazenamento
em relação aos dois primeiros; a maioria das formações salinas não tem espessura muito
grande limitando assim o volume da caverna que se pode criar. Uma caverna salina pode ter
um volume cem vezes menor que o de um reservatório de gás depletado.
4.4. Medidas de segurança e distribuição de gás natural
Após ser produzido, processado e transportado, o gás natural é finalmente entregue aos
consumidores finais. Alguns grandes clientes industriais, comerciais e de geração elétrica
recebem o seu gás natural diretamente do gasoduto principal de transporte enquanto que os
consumidores de menor porte recebem o gás por intermédio de concessionárias locais,
conhecidas também como as empresas de distribuição de gás. Essas empresas de distribuição
levam o gás para seus clientes por meio de um sistema de gasodutos de baixa pressão que
recebe o gás das linhas de gasodutos de alta pressão a partir dos city gates. Um sistema de
gasoduto de distribuição dispõe também de bombas de baixa pressão para manter o gás na
pressão requerida, as linhas que entregam gás para moradias têm pressão abaixo de 10 psi e o
gás pode chegar no medidor do cliente a uma pressão tão baixa quanto 0,25 psi.
Para a rede de distribuição são usados tubos rígidos de aço ou tubos corrugados flexíveis de
plástico e aço inoxidável que barateiam e facilitam a instalação. Pode haver também uso de
sistemas eletrônicos de leitura e medição que enviam remotamente o registro de consumo dos
clientes para concessionárias ajudando a cortar assim os custos com os agentes que se
precisaria para fazer o trabalho de registrar o consumo dos clientes, e deixando assim o gás
ainda mais barato para os consumidores.
Como medida de segurança, são instalados equipamentos de detecção de vazamento além da
injeção no gás de um agente odorante chamado MERCAPTAN que dá ao gás um cheiro
característico que permite notar seu vazamento pois o gás em si é inodoro. É importante
também investir na educação dos clientes quanto a domínio das medidas de segurança
necessárias no uso de gás e disponibilizar uma linha de chamada de emergência.
5.Gás natural e o meio ambiente
Como já mencionado, as vantagens ambientais proporcionadas pelo uso de gás natural
como energético favorece o seu consumo no Mundo onde a questão ambiental é cada vez
mais levada a sério na escolha entre os diferentes meios para produzir energia. Em
comparação com os outros energéticos fosseis, petróleo e carvão, o gás natural apresenta uma
baixa emissão dos principais poluentes ambientais como pode ser observado na tabela abaixo
Tabela3: Potencial de emissão de poluentes por fontes primárias de energia fóssil (Elaborada com base nos dados da Renewble energy magazine, 2011).
Sendo um energético com poucos impactos ambientais, o gás natural é uma boa fonte de
energia complementar para as energias renováveis como a solar e eólica que só podem ser
confiáveis se há outra fonte de energia complementar para auxiliar no atendimento à
demanda em momentos de baixa produção que acontece em tempos desfavoráveis (falta de
sol ou vento). Ao contrário de uma planta termoelétrica a base de carvão, uma planta
termoelétrica alimentada com gás natural leva menos tempo tanto para iniciar quanto para
parar, essa flexibilidade torna ainda mais interessante o seu uso para compensar as
irregularidades na produção de energia solar ou eólica.
Em comparação com petróleo e seus derivados líquidos como gasolina e diesel, o gás natural
tem a vantagem de não ser toxico e não apresenta perigo de contaminação do solo ou da água
em caso de vazamento. Além disso, o uso de gás natural veicular conserva melhor o motor e
apresenta vantagens econômicas para caso de frequentes rodagens de longas distâncias,
segundo ANP. De acordo com as análises do departamento de energia dos Estados
unidos(DOE), a cada 10 000 residências estadunidenses alimentadas com gás em vez de
carvão, evita-se emissões anuais de 1 900 toneladas de óxidos de nitrogênio, 3.900 toneladas
de óxido de enxofre e 5.200 toneladas de material particulado. De acordo com a Union of
Concerned Scientists, uma organização sem fim lucrativa com sede em Massachusetts, tais
reduções nas emissões se traduzem em benefícios para a saúde pública, uma vez que esses
poluentes têm sido associados a problemas como asma, bronquite, câncer de pulmão e
doenças cardíacas para centenas de milhares de americanos.
Todas as formas de produzir energia a partir de recursos naturais tem direto ou indiretamente
alguns impactos no meio ambientes em um ponto ou em outro da sua cadeia de produção,
com magnitudes dos impactos sendo maior ou menor dependendo do meio de produção dessa
energia. O gás natural também como fonte de energia, apresenta impactos ambientais, mesmo
que sejam geralmente menores que no caso dos outros energéticos fósseis. O metano sendo
um gás com forte efeito estufa, o seu escape na atmosfera é mais crítico do que do dióxido de
carbono a respeito do aquecimento da Terra. A Union of Concerned Scientists, afirma que a
perfuração e extração de gás natural de poços e seu transporte resultam no vazamento de
metano, componente mais abundante do gás natural que é 34 vezes mais forte que o CO2 na
retenção de calor em um período de 100 anos e 86 vezes mais forte em 20 anos. É então
importante que a cadeia produtiva de gás natural seja mais eficiente para não deixar escapar o
gás na atmosfera, conceito que se aplica na produção de petróleo quando se escolhe queimar
o gás em vez de deixa-lo escapar na atmosfera. Além de poder encarecer a água para o uso e
consumo humano em função do uso de grande quantidade de água no faturamento hidráulico,
a contaminação de lençóis freáticos e das águas da superfície por outros fluidos e
componentes químicos usados nas operações de fraturamento para a produção de gás de
reservatórios não convencionais, é uma outra preocupação ambiental que não se deve
negligenciar.
6.Mercado de gás natural no Mundo
6.1. Produção de gás natural no Mundo
Desde que se iniciou a comercialização do gás natural no final do século XVIII, a sua
produção e o seu consumo seguem crescendo e descoberta de novas reservas viáveis tem
garantido a permanência de gás natural no mercado de consumo. Segundo o relatório da
Bitrish petroleum (BP, 2018), a reserva mundial provada de gás natural passou de 128,1
trilhões de m³ em 1997 para 16 3,5 trilhões m³ de em 2007. Em 2016, passou para 193,1
trilhões m³ de e em 2017 houve um pequeno aumento na quantidade totalizando 193,5
trilhões de m³.
Figura9: Repartição da reserva mundial de gás natural (elaborado com dados da BP, 2018)
A revista estatística da British Petroleum repartiu essas reservas em 7 regiões: a América do
Norte com 5,6% em 2017, a América do sul e central com 4,2%, a Europa com 1,5%, Os
países da comunidade dos Estados independentes (Rússia e países da antiga união soviética)
com 30,6%, o Oriente médio com 40,9%, a África com 7,1% e a Ásia pacífica com 10,0%.
As regiões do Oriente médio e da comunidade dos Estados independentes(CIS) vêm
conservados suas posições respetivas de primeira e segunda na participação das reservas
mundiais, somando ambas mais de 69% do total das reservas provadas desde mais de 20 anos
(BP, 2018).
Figura10: Distribuição das reservas provada de gás natural (BP, 2018)
Os recursos mundiais de gás natural (reservatórios convencionais e não convencionais
considerando os três principais tipos de não convencionais mencionados na tabela que segue)
são estimados a cerca de 800 trilhões de m³ e dessa quantidade, o gás de reservatórios não
convencionais (tight gas, shale gas e coalbed methane) representa cerca de 45%. Na
estivativa acima são considerados os recursos totais de gás no mundo dos quais as reservas
provadas mundiais representam cerca de 25% (IEA, 2017).
Estimativa de recurso mundial dos três principais formas de gás não convencional
Em trilhões de metros cúbicos
Região Tight gas Shale gas Coalbed methane Total
América do norte 11 61 7 79
América do sul e central
15 41 - 56
Europa 5 18 5 28
África 10 40 0 50
Oriente médio 9 11 - 20
Eurásia 10 10 17 38
Ásia pacifica 21 53 21 94
Mundo 82 233 50 365
Tabela4: Estimativa de recurso mundial das três principais formas de gás natural não convencional (Elaborada com dados da IEA, 2017)
Em dez anos, a produção mundial de gás natural cresceu cerca de 25% saindo de 2941,3
bilhões de metros cúbicos em 2007 para 3680,4 bilhões de metros cúbicos. As quantidades de
gás consideras não incluem o gás queimado, injetado e usado para transformação gas-to-
liquids (BP,2018).
Figura11: Evolução da produção mundial de gás natural (elaborada com dados da BP, 2018)
A contribuição na produção para cada uma das 7 regiões em 2017 foi de 25,9% para América
do norte; 4,9% para América do sul e central; 6,6% para Europa; 22,2% para países da
comunidade dos Estados independentes(CIS); 17,9% para Oriente médio; 6,1% para África e
16,5% para Ásia pacífica. Os Estados unidos e a Rússia representam sozinhos 37,3% da
produção mundial enquanto que os dez maiores produtores do mundo contribuem com cerca
de 71%
Figura12: Os dez maiores produtores de GN em 2017 (elaborado com dados da BP, 2018)
Para analisar as possibilidades da evolução da produção de gás no futuro, a agência
internacional de energia considerou três cenários:
a) O cenário com políticas atuais, que leva em consideração apenas as influências
das políticas correntes em diferentes lugares no Mundo.
b) O cenário de desenvolvimento sustentável, que considera as condições que devem
ser observadas na perspectiva de atingir a meta adotada pelos países membros das
nações unidas em 2015 para um desenvolvimento sustentável.
c) O cenário de novas políticas, que leva em consideração as políticas correntes e as
intenções políticas anunciadas, em diferentes países do mundo, e que impactam ou
impactarão ou setor de gás. Neste cenário, o gás natural chega a representar 25%
na matriz energética no horizonte 2040 contra 22% em 2016. Este cenário é o que
se considera neste trabalho para previsão das produções futuras pois é o mais
realista em comparação com os dois outros.
Tabela5: Previsão de produção de gás natural no mundo, em bilhões de m³ (IEA, 2017)
Observação: * Taxa composta de crescimento médio anual (CAAGR).
6.2. Consumo de gás natural no Mundo
O consumo de gás natural teve crescimento de 24% em 10 anos, passou de 2958 bilhões de
m³ em 2007 para 3670,4 bilhões m³ em 2017
Figura13: Evolução do consumo mundial de gás natural (Elaborada com dados da BP, 2018)
O consumo por região em 2017 foi de 25,7% para América do norte; 4,7% para América do
sul e central; 14,5% para Europa; 15,7% para os países da comunidade dos Estados
independentes(CIS); 14,6% para Oriente médio; 4,3% para África e 5,2% para Ásia pacífica.
Os Estados unidos e a Rússia foram respetivamente primeiro e segundo produtor de gás
natural em 2017 e conservaram as mesma posição no consumo, sendo o primeiro país com
20,1%, quase igual a sua produção, e o segundo país com 11,6% de participação no consumo.
Figura14: Maiores consumidores de NG em 2017(elaborado com dados da BP, 2018)
Como pode ser visto no gráfico abaixo, o consumo mundial de gás natural, segundo o
relatório da British Petroleum (BP, 2018) sobre a perspectiva de energia no mundo, foi divido
em 5 setores: industrial, não combustível, geração elétrica (power), predial e transporte. Para
estimar o consumo futuro, a BP considerou 6 cenários:
Figura15: Os cenários considerados pela BP na estimativa da demanda futura por energéticos (BP,2018)
a) Cenário de transições muito mais rápidas, que considera diminuição mais acelerada
das emissões poluentes. É o mais otimista em termo de atingimento das metas de
redução da poluição;
b) Cenário de transições rápidas, que favorece uma rápida diminuição das emissões
poluentes. É o segundo mais otimista em termo de atingimento das metas de redução
da poluição;
c) Cenário de fortes políticas para favorecer as energias renováveis. É o terceiro mais
otimista em termo de atingimento das metas de redução da poluição;
d) Cenário que considera proibição de uso de motores a combustão interna. É o quarto
mais otimista em termo de atingimento das metas de redução da poluição;
e) Cenário de fracas políticas para suportar a mudança do uso de carvão para gás natural.
