10 SME DESENVOLVIMENTO GAS NATURAL

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10
DESENVOLVIMENTO
ENErGIa
DO Gás Natural
SOLar
e Biogás - SULGÁS
244
DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás
INTRODUÇÃO
O gás natural, ao longo das últimas cinco décadas, vem assumindo papel de relevância na transição da matriz mundial de energéticos, a qual migra de uma base não renovável e não sustentável para
uma composição mais equilibrada e sustentável. Acompanhando a
evolução tecnológica da sociedade, a qual, primeiramente, passou
a substituir o carvão mineral pelo petróleo como principal energético de base fóssil, o gás natural desempenha papel fundamental e
amigável(1), agora na transição gradativa da utilização do petróleo
para energéticos mais limpos. Este capítulo aborda os principais tópicos relacionados à descoberta de reservas, produção e demanda
do gás natural nos planos internacional, América Latina, Brasil e Rio
Grande do Sul.
CENÁRIO INTERNACIONAL DO GÁS NATURAL
HISTÓRICO DO GÁS NATURAL NO MUNDO
Embora manifestações de utilização do gás natural remontem a períodos pré-históricos, sua utilização comercial tem os primeiros registros a partir do século XVIII. Por volta de 1785, os britânicos já usavam
o gás natural produzido a partir do carvão mineral para a iluminação
de residências e ruas. Em 1816, Baltimore, no estado da Virgínia-EUA,
tornou-se a primeira cidade a utilizar esse tipo de gás manufaturado
para a iluminação pública. A primeira perfuração de um poço a obter
sucesso na produção de gás ocorreu em 1821, na localidade de Fredonia, Nova Iorque. Posteriormente, foi formada a primeira empresa
americana de distribuição de gás: a Fredonia Gas Light Company. Em
1836, foi criada a primeira empresa pública de gás nos EUA, na cidade
de Filadélfia: a Philadelphia Gas Works, maior e mais longeva empresa
ainda em operação no país.
Com o avanço da tecnologia de distribuição e uso do gás durante
o século XX, novas aplicações foram possibilitadas: cocção e aquecimento domiciliar, aquecimento de água, processos de manufatura
industrial e caldeiras para a geração de eletricidade, entre outros.(2)
As principais economias do planeta utilizam-se dos benefícios do
gás natural como fonte mais limpa e econômica de energia, contribuindo para uma matriz energética mais limpa e uma maior seguran-
ça energética. Ao longo da expansão de sua utilização pelo mundo,
foram criadas formas de transporte e distribuição que permitiram
deslocar o produto desde os reservatórios, normalmente localizados
afastados, até os grandes centros de consumo. Foram então construídos gasodutos, alguns com muitos milhares de quilômetros, que
atravessam os diversos continentes, bem como novos modais de
transporte utilizados, como os navios que transportam o gás natural
liquefeito (GNL).
SITUAÇÃO ATUAL E EXPECTATIVAS
FUTURAS DO GÁS NATURAL NO MUNDO
RESERVAS, PRODUÇÃO E DEMANDA DO
GÁS NATURAL NO MUNDO
Em 2014, as reservas provadas mundiais de gás natural foram de
197,5 trilhões de m³, distribuídas regionalmente conforme o gráfico
a seguir.
RESERVAS MUNDIAIS DE GÁS NATURAL - 2014 (trilhões de m3)
TOTAL: 197,46 Tm3
Ao longo dos anos, novas fontes de produção de energia vêm
surgindo e se mostrando cada vez mais competitivas, passando a impactar a composição da matriz energética mundial. Recentemente,
os esforços de produção têm sido concentrados em shale gas, tight
oil, produção de óleo em águas ultraprofundas e energias renováveis.
Como um dos principais combustíveis de base fóssil, o gás natural, assim como o petróleo, seguramente ainda ocupará papel principal na
matriz energética nas próximas décadas, atendendo a dois terços do
aumento necessário de energia até 2035. Até lá, o crescimento previsto da demanda de gás natural se equipará à soma dos crescimentos
previstos nas demandas de petróleo e carvão mineral.(3)
90,00
O gráfico a seguir mostra até 2035 a perspectiva de crescimento
relativo do gás natural entre os energéticos alternativos.
–
79,66
80,00
70,00
61,68
60,00
50,00
40,00
30,00
17,16
20,00
15,30
11,95
10,00
Oriente
Médio
Eurásia
África
Ásia &
Oceania
América
do Norte
7,86
América
Latina
3,85
Europa
Fonte: EIA - 2015
SHARESS OF PRIMARY ENERGY
O país com maior reserva provada de gás natural é a Rússia, com
24% do total. A seguir, encontram-se o Irã (17%), Qatar (13%), EUA
(5%), Arábia Saudita (4%), Turcomenistão (4%), Emirados Árabes Unidos (3%), Nigéria (3%), Venezuela (3%), Argélia (2%), China (2%) e os
demais países com 20%. O gráfico a seguir mostra essa distribuição.(4)
50%
40%
30%
20%
10%
________________________
0%
1965
OIL
COAL
*Includes biofuels
Fonte: British Petroleum, 2015
2000
GAS
HYDRO
2035
NUCLEAR
RENEWABLES*
(1)Conforme o Banco Mundial, in “Gás Natural, aplicado à indústria e ao grande comércio”, Monteiro, Jorge Venâncio de Freitas e Silva, José
Roberto Nunes Moreira da, p.37, Ed. Blucher, 2010.