É o mais pessimista em termo de atingimento das metas de redução da poluição;
f) Cenário de transição em evolução, onde é assumido que as referências políticas,
tecnológicas e sociais permanecem evoluindo da mesma forma e com a mesma
velocidade que no passado recente. Mas neste cenário, as emissões de carbonos não
atinge as metas do acordo de Paris sobre a mudança climática. Por parecer mais
realista do que os outros, é este último cenário que se considera neste trabalho para a
estimativa das demandas futuras por gás natural. Os outros são considerados pela BP
como cenários alternativos.
Figura16: À esquerda, evolução do consumo mundial de gás natural por setor em bilhões de pés cúbicos por dia e à direita, participação percentual de cada setor no aumento da demanda de gás (BP,2018)
Assumindo o cenário considerado acima, o crescimento da demanda por gás natural é
principalmente relacionado ao aumento da demanda de gás para o consumo industrial e para
geração de eletricidade. O aumento da demanda de gás para o consumo industrial e para uso
em setor de não combustível é alavancado pelo contínuo industrialização de países em
desenvolvimento e pelo aumento da participação de gás na matriz energética devido à
mudança do uso de carvão para gás tanto em países membros de OECD quanto para os que
não são membros. O aumento da demanda de gás para geração elétrica é devido ao aumento
geral da demanda por energia mas a tendência do aumento da competitividade das energias
renováveis com tempo para servir como substituto de carvão vai acabar diminuído a
perspectiva de crescimento do consumo de gás neste setor. O crescimento da demanda de gás
para consumo predial é pequeno, levando à consideração de que quase todo o incremento da
demanda por energia para o consumo predial será atendido pela eletricidade para energizar
aparelhos de climatização e outros aparelhos elétricos. O rápido crescimento da demanda de
gás no setor de transporte é devido a previsão de aumento do seu uso como combustível de
veículos pesados (caminhões) e no transporte marítimo. (BP,2018)
6.2. Comercio de gás natural no mundo
6.2.1. Importação e exportação
Considerando o cenário mais realista entre os três cenários da agencia internacional de
energia(IEA) mencionados acima, o aumento esperado do comercio de gás inter-regional é de
525 bilhões de metros cúbico para o horizonte 2040 com uma taxa de crescimento anual de
2,4%, similar à taxa de crescimento dos 25 anos passados. A importância do GNL no
comércio inter-regional cresce muito, aproximadamente 90% do incremento no volume de
comércio de longas distâncias ocorrendo na forma de GNL contra apenas dois terço nos 25
anos passados. No horizonte 20140, espera-se um volume de 1230 bilhões de metros cúbicos
de gás em transações inter-regionais do qual o GNL representa 60% enquanto de em 2016 o
GNL representou apenas 40%. A flexibilidade do GNL é o fator que alavanca tal
crescimento. Há muitos motivos pelos quais isso pode ser favorável do ponto de vista do
cliente. A flexibilidade é um parâmetro importante para países importadores que não
preferem firmar contratos de longo prazo porque o seu principal motivo de importação de gás
do mercado internacional é para compensar as flutuações na demanda dos seus mercados de
gás. América latina é um exemplo desse caso: a energia hidroelétrica representa 45% da
oferta regional de energia elétrica (no Brasil, que é o maior mercado de energia na região,
esse percentual é de 65%), mas a produção hidroelétrica é muito dependente do clima, sendo
assim sazonal. (IEA, 2017)
Tabela6: Comércio de gás natural por região (IEA, 2017)
Observação: -Na tabela acima, o número positivo representa a exportação líquida e o
negativo, a importação líquida.
Como pode ser visto no gráfico abaixo, o cenário considerado mais realista entre os cenários
da BP apresentados acima, apresenta a mesma previsão do cenário mais realista da agencia
internacional de energia: o GNL representando cerca de 60% do volume de gás do comércio
inter-regional (GNL+ gasodutos inter-regionais) no horizonte 2040 contra cerca de 40% no
ano 2016.
Figura17: Volume de gás (em bilhões de pés cúbicos por dia comercializado pelos principais modos de transporte (BP,2018).
Observação: no gráfico acima, pipiline* se refere aos gasodutos inter-regionais
O crescimento do volume de gás comercializado na forma de GNL terá como base o aumento
da capacidade de das infraestrutura de GNL para atender diversas regiões no Mundo.
Considerando o cenário mais realista da IEA, a pespectiva no horizonte 20140 é de mais de
950 navios metaneiros na frota mundial contra menos de 600 atualmente.
Figura18: Evolução da frota mundial de navios metaneiros e da distância média de transporte de GNL (IEA, 2017)
6.2.2. Preço de gás natural
O gráfico abaixo exibe a evolução dos preços de gás natural considerando sete referências de
preço nos principais mercado de gás. Uma queda brusca nos preços pode ser observado no
ano 2008, refletindo o efeito da grande depressão econômica mundial da época. Em 2014,
tem outra grande queda nos preços que segundo a empresa holandesa de seguros, Atradius, a
queda de preços de gás naquele ano é ligada à queda de preço de petróleo, pois apesar do gás
e óleo não serem necessariamente substitutos um do outro, os preços de gás são ligados ao
preço de óleo em algumas regiões como Ásia em particular e na Europa em menor escala. A
baixa demanda e grande oferta de gás em 2014 contribuíram também na queda nos preços.
Figura19: Preços em $/milhões de BTU nos principais mercados de gás natural (BP,2018)
Os preços de gás estão atualmente baixos no Mundo. A Internatinal Gas Union (IGU)
estimou que a média global do preço de gás em $ 3,35/milhões de Btu para o ano 2016, o
mais baixo preço já registrado em todas suas pesquisa (IGU,2017). Em média, no ano 2016
os preços na União Europeia e no Japão foram 60% menores do que os picos de preços
alcançados em 2012. Esses baixos níveis de preços levaram muitos consumidores de gás a
acreditar que o momento de preços altos já se foi para sempre. Porém, os atuais preços baixos
são apenas um sinal de excesso da oferta, e há risco que tais níveis de preços não estimulem
investimento suficiente na indústria de gás. A longo prazo, níveis de preços viáveis são
apenas aqueles que são capazes de cobrir os custos do gás ofertado e garantir investimento
em novos projetos, o que implica um aumento dos preços de gás no Mundo. Até 2020,
considerando o cenário mais realista, é esperado que o aumento da demanda absorba o
excesso da oferta observada atualmente. A baixa densidade energética de gás em comparação
com óleo e carvão significa que o transporte tem um peso relativamente grande no custo do
gás ofertado, tornando a proximidade geográfica entre a região produtora e a região
consumidora um fator determinante para acessibilidade do gás. A infraestrutura de transporte
de gás natural exigem grandes investimentos de capital fixo, transportar gás também significa
consumo próprio ou perdas ocasionais de uma certa quantidade no caminho (por exemplo,
evaporação do GNL em navios metaneiros, uso próprio do gás nas plantas de liquefação e
estações de compressão, vazamento em gasodutos). O custo de transporte de gás em longas
distâncias é, para uma mesma quantidade de energia, entre sete e dez vezes mais caro que
óleo ou carvão, é por isso que os preços de gás em diferentes regiões do Mundo continuarão
sendo diferentes mesmo em um mercado de gás globalizado. Para novos projetos de
investimento, quanto mais longa for a distância de transporte de gás, mais favorável será a
economia do GNL em relação aos gasodutos. O aumento do comércio de gás na forma de
GNL permitirá que o gás natural produzido em regiões muito distantes atenda a demanda de
diferentes regiões e isso vai diminuir globalmente as diferenças de preços do gás. (IEA, 2017)
Figura20: Preços de gás natural em três principais regiões, projeções no futuro de acordo com cenário mais realista da IEA (IEA, 2017)
7. Gás natural no Brasil
7.1. Evolução da participação de gás natural na matriz energética brasileira
A descoberta de óleo e gás natural na Bahia propiciou, ainda que modestamente, o uso do gás
natural no Brasil em torno de 1940, atendo a indústrias do recôncavo baiano. Em 1959, houve
uma produção média diária de 1 milhão m³ de e uma década depois, atingiu a marca de 3,3
milhões de m³/dia. Após o país ter passado pela má experiência do aumento do preço de
petróleo importado na segunda crise de petróleo(1979), sendo que os combustíveis derivados
do petróleo pesavam cerca de 50% do total das importações do país, revelou-se a necessidade
de usar outras alternativas de fontes de energia. Na década de 80 (crise de petróleo), a
explotação da bacia de Campos no estado do Rio de janeiro, permitiu um grande aumento na
produção de gás natural nacional. O desenvolvimento dessa região petrolífera proporcionou
um aumento no uso do gás, de 1980 a 2010, o gás natural aumentou dez vezes sua
participação na matriz energética brasileira, passando de 1% para 10%. Já no final da década
de 80, a importação de gás natural passou a ser uma imposição da sociedade, sobretudo nas
regiões Sul e Sudeste, onde a disponibilidade de gás nacional é inferior ao potencial do
mercado. Na busca de alternativas, o projeto de gasoduto Bolívia-Brasil surgiu na década de
90 como parte do programa de política energética que marcou a retomada da exploração
efetiva das reservas de gás natural. Na mesma época, o governo brasileiro estabeleceu a meta
de aumentar para 12% a alíquota do gás natural na matriz energética nacional até o ano 2010
(EY, 2014).
Mesmo sendo ainda menor do que a média mundial, a participação de gás natural na matriz
energética brasileira vem aumentando muito passando de 1% em 1980 para 14% em 2015.
Em 2016, o percentual de gás natural foi de 13,7% e em 2017 baixou ainda um pouco para
12,3% (MME, 2018).
Figura 21: Evolução da oferta de energia primária no Brasil (IBP, 2016)
Tep- toneladas equivalente de petróleo.
7.2. Agente regulador de gás natural
No Brasil, o gás natural é regulado pela ANP, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis. Esta instituição foi implantada pelo Decreto nº 2.455, de 14 de janeiro de
1998. Autarquia federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia é responsável pela
execução da política nacional para o setor energético do petróleo, gás natural e
biocombustíveis, de acordo com a Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/1997). A ANP regula,
estabelece regras por meio de portarias, instruções normativas e resoluções; promove
licitações e celebra contratos em nome da União com os concessionários de exploração,
desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural e fiscaliza as atividades das indústrias
reguladas, diretamente ou mediante convênios com outros órgãos públicos. Sendo assim, a
ANP se encarrega, entre outras responsabilidades, da promoção de estudos geológicos e
geofísicos para identificação de potencial de petróleo e gás natural, regula a execução desses
trabalhos, organiza e mantém o acervo de informações e dados técnicos; a ANP realiza
licitações de áreas para exploração, desenvolvimento e produção de óleo e gás, contrata os
concessionários e fiscaliza o cumprimento dos contratos assim como calcula o valor dos
royalties e participações especiais a serem pagos a municípios, a estados e à União; ela dá
autorização e faz fiscalização das atividades de produção, transporte, processamento, refino,
exportação e importação de gás natural e petróleo; as operações das empresas distribuidoras
e revendedoras derivados de petróleo e gás natural e faz o mesmo para o biocombustíveis nas
operações de produção, importação, exportação, transporte, transferência, armazenagem,
estocagem, distribuição, revenda e comercialização; ela estabelece as especificações técnicas
dos derivados de petróleo, gás natural e dos biocombustíveis e monitora a qualidade dos
mesmo produtos em locais de venda; comunica aos órgãos de defesa da concorrência as
práticas ilícitas que vão na contra mão da ordem econômica do mercado e realiza
acompanhamento da evolução dos preços.
Existe uma separação estrutural importante no modelo regulatório do gás no Brasil. Enquanto
as atividades dos segmentos upstream e midstream são reguladas em esfera federal
representada pela ANP, a regulação da distribuição de gás canalizado é de competência dos
estados. A competência regulatória da ANP se encerra no citygate. A partir desse ponto, a
esfera estadual é responsável pela regulação do Gás Natural canalizado, incluindo a definição
de tarifas, da estrutura e da metodologia de revisão tarifária de distribuição, além de decisões
sobre a aquisição de gás pelo Consumidor Livre, Autoimportador e Autoprodutor.
7.3. Estrutura da indústria de gás natural no Brasil
A indústria do gás natural com seus diversos segmentos (produção, importação, exportação,
processamento, transporte, estocagem, comercialização e distribuição) é uma indústria de
rede (pode-se definir indústria de rede como aquela que depende da implantação de redes ou
malhas para que seja possível tanto o transporte quanto a distribuição dos seus respectivos
produtos); tais indústrias são caracterizadas pela presença de um conjunto de atividades
distintas, mas com interdependência entre elas para que haja eficiência na prestação do
serviço. Este é o caso das atividades compreendidas nas indústrias de infraestrutura, em
especial as atividade de transporte e distribuição de gás natural, as quais são correlacionadas,
gerando, portanto, uma interdependência sistêmica, o que traz à tona a questão da
coordenação entre estas diferentes atividades. A prestação do serviço com qualidade e de
forma ininterrupta só pode ocorrer mediante a coordenação dos distintos segmentos da cadeia
da indústria (ANP, 2011).
A Petrobras exerceu, durante quatro décadas, o monopólio legal sobre as atividades que
compõem as indústrias de petróleo e gás natural. Obedecendo à lógica econômica de
integração dessas indústrias, buscando ganhos de escala e escopo, bem como ganhos
derivados da coordenação e da diminuição dos custos de transação, o modo de organização
industrial prevalecente foi a integração vertical e horizontal das distintas atividades da cadeia.
Neste contexto de empresa integrada e não sujeita à concorrência desenvolveram-se as
indústrias de petróleo e gás natural no país. Visando favorecer a competição nas atividades
potencialmente concorrenciais e regular as atividades naturalmente monopolísticas, os dois
marcos principais de reforma da indústria gasífera no país são a Lei nº 9.478/97 (Lei do
Petróleo) e a Lei nº 11.909/09 (Lei do Gás), regulamentada pelo Decreto nº 7.382/10. No
tocante ao unbundling, ou separação das atividades da cadeia, o Art. 65 da Lei nº 9.478/97
exigiu da Petrobras não apenas a separação contábil da atividade monopólica a cadeia (o
transporte), mas também a separação jurídica, quando determinou que a Petrobras
constituísse uma empresa subsidiária para construir e operar os dutos de transporte do
energético. No entanto, a exigência de separação das atividades da cadeia não foi completa,
uma vez que não foram estabelecidos limites à participação de grupos econômicos nos
diferentes segmentos da cadeia do gás natural. A Lei do Gás estendeu aos demais agentes da
indústria tratamento semelhante ao conferido à Petrobras24 (art. 3º, §3º), quando determinou
que o exercício do transporte do gás natural é exclusivo de empresas transportadoras de
combustíveis e que podem, também exercer a atividade de estocagem de gás natural, mas
mantendo contabilidade separada. A indústria brasileira de gás natural é composta, portanto,
por uma série de agentes independentes (juridicamente, mas não necessariamente
independentes do ponto de vista do controle acionário), mas com elevado grau de
interdependência, havendo relações físicas e/ou contratuais entre elas.
Figura22: Principais marcos legais da IGN no Brasil(ANP, 2013)
A lei do gás, LEI Nº 11.909, DE 4.3.2009 - DOU 5.3.2009: Dispõe sobre as atividades
relativas ao transporte de gás natural, bem como sobre as atividades de tratamento,
processamento, estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural.
Figura23: Agentes da cadeia de valor de gás natural no Brasil (FGV Energia, 2014)
A estrutura da indústria de gás natural brasileira se apresenta como segue:
Figura24: Estrutura idealizada da indústria brasileira de gás natural(ANP,2009)
*O carregador pode ser: importador, exportador, produtor, distribuidor, consumidor livre ou
comercializador.
Como apresentados na figura acima, o transporte e a distribuição de gás natural no Brasil são
monopólios naturais. O monopólio natural é definido como um aspecto de mercado em que
os investimentos necessários (custos fixos) são muitos elevados e os custos marginais (custo
variáveis) são muito baixos. O monopólio natural está ligado ao tamanho do mercado em
relação ao tamanho (escala) mínimo de eficiência da firma, neste caso o mercado não
comporta mais de uma firma operando em escala e escopo eficientes, tornando desejável a
existência de um só agente monopolista (BAUMOL, WILLING, 1981). Os monopólios
naturais são caracterizados por serem referentes a bens exclusivos e com pouca ou nenhuma
rivalidade. Normalmente, os mercados que se caracterizam como monopólios naturais são
regulamentados pelos governos, possuem prazos de retorno muito longos. Assim, tais
mercados funcionam melhor quando são bem protegidos. Como exemplo de monopólios
naturais, pode-se citar o fornecimento de água, a distribuição de eletricidade assim como a
distribuição de gás natural; a indústria de transporte de gás natural por gasodutos, que se
caracteriza por altos custos de investimentos, baixa flexibilidade e grande economias de
escala, é propensa a ser naturalmente um monopólio.
7.4. Mercado de gás natural no Brasil
7.4.1. Produção e oferta de gás natural no Brasil
No mercado brasileiro de gás, a oferta vem basicamente da produção nacional, da importação
pelo gasoduto Brasil-Bolívia (GASBOL), da importação por navios metaneiros de GNL (gás
natural liquefeito) e de uma pequena parte vindo da Argentina.
A produção nacional vem aumentando com o passar do tempo. Esse aumento acompanha o
crescimento das reservas nacionais que se localizam essencialmente no mar como pode ser
observado na tabela7 e figura25 a e b.
Tabela7: Evolução das reservas provadas de gás natural no Brasil (Elaborado com dados da ANP, 2018)
Figura25a. Evolução da reserva provada de gás natural brasileiro (Elaborado com dados da ANP, 2018) Na fase inicial da exploração comercial do gás natural no Brasil começou no estado de Bahia
e pouco depois a descoberta de gás natural na bacia de campos (Rio de Janeiro e Espirito
Santo) aumentaram significativamente o total das reservas do país; a bacia de campos passou
a ser assim a maior provedora na produção nacional de gás natural até seja superada pela
produção da nova descoberta na região de pré-sal brasileiro.
Figura25b: Evolução da reserva provada de gás natural brasileiro (ANP, 2013)
A maior parte do gás nacional produzido no mar e na terra é um gás rico, que contém várias
frações pesadas de hidrocarboneto. Este gás, portanto deve ser processado para separar e
produzir o gás especificado conforme a resolução da ANP nº 16, de 17.6, 2008. A
quantidade de propano (C3) no gás determina a sua riqueza. Um gás com propano (C3) acima
de 7% em volume, é chamado de gás rico enquanto que que aquele que tem menos de 7% é
um gás pobre. As outras frações mais pesadas, como o etano (C2), o GLP (C3 e C4) e a
gasolina (C5+), que têm maior poder calorífico, sendo mais lucrativas do que o próprio gás
processado, por terem mais energia (Milhão de BTU) por metro cúbico. A fração do gás
natural com componentes de cadeias moleculares maior ou igual a cinco carbonos é chamado
(Vaz e Maia, 2008).
O gás da importação vindo da Boliviano e o GNL são gases pobres, constituídos basicamente
de metano (C1) e baixas impurezas. Esses gases importados atendem a especificação da ANP
por meio do processamento pelo qual passam em países exportadores. Sendo assim, não
apresentam nenhum problema em serem adicionados à malha de gasoduto para o atendimento
ao mercado brasileiro.
A composição comercial do gás natural é variada e depende da composição do gás natural
bruto, do mercado atendido, do uso final e do produto gás que se deseja. Apesar desta
variabilidade da composição, são parâmetros fundamentais que determinam a especificação
comercial do gás natural, o seu teor de enxofre total, o teor de gás sulfídrico, o teor de gás
carbônico, o teor de gases inertes, o ponto de orvalho da água, o ponto de orvalho dos
hidrocarbonetos e o poder calorífico. O Regulamento Técnico ANP Nº16 de 17.06.2008,
estabelece as especificações do gás natural, de origem nacional ou importada, a ser
comercializado em todo o território nacional.
Tabela8: Especificação do Gás Natural comercial (ANP, 2011)
Observações:
(1) - Limites especificados são valores referidos a 20ºC a 101,33 kPa (1 atm), exceto onde
indicado.
(2) - Para as Regiões Norte e Nordeste, admite-se o valor de 3,5.
(3) - Para as Regiões Norte e Nordeste, admite-se o valor de 6,0.
(4) - Para as Regiões Norte e Nordeste, admite-se o valor de - 39.
Considerando a produção por estado, o maior produtor de gás natural é o estado de Rio de
Janeiro. Em julho de 2017, o Estado do Rio de Janeiro foi responsável por 45,65% da
produção nacional de gás natural. São Paulo e Espirito Santo produziram, respectivamente,
17,15% e 7,75% do total nacional. Considerando apenas a produção no mar, o Rio de Janeiro
produziu 58,81% da produção nacional, seguido por São Paulo (22,12%) e Espírito Santo
(9,81%). Com relação à produção exclusivamente em terra, os maiores produtores foram
Amazonas (54,71%), Maranhão (30,18%) e Bahia (8,31%). (MME)
Tabela9: Produção média diária de gás, por Estado, anual entre 2012 e 2016, e mensal em MM m³ (ministério de minas e energia (MME, 2017).
Legenda:
AL: Alagoas; AM: Amazonas; BA: Bahia; CE: Ceará; ES: Espirito Santo; MA: Maranhão;
RJ: Rio de janeiro; RN: Rio grande do Norte; SP: São Paulo; SE: Sergipe
Vale ressaltar que a produção do gás nacional é, em grande parte, na forma associada ao
petróleo, cerca de 70% do gás natural brasileiro é associado ao petróleo. No período entre
dezembro de 2012 e dezembro de 2013, 68% da produção se referiam ao gás associado
(GASA) como pode ser visto a seguinte tabela.
Tabela 10: Produção brasileira de gás associado e não associado em 2013 (ANP,2014)
Observação:
GASA: Gás natural associado
GASN: Gás natural não associado
Como operadora (contando a produção própria mais a produção oriunda da participação em
outras concessionárias), a Petrobras sozinha produziu mais de 90% do gás nacional. Com a
lei do pré-sal que instaurou o regime de partilha para uma concessionária ter acesso à
produção de petróleo e gás nos blocos de pré-sal sobre este regime de partilha, a Petrobras
passou a ter direito de ser opradora nas produções do pré-sal com participação mínima de
30% (participação não mais obrigatória como antes, mas opcional desde 2016) nas
concessionárias vencedoras de leilões para exploração no pré-sal.
Em 2016, a produção de gás natural da Petrobras, como operadora, cresceu 7%. Entretanto, a
sua participação no total da produção, por operadora, caiu ligeiramente, passando de 94,3%,
em 2015, para 93,9%, em 2016. A Parnaíba Gás Natural se manteve como a segunda maior
operadora do País e ampliou a sua participação no volume total produzido, alcançando a
parcela de 5,1%. A produção das operadoras é referente à produção total nos campos
produtores em que operam (IBP, 2017).
Figura26: Produção brasileira de gás por operadora, com excluindo a Petrobrás (IBP, 2017)
Mas considerando apenas a produção própria, a Petrobras como concessionária pesa ainda
mais de 78%, sendo que em 2016, sua quota na produção anual foi de 78,5% seguida por BG
Brasil com 7,7%
Figura27: Produção brasileira de gás por concessionária (Excluindo a Petrobrás) em 2016 (IBP,2017)
No que diz respeito ao gás natural importado, como já foi mencionado acima, O gás
proviente da Bolívia e o GNL são os principais contribuintes do volume importado, a isso
acrescenta-se uma pequena quantidade vinda da Argentina. A figura28 ilustra, a título
comparativo, a média diária do volume importado via as três origens citadas e a média diária
da oferta nacional assim como da produção nacional nos anos 2015, 2016 e 2017.
Figura28: Importação GN, Oferta nacional e produção nacional. (MME, 2017)
Graf. Importação GN, Oferta nacional e produção nacional. Fonte: elaboração própria
baseada nos dados do MME
Figura29: Oferta de gás em 2016 no Brasil (MME, 2017)
Pode-se notar o aumento da participação da produção nacional na oferta total que saiu de
51,1% em 2016 para 69,3% na média dos cinco primeiros meses de 2018, representado no
gráfico abaixo. Esse aumento é a consequência do aumento na produção nacional de gás
natural, graças ao aproveitamento da grande quantidade de gás produzida na província
petrolífero de pré-sal brasileiro.