(2) American Public Gas Association. www.apga.org/i4a/pages/index.cfm?pageid=3329
(3) “British Petroleum Energy Outlook 2035”, Fevereiro 2015 - www.bp.com
(4) “Estudo do Mercado Internacional de Gás Natural”, Quantum e EPE, Junho 2013 – www.epe.gov.br
DESENVOLVIMENTO DO GáS NaTuraL E BIOGáS
PaÍSES COM MaIOr rESErVa aPrOVaDa
DE GáS NaTuraL (trilhões de m3)
GaS PrODuCTION BY TYPE
aND rEGION
TOTAL: 197,54 Tm3
Bcf/d
RÚSSIA
IRÃ
39,88 = 20%
47,80 = 24%
QATAR
ESTADOS UNIDOS
4,40 = 2%
ARÁBIA SAUDITA
4,51 = 2%
TURCOMENISTÃO
5,12 = 3%
5,56 = 3%
33,79 = 17%
6,09 = 3%
7,50 = 4%
9,58 = 5%
25,07 = 13%
400
300
200
100
0
1990
2005
2020
EMIRADOS ÁRABES UNIDOS
NON-OECD OTHER
OECD SHALE
VENEZUELA
NON-OECD SHALE
OECD OTHER
NIGÉRIA
8,24 = 4%
500
ARGÉLIA
2035
PrODuÇÃO MuNDIaL aNuaL
DE GáS NaTuraL - 2012 (bilhões de m3)
CHINA
TOTAL: 3.368 bm3
Fonte: EIA - 2015
1.000
872
900
799
800
Em 2012, a produção mundial de gás natural foi de 3.368 bilhões
de m³. A previsão de crescimento na produção de gás natural é de
82 Bcf/d (2,32 Tm³/dia) ou 1,5% ao ano. O aumento previsto até 2035
ocorrerá, em sua maior parte, em países não integrantes da Organização para a Cooperação do Desenvolvimento Econômico (OCDE),
com destaque para a Rússia e Oriente Médio, sendo 80% desse gás
provenientes de fontes convencionais.
O crescimento na produção de shale gas nos países da OCDE será
bem superior à média mundial do gás natural, adicionando 52 Bcf/d
(1,47 Tm³/dia) até 2035, uma taxa de 5% ao ano. Um terço do crescimento da oferta mundial de gás virá dessa fonte. Atualmente, quase
100% da produção mundial de shale gas vêm dos EUA, país que ainda
deverá sustentar a marca de três quartos da produção desse tipo de
gás em 2035. A China também terá papel relevante na produção de
shale gas, dividindo com os EUA em torno de 85% da produção mundial em 2035 (gráfico a seguir).
700
600
544
500
486
400
292
300
212
200
163
100
–
América
do Norte
Fonte: EIA - 2015
Eurásia
Oriente
Médio
Ásia &
Oceania
Europa
África
América
Latina
245
Pelos gráficos, observa-se a região da Ásia, incluída a Rússia, como
a maior produtora mundial de gás natural, totalizando aproximadamente 38% da produção mundial, seguida pela América do Norte
(26%). Em terceiro lugar, encontra-se o Oriente Médio (16%), seguido
pela Europa (9%), África (6%) e América Latina (5%) (gráfico anterior).
Os EUA são o país com a maior produção mundial de gás, com um
percentual de 19% da produção total. Essa marca está intimamente
ligada ao recente sucesso que representam as regiões produtoras do
shale gas. A Rússia é o segundo maior produtor de gás, com 18% da
produção total, seguida mais de longe pelo Irã (5%), Qatar (5%), Canadá (4%) e Noruega (34%).
TOTAL: 3.368 bm3
Em 2012, a demanda mundial de gás natural foi de 3.386 bilhões
de m³.
ESTADOS UNIDOS
RÚSSIA
681 = 20%
IRÃ
QATAR
1.290 = 38%
616 = 18%
CANADÁ
Essa demanda tem um crescimento previsto de 1,9% ao ano até
2035, atingindo um valor aproximado de 490 Bcf/d (13,88 Bm³/dia).
A maior parte do crescimento da demanda estará concentrada nos
setores de geração de energia e industrial (gráfico a seguir).