Figura30: Oferta média de gás em 2018 (MME, 2018)
7.4.2. Importação pelo gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL)
O projeto do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) começou em 1996 e entrou em operação
em 1999. Foi um marco no crescimento do mercado brasileiro de gás natural e transformou
um mercado limitado às regiões próximas dos campos de produção em um mercado com
difusão do gás mais afastado da fonte, principalmente na região sul do Brasil. O GASBOL
mudou radicalmente a política energética brasileira, que começou a buscar uma elevação do
gás na matriz nacional (CNI, 2010). O GASBOL tem uma extensão de 3.150 km, sendo 557
km do lado boliviano e 2.593 km do lado brasileiro. Ele começa na localidade de Rio Grande,
na Bolívia, a 40 km da cidade boliviana de Santa Cruz de la Sierra, e seu fim é na cidade de
Porto Alegre, no Rio Grande do Sul, atravessando cinco estados brasileiros. Segue da
fronteira brasileira até a Refinaria de Paulínia (REPLAN), bifurcando-se ao sul até o Rio
Grande do Sul e ao leste até Guararema, município de São Paulo (SANTOS, 2008). Além
disso, existe um ramal que parte do GASBOL para atender ao mercado de Cuiabá, em Mato
Grosso do Sul. Uma das medidas para o fortalecimento da demanda e, por conseguinte, para
aumentar o volume de gás escoado pelo GASBOL, inicialmente, foi oferecer um preço
diferenciado do preço das outras regiões às companhias distribuidoras locais servidas pelo
gasoduto. Para administrar o gasoduto do lado brasileiro, foi criada, em 18 de abril de 1997, a
Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), com a responsabilidade de
empreender a construção do lado brasileiro do gasoduto e ser a administradora do transporte e
da comercialização do gás importado da Bolívia, sendo a Petrobras a sócia majoritária, com
controle de 51% das ações. Para assumir a responsabilidade do lado boliviano, formou-se a
empresa Gás-Transboliviano (GTB).
Outros investimentos foram realizados na infraestrutura do GASBOL, como em dezoito
estações de compressão, para manter a pressão de Rio Grande até Paulínia com 100 kg/cm², e
de Paulínia até Canoas. Além disto, existem 44 estações de entrega às distribuidoras locais
(CDL), onde é necessária uma quebra de pressão. A viabilidade do projeto dependeu de
acordos e contratos para garantir o investimento. O financiamento foi realizado por várias
empresas, como a Petrobras, com capital próprio; as empresas proprietárias do gasoduto
(Petrobras, British Gas, Shell, El Paso, Total e Enron); e as instituições financeiras
(SECURATO, et. al., 2012). Para viabilizar o empreendimento e conferir segurança de
recuperação do investimento às partes envolvidas, foram estabelecidas as cláusulas
contratuais de Take-or-Pay Take-or-Pay), o comprador
assume a obrigação de pagar por uma quantidade mínima de gás estipulado no contrato,
mesmo que o volume retirado seja menor do que o volume contratado. Dessa maneira, o
comprador divide com o transportador o risco do investimento na infraestrutura de transporte,
uma vez que ele garante receita ao longo da vigência do contrato, independentemente do
volume retirado. Existe, também, a possibilidade de garantia na cláusula de Shipe-or-Pay,
que é um meio de o transportador assegurar a receita, pois obriga o contratante do serviço a
pagar um valor mínimo pelo transporte. O contratante do serviço é obrigado a pagar ao
transportador pelo transporte do gás natural, mesmo que este não seja transportado. Essa é a
maneira mais comum de se pagar pela infraestrutura de transporte (SECURATO, et. al.,
2012).
A continuação da oferta do gás importado da Bolívia pelo gasoduto GASBOL está ameaçada
por dois fatores: do lado boliviano, a nacionalização da produção de gás natural da nacional,
instituída pelo Decreto 28.701, de 1º de maio de 2006, introduziu um elevado grau de
incerteza nas operações da Petrobras e das outras empresas de petróleo na Bolivia e
consequentemente foi cancelado o processo de expansão de capacidade de transporte do
Gasbol. Um tal ambiente que não impulsiona a entrada dos investimentos privados, as
reservas nacionais de gás não foram favorecimento a aumentarem. Essa situação cria dúvida
quanto à capacidade do país conseguir disponibilizar uma produção adequada para honrar o
contrato com a parte brasileira ainda nesse momento crítico de fim do contrato que expira em
2019 e de avaliação das possibilidades de renovação do mesmo. Já do lado brasileiro, a
extração nos campos do pré-sal que impulsionou o crescimento da produção para quase 60
por cento nos últimos cinco anos, derrubando as importações de GNL para o menor nível
desde 2011, de acordo com o Ministério de Minas e Energia. Grandes aumentos na oferta de
gás do pré-sal pode diminuir muito a necessidade de importar o gás boliviano que hoje
representa mais de 80% do gás importado no mercado brasileiro.
7.4.3. Importação de gás natural liquefeito (GNL)
No Brasil, existem atualmente três terminais de regaseificação de Gás Natural Liquefeito
(GNL), sendo eles: o da Baía de Guanabara (RJ); o de Pecém (CE), que opera desde 2009; e
o da Bahia, que iniciou sua operação em janeiro de 2014. O GNL é considerado a solução
estratégica para o atendimento da flexibilidade da demanda do mercado termoelétrico
brasileiro (Faria, 2010). São ofertados ao mercado 41 MM m³/dia de gás, sendo 20 MM
m³/dia no Rio de Janeiro, 14 MM m³/dia na Bahia e 7 MM m³/dia no Ceará. Esse gás é
injetado na malha que se estende do Ceará até Canoas, no Rio Grande do Sul, podendo
atender a qualquer mercado intermediário entre esses estados. O grande desafio é casar a
chegada do navio de GNL ao momento do despacho termoelétrico; a compra de GNL é
realizada no mercado spot com antecedência de cerca de oito dias. Essa incerteza obriga a
contratação de uma carga mais cara no mercado spot e, quando se percebe que ela não será
mais necessária, ela é revendida ou cancelada.
Os terminais brasileiros de GNL têm uma concepção inovadora, pois a planta de
regaseificação está localizada em cima dos navios, isso faz com que o investimento e o tempo
do projeto sejam menores do que os projetos das plantas tradicionais de regaseificação em
terra (onshore). Além de transformarem o gás líquido em gás no estado gasoso, os navios
gaseificadores servem de armazenamento criogênico para o gás liquefeito e podem fazer o
serviço de transporte de GNL provenientes do exterior. Os países que mais exportaram para o
Brasil, em 2013, foram a Nigéria, Trinidade e Tobago, Noruega, Qatar, Argélia e Egito
(BP,2014).
As incerteza relativas ao fornecimento do gás importado da Bolívia levou a Petrobrás a
considerar o reforço de fontes alternativas de suprimento de gás no mercado brasileiro. Há
projeto de construção de dois terminais marítimos de regaseificação de gás natural liquefeito
(GNL), uma planta de 6 milhões de m3/dia no Nordeste e outra planta de 14 milhões de
m3/dia no Sudeste (EPE, 2018).
Figura31: Terminal de regasificação no Ceará(Petrobrás)
A figura32 resume os volumes diários de GN importado pelo Brasil e a despesa feita para a
sua aquisição.
Figura32: Importação de GN e dispêndio: média anual de 2012 a 2016 e mensal em 2017(ANP,2017)
7.4.4. Demanda por gás natural no Brasil
Os segmentos industrial, termoelétrico (geração e cogeração de elétrica), automotivo,
residencial e comercial são os principais consumidores de gás natural no Brasil.
Considerando os anos 2015, 2016 e 2017, o consumo de gás natural por setor ficou como está
apresentado na figura 33.
Figura33: Consumo de gás por setor no Brasil (Elaborado com dados do MME, 2018)
Até duas décadas antes, o setor industrial era praticamente o único grande consumidor em
volume de gás natural. Até então, as malhas de transporte e distribuição eram desenvolvidas
praticamente em função desse setor, ou seja, só o volume consumido pelas indústrias
justificava a expansão das malhas de gasodutos. Para as distribuidoras de gás, esse segmento
é o que possui uma das menores margens de lucro, uma vez que o segmento apresenta uma
das maiores elasticidades preço da demanda, isso impede a prática de preços elevados sob o
risco de perda de clientes. A captura de clientes é dificultada não somente pelo baixo preço
do óleo combustível, como também pela necessidade de investimentos na troca ou adaptação
dos equipamentos e nas instalações dos consumidores. Porém, as vantagens da substituição
de outros combustíveis fósseis (óleo combustível, gás liquefeito de petróleo GLP e carvão
mineral) por gás natural estão relacionadas a vários aspectos com a melhoria da qualidade
ambiental, com a redução de poluentes como enxofre, particulados e gases de efeito estufa; à
melhoria da qualidade dos produtos produzidos por certos segmentos industriais como
cerâmica e vidro; à diversificação das fontes de suprimento de energia; ao fato de não
precisar estocar o combustível (a área de armazenamento e movimentação pode ser liberada
para outros fins); e à menor movimentação de caminhões nas instalações. (BNDES, 2006)
a. Setor de geração termoelétrica
A geração termoelétrica a gás é relativamente recente no Brasil e, portanto, tem uma
contribuição ainda tímida para o sistema elétrico. O seu papel é de complementar a geração
hidroelétrica, uma energia sazonal. A termoeletricidade é mais solicitada em períodos de
estiagem ou para atender à demanda de pico. Quanto maior a participação termoelétrica na
matriz, menor o risco de déficit de energia elétrica.
Para o setor de gás, o elevado consumo unitário das termoelétricas serve como âncora para a
construção de gasodutos de transporte. Em alguns casos, em que não há concentração
industrial, a construção do gasoduto só se torna viável se uma usina termoelétrica for
instalada na região, operando um número mínimo de horas por ano. Do ponto de vista do
produtor de gás, é interessante que as usinas termoelétricas operem um mínimo de horas por
mês, ainda que os contratos de fornecimento sejam protegidos por cláusulas take or pay, que
garantem uma receita mínima aos produtores de gás. A geração de termoeletricidade tem o
papel estratégico de servir de âncora para investimento em gasodutos, principalmente em
regiões com pouca densidade industrial, e de reduzir o risco de déficit de energia elétrica
(BNDES, 2006)
b. Setor de cogeração
A cogeração é um processo de produção e utilização combinada de calor e eletricidade que
permite aproveitar mais de 70% de energia térmica do gás, um rendimento muito acima da
geração termoelétrica que varia entre 35% e 40%. No Brasil, a cogeração a gás começou nos
grandes consumidores industriais, em que os sistemas eram projetados para produzir vapor
(calor de processo) e energia elétrica para consumo próprio. Mais recentemente, a cogeração
a gás natural avançou para o setor de serviços, principalmente em shopping centers, hotéis,
hospitais e aeroportos, gerando concomitantemente eletricidade e frio. (BNDES, 2006).
As vantagens da co-geração de energia podem ser resumidas pelos seguintes fatos:
- Alta eficiência energética, que permite alcançar índices acima de 85%, enquanto a geração a
ciclo combinado está na faixa de 50% a 55%;
- A geração é distribuída e, portanto, não necessita de investimentos em transmissão e
distribuição de eletricidade;
- Melhora a confiabilidade da rede de transmissão e distribuição.
Por causa de seu elevado consumo, a co-geração poderia ser incentivada como âncora de
desenvolvimento da malha de gasoduto em cidades médias e grandes em que houvesse
concentração de hotéis ou shopping centers. Porém, o mercado de co-geração é ainda
incipiente no Brasil e encontra várias barreiras ao seu desenvolvimento. Os maiores entraves
são, geralmente, impostos pela distribuidora de eletricidade. Ocorre que, com a implantação
de uma planta de co-geração, as distribuidoras de eletricidade perdem de imediato um grande
consumidor. Conseqüentemente, as concessionárias de distribuição de eletricidade buscam
inibir o investimento em co-geração nas instalações de seus clientes. Para isso, utilizam
várias estratégias, dentre as quais destacamos as seguintes: a dificuldade de celebrar contratos
de comercialização de energia elétrica de back up (para períodos de paradas de manutenção
ou períodos de geração insuficiente); a agressividade da política de descontos temporários da
tarifa de energia elétrica para potenciais clientes co-geradores; e a imposição de tarifa elevada
para utilização da rede elétrica para a venda de excedente de eletricidade dos co-geradores.
Por todos esses motivos, o mercado de co-geração no Brasil é ainda pequeno.
Especificamente no caso da co-geração a gás natural, grande parte dos equipamentos é
importada, uma vez que não há estímulo para a entrada dos fabricantes de equipamentos no
país. (BNDES, 2006)
c. Setor automotivo (GNV)
Em 2011, o Brasil contou cerca de 1,6 milhões de veículos movidos a GNV segundo a IBP,
deixando o país apenas atrás da Argentina no ranking mundial. Esse resultado é a
consequência das políticas nacionais de estímulo ao uso do combustível alternativo
Os proprietários de frotas de automóveis ou de veículos que percorrem grandes distâncias
têm se interessado pela conversão por duas razões principais, que trazem em alguns meses o
retorno do investimento na conversão dos veículos: (1) Preço do GNV bem abaixo do preço
dos combustíveis substitutos; e (2) Redução de impostos em alguns estados, como a redução
de 25% no IPVA em São Paulo e de 75% no Rio de Janeiro. Atualmente, o segmento de
GNV tem sido utilizado por algumas distribuidoras estaduais de gás para introduzir as malhas
de gasodutos em cidades ou regiões onde não há gás canalizado (chamadas de green fields).
Essa função de âncora de distribuição para cidades ou localidades periféricas a partir da
instalação de postos de abastecimento ao longo das principais rodovias torna-se possível
porque se sabe que um posto que comercializa GNV tem um consumo padrão de cerca de 150
mil m³ a 200 mil m³/mês (BNDES, 2006).
Existem fortes críticas às subvenções para estimular o uso do GNV em veículos leves, uma
vez que este combustível é escasso e ocupa uma parte do mercado do álcool e da gasolina. O
que se considera estrategicamente correto seria a substituição do diesel utilizado no transporte
coletivo das grandes cidades, o que pode melhorar a qualidade do ar e reduzir as necessidades
de importação deste combustível. Portanto, deve ser levado em conta que, no caso de ocorrer
falta de gás no mercado nacional, o risco de não atendimento da demanda deste segmento é
elevado, ou seja, este seria um dos primeiros segmentos a sofrer redução de oferta. Na atual
conjuntura, tal redução poderia ser absorvida pelo mercado, pois os automóveis movidos a
GNV podem utilizar outros combustíveis.
Comparativo das vantagens econômicos no uso de GNV (Preços médios de 29/7/2018 a 4/8/2018
Aplicado a frota de veículos leves tendo como base: 250 km/dia
Consumo Custo Gasto/dia Custo/km Gasto em 25 dias Consumo/km
GNV 18 m3 R$ 2,73 R$ 49,14 R$ 0,20 R$ 1228,50 13,8 km/m3
Álcool 31L R$ 2,72 R$ 84,32 R$ 0,34 R$ 2108,00 8km/L
Gasolina 28 L R$ 4,47 R$ 125,16 R$ 0,50 R$ 3129,00 9km/L
Tabela11:Comparativo das vantagens econômicos no uso de GNV (Elaborado com dados da ANP, 2018).
d. Setor residencial e comercial
Os segmentos residencial e comercial, que se caracterizam pelo consumo unitário de
pequenos volumes e se encontram geograficamente muito pulverizados, somente são
atendidos com gás canalizado se houver um grande consumidor (âncora) localizado nas
proximidades ou se houver um número mínimo de consumidores comerciais e residenciais
concentrados que justifiquem a implantação de uma malha de baixa pressão. Após a
implantação da rede básica, a etapa seguinte é a capilarização das malhas, quando se realizam
investimentos apenas marginais para possibilitar o atendimento dos clientes residenciais e
comerciais, que pagam as maiores tarifas unitárias. Dessa forma, a combinação de
investimento marginal com a cobrança de altas tarifas unitárias faz com que as maiores
margens de lucro das distribuidoras de gás sejam obtidas desses clientes. As principais
vantagens do gás canalizado para os consumidores residenciais e comerciais são as seguintes:
(1) não é necessário o reabastecimento de combustível (como ocorre com o gás de botijão
GLP); (2) é reduzido o nível de perda ou de escape do combustível, o que melhora a
segurança das instalações; e (3) o pagamento da fatura é realizado a posteriori ao consumo
(BNDES, 2006).
Essas vantagens proporcionadas pelo gás canalizado fazem com que os consumidores
residenciais e comerciais, depois que passam a utilizar gás canalizado, sejam menos sensíveis
a variações do preço do combustível substituto. Ou seja, sua demanda é mais inelástica e eles
se tornam muito mais fiéis do que os outros clientes. Por isso, um número grande de
consumidores residenciais ou comerciais no portfólio de clientes de uma distribuidora
minimiza seu risco de inadimplemento e, consequentemente, melhora a previsibilidade dos
fluxos de receita futuros.
Cabe destacar aqui que o fornecimento de gás natural para o segmento residencial tem um
papel importante para o setor elétrico, pois reduz a demanda de pico. Isso advém do fato de
que no Brasil é amplamente difundido o uso do chuveiro elétrico com emprego de energia
elétrica. Muitas usinas são construídas para atender a essa demanda de pico e na maior parte
do tempo essas usinas não são despachadas, o que gera um desperdício não desprezível de
recursos. Por esse motivo, é muito mais eficiente utilizar o gás natural para aquecer
diretamente a água nas residências, o que minimiza as ocorrências das demandas de pico do
sistema elétrico. Portanto, os segmentos residencial e comercial exercem um papel
importante não só para a indústria do gás através do aumento da taxa de rentabilidade e da
redução do risco comercial à medida que a rede se capilariza , mas também para o setor
elétrico nacional, pois diminui as necessidades de investimento ao reduzir a demanda de pico.
(BNDES, 2006)
7.4.5. Demanda futura
Para o horizonte de longo prazo, é considerado o aumento da oferta de gás natural com a
produção do Pré-sal e de gás não convencional, ampliando a disponibilização desta fonte ao
mercado. Consideradas estas premissas para o horizonte em estudo, a perspectiva é de
aumento de 3,6% ao ano no consumo final gás natural no Brasil. A figura34 ilustra a projeção
do consumo de gás natural até 2050, por setor de consumo e no período 2013-2050. Estima-
se que a demanda brasileira total de energia aumente pouco mais de duas vezes quando
comparada com o ano base, com destaque para o avanço do gás natural, da eletricidade e dos
derivados de petróleo e de cana-de-açúcar (MME, PNE 2050).
Figura34: Estimativa da demanda futura de gás no Brasil (MME, 2017)
Observações:
- O gráfico apresenta a evolução da estrutura do consumo final de gás natural, onde se
observa a forte expansão da participação do consumo como matéria-prima (consumo não
energético) até 2030 e a redução de participação no consumo do setor energético, pois as
novas refinarias instaladas após 2020 não consumirão gás natural.
- O setor residencial, apesar da pouca representatividade, expande seu consumo de gás
natural em torno de 10 vezes o consumo atual até 2050. Isto se deve à premissa de
investimentos em expansão da malha de distribuição de gás, disponibilizando o combustível
para a maior parte dos consumidores nos grandes centros urbanos e o setor industrial, que
detém a maior parcela do consumo de gás natural, acelera a expansão devido ao aumento da
disponibilidade do gás natural.
7.4.6. Porção de gás produzida e importada não ofertada ao mercado nacional
Vale ressaltar que não é todo o volume de gás produzido ou vindo de fora (importado) chega
no mercado de consumo para atender os diferentes setores de consumo citados acima; parte
desse gás é usado nas operações de exploração e produção (E&P), nas UPGN (unidades de
Processamento de gás natural), outra porção é reinjetada e outra queimada, há também
consumo de gás no seu sistema de transporte, queima e perda nas operações de E&P e de
transporte. A figura 35 que segue representa essas quantidades, referentes aos anos 2015,
2016 e 2017. Pode-se aproveitar parte desse gás, principalmente do gás reinjetado e
queimado, para aumentar a oferta nacional. Em 2017, a quantidade de gás reinjetado e
queimado representaram 35% da oferta nacional e 28,6% da produção nacional. Há campos
de gás associado offshore em que, por não viabilizar projetos de gasodutos de escoamento
por causa da longa distância que separa os campos da costa, opta-se por reinjetar o gás
produzido (mesmo sem intenção de aumentar a produção de óleo) e queimar outra parte.
Outros modos de transporte de gás natural ou da sua energia, que serão apresentados adiante,
podem ser usados para aproveitar parte desse gás.
Figura35: Porção de gás produzida e importada não ofertada ao mercado nacional. (Elaborada com dados do MME, 2018)
7.5. Alternativas para o transporte do gás natural no Brasil.
A cadeia da Indústria de gás natural é uma rede com vários pontos interconectados, desde a
produção até o mercado de consumo. Estes pontos transitórios se encontram ligados por
modais logísticos. Para ligar os diversos nós dessa cadeia, diferentes formas de transporte são
usadas e esses meio de transporte são de importância capital no sucesso da indústria de gás
natural em uma dada região. O caso da indústria brasileira de gás natural não é diferente, a
ambição de consolidar a integração de gás natural na matriz energética nacional e, de forma
geral, a possibilidade de responder adequadamente à crescente e grande demanda anunciada
no futuro, passa pela capacidade de disponibilizar adequadamente ao consumidor a oferta de
gás natural na altura da demanda e no ponto de consumo. A nível mundial, vários países saõ
anunciados com aumento na capacidade de produção futura de GN, graças ao avanço na
tecnologia e à descoberta de novas reservas exploráveis, incluindo as reservas de gás natural
não convencional. Tal aumento esperado na produção mundial poderia ser uma boa notícia
para o mercado brasileiro, contando com uma boa oferta vinda de fora para abastecer o
mercado nacional. Mas é provável que o país não precise tanto de tal apoio externo
considerando o enorme potencial que agora têm para satisfazer a sua própria demanda e
talvez passe a ser exportador, graças a suas reservas na recém descoberta província petrolífera
de pré-sal e as reservas não negligenciáveis de gás natural não convencional ainda
inexplorado. Porém, esse potencial precisa ser apoiado pela regulação e infraestrutura, em
particular o meio de transporte, adequada para que responda as expectativas que se tem desse
potencial em relação ao mercado nacional, um grande mercado que conta 3.050 clientes
industriais, 36.122 clientes comerciais, 26 distribuidoras (a Petrobras tem participação em
pelo menos 20 delas), 440 municípios e 3.060.213 residências atendidas, sendo que o
potencial de expansão do mercado é ainda enorme pois, segundo a Associação Brasileira das
Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado , o gás natural canalizado está presente em
apenas 470 das 5570 cidades do país e atende 3 milhões de residências num total de 68
milhões de domicílios brasileiros, onde o gás natural não chega se recorre ao uso do gás de
botijão , GLP (ABEGÁS, 2014).
Como afirma a FGV Energia (FGV, 2015), a escolha da forma de movimentação do gás entre
a jazida produtora e o mercado consumidor é uma questão estratégica para a indústria do Gás
Natural. Historicamente, as dificuldades no transporte do gás eram tão significativas que
terminavam por direcionar grande parte da produção de gás para a queima, quando se tratava
de gás associado, ou de abandono do campo, quando se fazia uma descoberta de gás não
associado. Hoje em dia, no entanto, existem formas de transporte que atendem a diversos
cenários de oferta e demanda.
7.5.1. Modos de transporte do gás natural
a. Gás natural comprimido (GNC)
O GNC é o gás natural processado e condicionado para o transporte em ampolas ou cilindros,
à temperatura ambiente e pressão próxima à condição de mínimo fator de compressibilidade,
cerca de 220 bar (ANP). Para o transporte offshore, esta modalidade apresenta uma
inviabilidade econômica pelo alto custo da tecnologia de navios específicos para este
transporte. O Gás Natural Comprimido é ideal para indústrias, postos de abastecimento,
fábricas e plantas de processamento localizadas longe dos gasodutos tradicionais mas
próximo da unidade de compressão de GNC, num raio de cerca de 300km. A atividade de
distribuição de GNC a granel abrange a aquisição, recebimento e compressão do gás natural,
bem como o armazenamento, distribuição, comercialização e controle de qualidade do GNC.
Pela sua alta flexibilidade, a distribuição de GNC a granel representa uma alternativa para
estimular o desenvolvimento de novos mercados de gás natural no Brasil, mais
particularmente em lugares não atendidos pela infraestrutura de transporte e distribuição
dutoviária do País. Todavia, o lado negativo desta modalidade no Brasil refere-se ao risco de
interrupção de fornecimento visto que este sistema está ainda na fase de desenvolvimento no
Brasil. A complexidade e elevados riscos de acidentes são outros seus inconvenientes.
Em relação ao uso de gás natural veicular (GNV) com suas vantagens ambientais e
econômicas, o Brasil é um mercado ainda em desenvolvimento com grande potencial de
expansão deste tipo de combustível veicular, podendo ser apoiada pela modalidade GNC para
abastecer os postos. Entre os Estados brasileiros, 7 Estados, a maioria do Norte (Roraima,
Amapá, Maranhão, Pará, Maranhão, Tocantins, Acre e Rondônia) não dispõem ainda de
postos para abastecimento de GNV e entre os Estados que dispõem de tais postos, alguns têm
muito poucos, a exemplo do Piauí com 1 posto, Goiás com 2 postos, distrito federal (Brasília)
com 2 postos, Matogrosso com 5 postos e Amazonas com 6 postos (GASNET, 2017).
No Brasil, a ideia original era de se utilizar o GNV como substituto do óleo diesel para a
propulsão da frota de veículos pesados nos centros urbanos. Esta frota é composta por micro
ônibus, ônibus e caminhões de diversas tonelagens. Esta idéia deu lugar a uma maior difusão
do uso de GNV na frota de veículos leves, em função algumas dificuldades inerentes ao
mercado de GNV como substituto do óleo diesel, tais como: pequena diferença entre o preço
do óleo diesel e do GNV e pouca disponibilidade em território nacional de Postos de Serviço
com capacidade específica para atender à frota (GASNET, 2013).
O GNV, quando usado, além de apresentar baixa emissão de gases e partículas nocivos à
saúde e ao meio ambiente, mantém o motor em boas condições de limpeza e, assim,
observam-se menores taxas de desgaste para um mesmo período de utilização, quando
comparado com motores alimentados com combustíveis líquidos. Há também menor
frequência na troca do escapamento do veículo, pois a queima do gás natural não provoca a
formação de compostos de enxofre, diminuindo a corrosão e tem um bom rendimento em
relação aos outros combustíveis veiculares líquidos, para um veículo popular: 8km/l para
alcool, 10km/l para gasolina, 12 km/m³ para GNV. A economia com a utilização do GNV
chega a 66%, sendo indicado para usuários que rodam acima de mil quilômetros por mês,
devido ao custo da transformação do veículo (VIANNA, 2017).
Figura36: Estados brasileiros que têm postos de GNV (Gasnet, 2017)
b. Gas to liquid (GTL)
O GTL é um processo que converte Gás Natural em combustíveis líquidos estáveis similares
aos derivados líquidos de petróleo (gasolina, diesel, querosene,) usados como combustíveis
em veículos. Obtém-se também lubrificantes e matérias primas, como o wax, a serem usadas
na indústria petroquímica para produção de diversos produtos como detergentes, plásticos,
cosméticos, tintas, velas, ... aumentando ainda valor ao Gás natural que sofreu transformação.
A tecnologia mais usada para GTL é a síntese de Fischer-Tropsch (F-T). Apesar dessa
tecnologias (F-T) ser antiga de quase um século, o interesse da indústria de petróleo nela é
bem recente; a crescente diferença entre os valores dos derivados de petróleo e o custo de gás
natural tem justificado este recente pelo uso desta tecnologia. O primeiro passo no processo
de GTL usando a tecnologia F-T é a conversão do Gás Natural (composto em maior parte de
metano), em uma mistura de hidrogênio, carbono, dióxido de carbono e monóxido de
as é separado de
outros produtos indesejáveis presentes na mistura (enxofre, água e dióxido de carbono) para
evitar a contaminação do catalizador. A reação F-T faz reagir hidrogênio e monóxido de
carbono na presença de catalizador para formar hidrocarbonetos líquidos e este líquido são
finalmente processados usando diferentes tecnologias de refino para obter combustíveis
líquidos. A reação F-T requer pressão e temperatura altas (40 atmosferas e 500 a 840 °F) na
presença de um catalizador de ferro. O custo de fabricação de um reator que permite produzir
um certo volume requerido de combustível (ou outros subprodutos) e que suporta tal
condição de pressão e temperatura, pode ser grande. Por isso, muitas empresas estão
procurando métodos alternativos para usar um reator com design diferente chamado reator
- dução em escalas mais
reduzidas (EIA, 2014).
O processo GTL é então uma alternativa de transporte e agregação de valor de gás natural,
que facilita o transporte de Gás natural e que pode ser até mais vantajoso, em algumas
circunstâncias (por exemplo quando os derivados de petróleos apresentam grandes diferença
de valores no mercado acima do valor do Gás natural), que a modalidade GNL (Gás Natural
liquefeito) já que este último não envolve transformação que agrega valor no produto final e
além do custo do processo de liquefação, há o alto custo de navio de transporte ( metaneiro)
devido à tecnologia criogênica que conserva o Gás Natural em volume reduzido na fase
líquida. A modalidade GTL viabiliza a valorização das reservas de gás associadas ao permitir
a conversão de Gás Natural em combustíveis líquidos (de maior valor em relação ao gás
natural) em vez de ser queimado, porém essa modalidade requer a instalação de outros
equipamentos na plataforma que acabam exigindo mais espaço e mais medidas de segurança,
o que aumenta o custo de investimento.
c. Gás natural liquefeito (GNL)
O GNL é o gás natural no estado líquido obtido mediante processo de criogenia a que foi
submetido e armazenado em pressões próximas à atmosférica. (Resolução ANP nº 41, de
5/11/2013)
O Gás Natural é convertido em Gás natural liquefeito (GNL) principalmente para viabilizar o
transporte de GN em longas distâncias na via marítima onde o transporte por gasoduto não
seria técnica e economicamente viável. O GNL permite reduzir o volume do gás natural mais
do que o Gás Natural Comprimido (GNC), assim a densidade volumétrica de energia chega a
ser 2,4 vezes maior que a do CNG comprimido a 250 bar e chega a equivaler 60% da
densidade volumétrica de energia do óleo diesel. Esse aumento na densidade de energia torna
eficiente transporte de Gás Natural a alonga distância pela via marítima, porém o transporte
na forma de Gás Natural Comprimido pode ser economicamente viável para transporte
marítima em médias distâncias. Navios criogênicos (metaneiros) são usados para transportar
o GNL até o mercado de consumo onde é regaseficado antes de ser distribuído. O custo de
produção é relativamente alto e a necessidade de usar um navio metaneiro com tecnologia
criogênica que o torna caro, dificulta a expansão do seu uso comercial, mesmo assim essa
tecnologia transporte que já tem cerca de 40 anos e, atualmente, domina aproximadamente
25% do comércio mundial de Gás Natural. A atividade de distribuição de GNL abrange a
aquisição dos produtos, bem como seu recebimento, armazenamento, transvasamento,
controle de qualidade, transporte, entrega aos consumidores finais e às Instalações de
liquefação e regaseificação.
Figura37: Processo de GNL (adaptada de Robrigo Morães, 2015)
A atividade de distribuição de gás natural liquefeito (GNL) a granel representa uma
alternativa para estimular o desenvolvimento de novos mercados de gás natural no Brasil, em
especial em localidades não atendidas pela infraestrutura de transporte e distribuição
dutoviária, o desenvolvimento dessa tecnologia no país será útil para viabilizar a exportação
do Gás Natural nacional. Mas a desvantagem da tecnologia do GNL é que cerca da metade do
capital total é direcionado para a construção da planta de liquefação e tratamento prévio para
a retirada de impurezas do GN para possibilitar a liquefação, fazendo com que o investimento
seja caro. (CORDEIRO 2005)
O Brasil dispõe de três terminais de regaseificação em operação, todos da Petrobras e sem
obrigação regulatória para deixar livre acesso a outros agentes (produtores e importadores de
GN) , que podem despachar até 41 MMm³/dia de gás natural à malha de transporte: um no
Porto de Pecém, no Ceará, com capacidade de regaseificação de 7 MMm³/dia; um na Baía de
Guanabara, no Rio de Janeiro, com capacidade de 20 MMm³/dia; e um terceiro na Baía de
Todos-os-Santos, na Bahia, com capacidade para regaseificar 14 MMm³/dia. Estes terminais
estão conectados à malha integrada de gasodutos de transporte, permitindo o direcionamento
das cargas de GNL regaseificadas para o mercado. (FGV- Energia). A importação de GNL,
vindo principalmente do Catar, Nigéria, Noruega e Trinidad e Tobago, auxilia muito no
suprimento de GN no Brásil para completar a oferta nacional.
A ampliação das infraestruturas, em particular os terminais de regasificação, e garantia de
acesso à elas por outros agentes privados (produtores e importadores de GN) é importante
para o desenvolvimento do mercado brasileiro de GN, um mercado que precisa ainda
amadurecer. De fato, o mercado nacional de GN precisa aumentar a concorrência
diversificando suas fontes de suprimento de GN e criando um mercado secundário de GN
para dar mais segurança a seus consumidores. A preocupação com ampliação e acesso às
infraestruturas de GN no país deveria ser ainda maior com o fim do contrato de importação
de GN da Bolívia, maior fonte alternativa de GN para o mercado Brasileiro, em 2019 e a
incerteza sobre a capacidade deste país exportador para horar o contrato em caso de
renovação do mesmo, já que desde 2005, com a nacionalização das reservas e a fuga de
empresas estrangeiras, a produção boliviana estaria estagnada. Para o setor de geração de
energia elétrica, há dificuldade para os produtores independentes assinar um contrato de
longo prazo de fornecimento de GN para usinas termoelétricas por não possuírem um
portfólio de vários suprimentos de gás para garantir o suprimento mesmo nos imprevistos
períodos da baixa na produção, como é o caso da Petrobrás que além da sua própria
produção, pode contar com a sua importação de gás da Bolívia e com o GNL importado
através de seus terminais de regaseificação.
d. Hidrato de gás natural(HGN)
Hidrato de Gás Natural é uma fase sólida de uma estrutura cristalina formada por moléculas
de gás e de água; essa estrutura feita de moléculas de água que engaiolam pequenas
moléculas de gás é formada a altas pressões e baixas temperaturas. A estabilidade dessa fase
sólida é mantida pelas forças de Van der Waals entre a molécula de gás no centro e as
moléculas de água que o cercam (KOH, SLOAN, 2007).
Figura38: Estrutura de hidrato de metano (U.S. DOE, 2014)
Na figura 38: à esquerda, tem-se uma estrutura de hidrato de metano: molécula de metano
metano (parecendo gelo) em chama.
No fundo de algumas partes de oceano e em algumas regiões frias na terra, encontram-se
grandes quantidades de metanos na forma de hidrato formado naturalmente, que aparece
como gelo. Da mesma forma nos dutos de escoamento de petróleo ou gás natural, o hidrato
pode se formar quando condições de temperatura e pressão são reunidas; isso é um problema
que preocupa e necessita tomada de medidas para evitar ou remediar a sua ocorrência pois
acaba obstruindo a passagem de fluidos que se quer transportar através de dutos. Não
obstante, o hidrato de gás natural, não é apenas visto como um problema na indústria de gás
natural; de fato, passou a ser também uma solução, embora seja ainda uma tecnologia em
desenvolvimento, no transporte de gás natural ao lado das formas mais tradicionais de
transporte deste energético.
O processo de transporte de gás natural na forma de hidrato compreende as etapas de síntese
de hidrato que se obtém ao colocar gás e água em contato em baixa temperatura e alta
pressão. Uma vez sintetizado, o hidrato de gás é transportado (com condição de transporte
variando entre 1 atmosfera de pressão a 241 k a 85 atmosferas a 285 k) até o local de
consumo onde vai ser regaseificado (alta temperatura/baixa pressão) para separar o gás da
água e por fim, antes de ser enviado aos consumidores, o gás é tratado (desidratado) para tirar
água que escapou junto com gás.
Figura39: Processo de transporte de GN na forma de hidrato (adaptada de Mannel&Puckett,
2008)
Em comparação com a modalidade de transporte de GN na forma de GNL, o transporte na
GN na forma de hidrato(HGN) está em desvantagem por não confinar elevada densidade de
energia como o GNL. De fato, o hidrato contém 6,5 toneladas de água por cada tonelada de
gás natural transportado enquanto que todo o conteúdo do GNL consiste em gás. A vantagem
que o hidrato apresenta é que os processos da sua síntese e regaseificação são mais baratos
que no caso do GNL pois a formação de hidrato não envolve investimento em equipamentos
muito caros e não gasta tanta energia quanto no processo GNL, isto por que a síntese de
hidrato não requer temperatura muito baixa nem pressão muito alta. No caso de estocagem de
gás natural para atender o mercado no momento de pico na demanda, o hidrato de gás, apesar
de ser ainda uma tecnologia em desenvolvimento, se revela propício pois além de permitir a
redução do volume de gás a ser estocado, não apresenta altos custos, estes custos são ainda
reduzidos em países com clima frio, pois a baixa temperatura ajuda a conservar naturalmente
o hidrato sem necessidade de manter uma pressão alta no tanque de estocagem. No Brasil, um
estudo feito em 2007 por pesquisadores da UFRJ sobre o custo e benefícios econômicos de
tecnologia de transporte de gás natural no Brasil baseada no método de payback, conclui que
o hidrato de gás natural é a opção menos econômica das seis estudadas na época (GNL,
gasoduto, GNC, GTL, GTW, HGN) porém, a mesma modalidade de transporte fazia parte
das favoritas no estudo realizado por Chang em 2001 em países como Japão, Coreia do Sul e
China, regiões com mercados de gás natural mais desenvolvidos em relação ao mercado
brasileiro. Assim, com mais avanço na tecnologia de hidrato de gás e com o desenvolvimento
do mercado de GN no Brasil, esta modalidade de transporte e estocagem de GN pode mais
uma alternativa para sustentar o mercado de gás no país.
e. Gas to wire (GTW)
O Gas To wire, ainda chamado de Gas To power é uma forma de monetizar a produção de
gás natural a partir da conversão da energia do gás natural em eletricidade logo no local da
produção (na boca do poço), seguida da transmissão da energia elétrica para o mercado de
consumo diretamente através da rede de transmissão no caso da produção onshore ou
passando primeiro por cabos submersos de alta voltagem no caso de produção offshore. A
energia elétrica produzida também pode ser fornecida diretamento aos consumidores
industriais com alta demanda de energia.
Para transmissão da energia elétrica produzida a partir de uma unidade de produção offshore,
pode-se transmitir a eletricidade com um sistema de cabo de corrente corrente alternada (AC)
no caso de uma limitada potência e distância a ser percorrida, isto porque para distâncias
relativamente longas, há muito mais perda de energia ao transmitir uma corrente AC, neste
caso é recomendado um sistema de transmissão de corrente contínua (DC) que mais
favorável para distâncias maiores que 50km pois apresenta menos perda apesar de outras
perdas adicionais de energias e custo na conversão da corrente DC para corrente AC mas no
total há mais vantagem para longas distâncias e ainda o cabo de transmissão submarino de
corrente contínua é mais simples (com poucos condutores) e custa menos. Para transmissão
onshore de uma grande quantidade de energia, em geral a transmissão de corrente contínua é
mais econômica para distâncias maiores que 600 km a 800km dependendo da capacidade do
sistema (PETROWIKI, 2015).
No Brasil, o GTW pode ser uma alternativa para viabilizar a produção de gás natural das
jazidas de gás associado no pré-sal brasileiro já que os campos de produção se situam a
grandes distâncias da costa e em águas ultra profundas (necessita de dutos coros capazes de
resistir grandes pressões) tornando muito caro o investimento em gasodutos de escoamento
para o continente. Ademais, mesmo que alguma empresa produtora de hidrocarboneto seja
apenas interessado na produção de óleo no pré-sal, seria obrigado a reinjetar a maior parte do
gás associado produzido pois a regulamentação limita a quantidade de gás que pode ser
queimada e dessa forma, teria um custo adicional ligado a reinjeção deste gás (este custo de
injeção é mais caro ainda em águas ultra profunda como é caso do pré-sal) e que talvez não
seria compensado pelo aumento na produção de óleo devido ao efeito de reinjeção de gás,
pois no caso de uma injeção de gás em reservatório de óleo com objetivo de aumentar a
produção, existe um limite econômico na quantidade de gás injetada. E uma injeção não
controlada de gás pode até prejudicar as reservas recuperáveis do óleo do reservatório
diminuindo ainda mais os ganhos. Converter a energia do gás produzido para energia elétrica
na boca poço pode ser também uma solução para a maioria das empresas produtoras de gás
no Brasil que se encontram obrigadas a vender suas produções à Petrobras por falta de acesso
à infraestrutura de escoamento, transporte e processamento de gás cuja a maior parte é detida
pelo estatal brasileiro.
f. Gasoduto
É o modo de transporte de GN por uma estrutura composto principalmente de dutos. Este
meio de transporte, que é o mais tradicional da indústria de GN, é usado para distancia não
muito grande. A construção de um gasoduto, necessita de grandes investimentos e um longo
período para recuperação do investimento, apesar das vantagens da segurança do suprimento
e do alto volume transportado de forma contínua, a desvantagem de uma estrutura de
transporte por dutos é a sua inflexibilidade no atendimento ao mercado consumidor, pode-se
atender apenas aos consumidores próximos de seu traçado. Além disso, para a exploração
offshore há risco de formação de hidrato que pode atrapalhar o transporte e para evitar isso,
muitas vezes é usado um inibidor de hidrato, que além de aumentar muito o custo de
transporte e exigir uma grande capacidade de armazenamento, apresenta um grande problema
que é a contínua injeção de inibidores, que podem causar contaminação do produto
(PETROBRAS, 2007).
A lei Nº 11.909/2009, a lei do gás, estabelece três tipos definições de gasodutos:
f1) Gasodutos de transferências: duto destinado à movimentação de gás natural,
considerado de interesse específico e exclusivo de seu proprietário, iniciando e terminando
em suas próprias instalações de produção, coleta, transferência, estocagem e processamento
de gás natural
f2) Gasodutos de escoamento da produção: dutos integrantes das instalações de produção,
destinados à movimentação de gás natural desde os poços produtores até instalações de
processamento e tratamento ou unidades de liquefação. Para este tipo de gasoduto a lei não
garante a obrigação de permitir acesso a terceiro. Os gasodutos de escoamento da produção
não integrantes de concessão de exploração e produção de petróleo e gás natural são
autorizados pela ANP.
f3) Gasodutos de transporte: Os gasodutos de transporte se caracterizam como
infraestruturas para movimentação de gás natural desde instalações de processamento,
estocagem ou outros gasodutos de transporte até instalações de estocagem, outros gasodutos
de transporte e pontos de entrega a concessionários estaduais de distribuição de gás natural.
Além dos três principais tipos, hás gasodutos integrantes do terminal de GNL que a resolução
ANP º 50/2011 define como aqueles que são utilizados exclusivamente pelo terminal de GNL
mas a lei põe limite a este tipo de gasoduto: após a interligação do terminal de GNL à malha
de transporte por um gasoduto classificado como integrante do terminal, novos gasodutos
com o objetivo de interligar o terminal à malha de transporte serão classificados como
gasodutos de transporte (Art. 13, § 3º). Os gasodutos de distribuição são aqueles usados pelas
distribuidoras no nível estadual para entregar o gás para os consumidores finais. Este tipo de
gasoduto está sob a regulação estadual diferentemente dos outros tipos que estão sob a
regulamentação federal.
Figura40: Classificação de gasodutos no Brasil. (ANP)
Os gasodutos de transporte são muito importantes, pois são o principal meio para a entrega da
oferta de GN produzido no mercado consumidor dentro de um país ou de uma região não
muito distante do ofertante. Apesar de exigir grandes investimentos, de não permitir aumento
da sua capacidade máxima e de ter pouca flexibilidade quanto à rota de transporte uma vez
instalado, a vantagem do transporte por gasoduto é que apresenta uma economia de escala e
consome menos energia minimizando assim o custo médio de transporte. Além disso, o
transporte por gasoduto é mais seguro, não necessita de frequentes manutenções e permite o
transporte através de locais de difícil acesso. O Brasil possui uma malha de gasoduto de
transporte de cerca de 9409 km, a maior parte se localiza no sul e na costa leste do país e da
qual a Estatal Petrobrás, diretamente ou por meio de suas subsidiárias Petrobras Logística de
Gás S.A. e Transportadora Associada de Gás S.A (TAG), detém participação em 97% do
total da malha dutoviária do País. Dentre as transportadoras existentes, a única que não possui
participação da Petrobras é a GasOcidente (GasOcidente do Mato Grosso Ltda.). Assim as
quatro empresas que detém a malha de gasoduto no país são: a TAG (Transpotadora
Associada de Gás, subsidiara da Petrobrás), a TSB (Transportadora sulbrasileira de Gás S.A,
com 25% da participação da Petrobrás através da GASPETRO), a TBG (Transportadora
Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil, com 51% da Petrobras através da Petrobras logística de
Gás S.A) e a Gasocidente.
Figura41: Malha de gasoduto de transporte no Brasil (EPE, 2015)
Em relação ao potencial do mercado de gás natural no país, o tamanho da malha brasileira é
ainda insuficiente. Em relação a países com mercado de gás mais desenvolvido como os
Estados unidos, Canada e outros países europeus, como pode ser visto na figura 42, o Brasil
precisa ainda da instalação de mais gasoduto no seu território para a consolidação do seu
mercado de gás natural pois para uma indústria de rede, como é o caso da indústria de gás
natural, o investimento em infraestrutura sustenta a demanda e oferta mas, paradoxalmente, é
preciso haver demanda e oferta para motivar o investimento em infraestrutura. No caso do
Brasil, o seu potencial na demanda e oferta assegura os investimentos em nas infraestrutura.
A maior parte da produção brasileira de gás natural vem de campos offshore mas o país
possui um potencial não negligenciável na produção de gás onshore se considerar suas
reservas de gás convencional onshore e além disso, o Brasil é um dos países da América
latina com maiores estimativas de gás natural não convencional (tight gas e shale gas)
localizado em bacias como Paraná, São Francisco, Parnaibá, Potiguar, Reconcavo, Amazonas
e Solimões. A ampliação da malha nacional de gasoduto pode ajudar a tornar esses locais
onshore interessantes para investidores na produção de gás natural já que alguns deles se
encontram longe do alcance da atual malha.
Figura 42: Extensão da malha de gasoduto de transporte por país (MME, 2012)
A produção de gás natural no Brasil é maioritariamente de gás associado offshore e a
província petrolífera de pré-sal tem um grande destaque pois além ser a zona que aumentou
mais a produção nacional de gás, é também a maior promessa para o crescimento da
produção nacional no futuro. Porém, observa-se que atualmente um problema ligado à
limitação nas infraestruturas de escoamento do gás produzido. O fato dos campos de
produção serem de águas profundas e situados muito longe da costa, torna caro o
investimento em infraestrutura de escoamento e inviável para alguns casos. Como estipulado
em uma publicação da Fundação Getúlio Vargas, a legislação vigente garante o livre acesso a
dutos de transporte. No entanto, não existe garantia de livre acesso a dutos de escoamento,
utilizados para a movimentação do gás offshore, onde ele ainda não foi processado. Grandes
campos produtores viabilizam o escoamento offshore ao produzir volumes suficientes de gás
para amortizar o elevado investimento em infraestrutura. Mas, campos menores, ou com
baixo razão Gas-óleo (GOR), não conseguem monetizar o gás produzido, e acabam forçados
a queimar ou vender o gás para a Petrobras, que tem maior escala de produção no Brasil.
Diante de tal conjuntura, entendemos que o escoamento do gás offshore precisa ser discutido,
pois favorece a centralização da oferta em um único agente, além de incentivar o aumento da
queima ao dificultar a monetização do gás produzido. Consequentemente, também restringe a
promoção da ampliação da oferta de Gás Natural.
7.5.2. Estocagem de gás natural
Como já mencionado anteriormente, a estocagem de gás natural pode ser feita em instalações
artificiais que é uma forma de estocar volumes muitos pequenos, ou em instalações naturais
adaptadas. Nesse último caso fazemos referência às instalações de estocagem subterrânea de
gás natural que pode ser feita em um aquífero, em um reservatório depletado de gás natural
ou petróleo ou em uma caverna salina. Para os modos de armazenamento não convencionais,
que são recentes formas de estocagem e ainda pouco usadas, em uma mina desativada ou em
uma caverna de rochas alinhadas.
A estocagem de gás natural é um elemento importante que sustenta o mercado de gás natural,
a prática de estocagem de gás é aplicada em muitos países com mercado de gás mais
desenvolvido, a exemplo de Estados unidos da américa com 414 unidades de estocagem
subterrâneo de gás natural com capacidade total de 129,59 bilhões de m3 em 2013; Alemanha
com 46 unidades de estocagem com capacidade total de 20,69 bilhões de m3 em 2013;
França com 16 unidades de estocagem com total de 12,595 bilhões de m3 em 2012; Rússia
com 26 unidades de estocagem com capacidade total de 68,16 bilhões de m3 em 2014,
Canada com 50 unidades de estocagem com capacidade total de 19,7 bilhões de m3 em 2013,
Itália com 10 unidades de estocagem com capacidade total de 12,262 bilhões de m3 em 2012.
Sendo que as capacidades de estocagem mencionadas acima se referem apenas ao volume de
gás de útil (gás de trabalho) que é a porção de gás que se pode retirar do total do gás
estocado; não se contabiliza então o volume de gás de base (gás de amortecimento) que é a
quantidade de gás que não é retirada do armazenamento, serve para fornecer pressão que
possibilita a retirada do gás útil para ser usado quando há necessidade.
A estocagem subterrânea é um componente importante na cadeia de gás natural, ela atua no
sentido de garantir o fornecimento adequado do gás natural sobretudo em momentos críticos
que pode ser um período de pico na demanda ou quando acontece uma interrupção não
esperada do fornecimento de gás. Nos países com severos invernos, como os países europeus
e da América do norte, a grande necessidade de aquecimento de domicílios, ambientes de
trabalho e de lazer, causa um brusco aumento da demanda por gás natural e é nesse momento
que o gás estocado é colocado no mercado para reforçar a oferta disponível afim de favorecer
o equilíbrio entre oferta e demanda. A estocagem nesse sentido serve então para poupar o
excedente da quantidade ofertada no mercado quando a demanda está em níveis baixos e
recorrer ao estoque guardado quando os níveis de demanda aumentam trazendo assim um
equilíbrio no mercado.
A pesar das vantagens oferecidas pela estocagem subterrânea de gás, o mercado brasileiro de
gás natural não dispõe ainda de infraestruturas de armazenamento de gás como é o caso de
países citados acima cujos mercados de gás, mais desenvolvidos, podem servir de modelo
para no atual processo de desenvolvimento de mercado de gás brasileiro. O Brasil,
considerado um país tropical por ter a maior parte do seu território na zona tropical, de fato,
não seria levado a investir nas instalações de estocagem de gás com motivo de aumentar a
oferta em períodos de picos de demanda devido severos invernos. Mas sendo um país cuja
energia elétrica provem principalmente da força hidráulica e que há uma sazonalidade na
produção da energia hidrelétrica devido a alternância de períodos de alta e baixa (estiagem)
em níveis de água de rios que abrigam usinas hidroelétricas, o aumento do uso das usas
termoelétricas a base de gás para compensar o déficit das hidroelétricas, leva a um aumento
brusco na demanda de gás que pode justificar a prática de estocagem de gás no país.
Ademais, a estocagem de gás seria importante no Brasil para eliminar os custos excessivos
pelos quais se compra o gás importado na forma de GNL e de gás transportado pelo gasoduto
Brasil-Bolívia. De fato, o gás natural que o Brasil importa da forma de GNL é principalmente
trazido para aumentar a oferta de gás em momentos de aumento na demanda causada pela
necessidade de aumento no uso das termoelétrica em períodos de estiagem, o problema é que
em tal situação de compra emergencial, o gás caba sendo negociado no mercado spot ou
mercado de curto prazo que apresentam preços muitos voláteis e que as vezes chegam a ser
muito maior que o preço do gás da produção nacional ou do gás importado pelo gasoduto
Bolívia-Brasil e sabendo que um alto preço de gás que vai ser usado nas termoelétricas torna,
a princípio, torna cara a energia elétrica gerada para o consumidor final e diminui assim a
competividade do gás natural diante de seus substitutos fósseis (derivados de petróleos e
carvão) apesar destes últimos serem mais poluentes, uma situação que vai ao desencontro do
esforço atual que visa favorecer a participação de gás natural na matriz energética nacional. A
presença de instalações de estocagem no país possibilitaria fazer contrato mais favoráveis
(médio ou longo prazo) e não haveria preocupação em caso do gás entregue não ser
consumido totalmente no imediato pois teria maior capacidade de estocar o excedente de gás
e essa se evitaria reexportar essa quantidade ociosa, como se costuma fazer atualmente em
uma tal situação, e é revendida as vezes a um preço menor que o preço pelo qual foi
comprado como foi o caso no ano passado, 2017. Da mesma forma, a presença de instalações
de estocagem seria importante na importação de gás boliviano. O gás natural importado de
Bolívia via o gasoduto GASBOL, é fornecido sob um contrato do tipo take or pay, que é
caracterizado pelo fato do importador ser obrigado a efetuar o pagamento de determinada
quantidade mínima de gás natural, mesmo que este não seja efetivamente consumido no
período estabelecido contratualmente. Nesse caso, quando a quantidade de gás consumida
está abaixo do mínimo estabelecido pelo contrato, paga-se também por uma diferença de
quantidade de gás não consumida, tal perda financeira poderia ser evitada se tivesse uma
instalação de estocagem que permitiria importar sempre quantidade de gás maior ou igual ao
mínimo estabelecido pelo contrato e armazenar o excedente no momento de baixo consumo
para ser entregue aos consumidores quando há aumento na demanda.
A participação da energia eólica na geração de energia elétrica tem aumentado muito no
Brasil. Até junho 2018, o relatório do ministério brasileiro de minas e energia indicou uma
participação a eólica de 8,1% na geração de energia elétrica, quota empatada com a do gás
natural e em Agosto do mesmo ano a participação eólica ultrapassou a de gás natural na
geração da energia elétrica, ficando apenas atrás da hidroelétrica e biomassa e ainda previsões
estão a favor da eólica ocupar a segunda posição, atrás da hidroelétrica no futuro. A energia
solar também foi reportada com um crescimento de 577% no período de um ano, apesar de
ainda apresentar apenas 1% da energia elétrica gerada no país. Mesmo com um senário de
grande participação das energias renováveis como a eólica e solar na matriz energética
brasileira, permanecerá ainda a necessidade de ter uma fonte complementar na geração de
eletricidade para compensar os momento de baixa produção eólica e solar devido
inconstância da natureza em disponibilizar a luz e o vento que são as forças motrizes desses
meio de geração de eletricidade e além disso, a tecnologia atual não permite ainda armazenar
de forma eficiente o excesso de energia elétrica gerada em momentos propícios para ser
usada quando o tempo não favorece uma produção adequada para a demanda. Em regiões
mais dependentes desses tipos de energias renováveis como é o caso da região Nordeste, a
região mais seca do país e desfavorecida hidricamente para geração de energia hidroelétrica,
a participação da energia eólica pode chegar até cerca de 55% da energia consumida quando
há vento suficiente. O Nordeste junto com a região Sul, gera a maior parte da energia eólica
do país. Criar uma dependência dessas energias renováveis apresentam vantagens ambientais
mas é preciso uma outra fonte complementar adequada e mais disponível para a geração de
eletricidade como a termoelétrica a base de gás natural sustentada por um sistema de
estocagem de gás, para garantir um fornecimento confiável de energia elétrica. Conforme
indicado em alguns estudos, como no trabalho de Iyomassa et al (2005) ou trabalho de
Camilo G. Lima (2014), no Brasil existem locais com potenciais de abrigarem instalações de
estocagem subterrânea de gás. No sul por exemplo, a bacia de paraná é apontada como tendo
aquíferos que podem ser estudados para avaliar a possibilidade de estocagem. Na Região
Nordeste, a bacia de recôncavo possui muitos campos depletados, como o campo de Dias
Avila, de Fazenda Gameleira e de Lagoa verde, que podem ser aproveitados para fins de
estocagem de gás natural.
A presença de um mercado secundário de gás natural ajuda no processo de amadurecimento
de um dado mercado de gás natural pois favorece a diversificação da oferta e a estabilização
do equilíbrio entre a oferta e demanda. O mercado secundário de gás natural é apoiado pelas
instalações de estocagem onde os diversos agentes de um dado mercado de gás podem
guardar suas quantidades de gás cuja a compra é negociada em momentos de baixos preços
no mercado e esperam momentos de altos preços, quando a demanda supera a oferta
disponível, para vender o gás estocado no mercado, aumentando assim a oferta para favorecer
o equilíbrio entre a demanda e oferta. Esse mercado secundário traz também uma segurança
para contratos entre produtores de gás natural e seus clientes, em caso de falta ou baixa na
produção de gás devido a alguma situação imprevista, pode-se recorrer ao mercado
secundário para atender ao fornecimento estabelecido pelo contrato.
8. Conclusão
A indústria do gás natural conheceu um grande avanço desde os primeiros momentos em
que a humanidade descobriu as suas formas de uso. Da superstição na antiguidade às
tecnologias avançadas na sua cadeia de produção e nas suas diversas formas de uso hoje em
dia, a indústria de gás continua se consolidando e o seu produto, o gás natural, virou um
importante recurso na economia moderna na qual a preocupação com o meio ambiente guia a
escolha de meios de produção da energia e de outros bens. Enquanto não for possível
substituir totalmente os energéticos mais usados e mais poluentes no mundo, petróleo e
carvão, - pelas energias sustentáveis, em função da produção destas últimas serem limitadas
por fatores naturais e não controláveis pelo ser humano (inconstância de vento e luz solar, por
exemplo) e pela escassez de alguns de seus fatores de produção (por exemplo, no uso da
terra, há concorrência entre as atividades de produção de alimentos e da produção de
bioenergéticos) e ainda pela limitação da tecnologia de armazenamento da energia
sustentável produzida (solar e eólica), - permanecerá a necessidade de ter outra fonte de
energia complementar ao lado das renováveis. O gás natural por ser o menos poluentes entre
os energéticos fósseis e pelas suas reservas serem ainda abundantes no mundo, se encontra
favorecido para desempenhar este papel mas é preciso evitar o escape do gás natural na
atmosfera pois o seu componente predominante, o metano, é mais crítico que o dióxido de
carbono para o aquecimento da terra. Do outro lado, o contínuo crescimento da riqueza e da
população mundial faz aumentar a necessidade de produtos como alguns solventes e
fertilizantes para agricultura e que têm o gás natural como matéria prima. Tudo isso assegura
uma contínua demanda por este hidrocarboneto e que precisa ser atendida por uma oferta
adequada. As novas tecnologias de transporte de gás natural ou da sua energia facilitam a sua
oferta para o consumidor final. O transporte de gás na forma de GNL está sendo cada vez
mais importante no comércio mundial de gás natural e se revela primordial a integração de
mercados distantes de gás natural pelo mundo, tornando possível a oferta de gás de regiões
produtores para distantes mercados de consumo e diminuído as diferenças de preços de gás
pelo mundo. De acordo com os cenários apresentados, a previsão é de que haja equilíbrio
entre oferta e demanda no futuro. No horizonte 2030, a produção mundial esperada é de 4545
bilhões m³ e a demanda esperada está em torno de 4587 bilhões m³ (450 Bfc/dia). Já no
horizonte 2040, espera-se uma produção de 5304 bilhões m³, enquanto que a demanda
esperada está em torno de 5200 bilhões m³ (510 Bcf/dia).
No Brasil, o mercado de gás está em desenvolvimento. A ampliação da malha de gasoduto no
território nacional, o investimento nas infraestruturas de armazenamento de gás e o uso de
outras modalidades de transporte de gás natural ou da sua energia, podem ser importantes
nesse processo de desenvolvimento do mercado nacional de gás, que visa fornecer o gás
como matéria prima e como fonte de energia, útil para o crescimento e competitividade da
economia do país.
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