CONSuMO MuNDIaL aNuaL
TOTAL: 3.386 bm3
1.000
NORUEGA
900
878
800
156 = 5%
144 = 4%
118 = 4%
104 = 3%
CHINA
99 = 3%
246
160 = 5%
ARÁBIA SAUDITA
OUTROS
700
650
631
600
530
500
418
400
300
158
200
121
100
–
América
do Norte
Fonte: EIA - 2015
Ásia &
Oceania
Eurásia
Europa
Oriente
Médio
América
Latina
África
A Ásia (incluídas a Oceania e a Eurásia) é a região com maior consumo de gás, com 38% do total mundial, seguida pela América do
Norte (26%), Europa (16%), Oriente Médio (12%), América Latina (5%)
e África (4%).
Contando com pujante parque industrial e uma forte base de geração elétrica, além de grande utilização em aquecimento domiciliar,
os EUA são o país de maior consumo mundial de gás natural, com um
percentual de 21% do total mundial. A Rússia vem a seguir, com 13%
(gráfico a seguir).
CONSuMO MuNDIaL aNuaL
Até o ano de 2035, os países não integrantes da OCDE terão um
aumento de percentual no consumo mundial de gás natural. Destacadamente a China e a região do Oriente Médio crescerão bastante
seus consumos, conforme mostra o gráfico a seguir.
TOTAL: 3.386 bm3
DEMaND BY rEGION
Bcf/d
500
ESTADOS UNIDOS
723 = 21%
RÚSSIA
400
300
IRÃ
200
1.791 = 53%
445 = 13%
CHINA
100
JAPÃO
0
OUTROS
1965
2000
2035
156 = 5%
OTHER NON-OECD
MIDDLE EAST
CHINA
OECD
144 = 4%
127 = 4%
ESTaDO Da arTE DO GáS NaTuraL
Na aMÉrICa DO SuL E CENTraL
Em 2014, a América Latina possuía reservas provadas totais de 8,3
trilhões de m³, conforme o gráfico a seguir, representando 4% das reservas mundiais.
Destaque para a Venezuela, detentora de 67% das reservas provadas do bloco. Em 2012, a produção de gás natural na América Latina
foi de 209 bilhões de m³, representando 6% da produção mundial.
247
RESERVAS PROVADAS DE GÁS NATURAL
- AMÉRICA LATINA 2014 (bilhões de m3)
TOTAL: 8.346 bm3
6.000,00
Ao avaliar-se o consumo, a América Latina consumiu 226 bilhões
de m3 de gás natural no ano de 2012, o que equivale a 6% do consumo mundial (gráfico a seguir).
consumo anual DE GÁS NATURAL AMÉRICA LATINA 2012 (bilhões de m3)
5.562,36
5.000,00
80
69
70
3.000,00
Mesmo assim, a Bolívia é o terceiro maior produtor de gás natural
seco no continente sul-americano, atrás da Venezuela e da Argentina.
Em 2012, após 5 anos de crescimento de 24%, a produção boliviana
de gás natural seco era de 18 Bm³. Nesse mesmo ano, o consumo de
gás era de 4 Bm³, o que caracteriza a exportação como o principal destino do gás produzido no país.
60
2.000,00
46
50
40
produção anual DE GÁS NATURAL AMÉRICA LATINA 2012 (bilhões de m3)
47
40
RESERVAS, PRODUÇÃO E DEMANDA DO GÁS NATURAL NA ARGENTINA
4
4
Outros AL
5
Bolívia
9
Chile
Peru
Trinidad e
Tobago
Venezuela
0
Brasil
10
Colômbia
12
Fonte: EIA – 2015
O bloco também recebe importações de GNL do continente africano. Essa análise, em resumo, confirma a América Latina como um
exportador líquido de gás natural.
45
40
22
20
Observa-se que a produção de gás natural na América Latina é
ligeiramente superior ao consumo, resultando em exportações via
GNL para a América do Norte, Europa e Ásia.
TOTAL: 209 bm3
50
25
Argentina
Os maiores produtores da América Latina são o México, com 22%
da produção total, Trinidad e Tobago e Argentina, com 19% e 18% respectivamente, seguidos por Venezuela, com 11%, Bolívia e Brasil com
9% e 8% respectivamente, Colômbia e Peru com 6% cada (gráfico a
seguir).
30
30
México
76,80
Outros AL
Chile
97,99
Colômbia
281,50 198,47
Bolívia
Peru
Brasil
378,84 371,28
Trinidad e
Tobago
Fonte: EIA - 2015
México
–
Venezuela
483,56 459,44 435,45
Argentina
1.000,00
38
35
RESERVAS, PRODUÇÃO E DEMANDA DO GÁS NATURAL NA BOLÍVIA
30
25
23
18
20
17
15
12
12
10
5
Outros AL
Peru
Colômbia
Brasil
Bolívia
Venezuela
Fonte: EIA - 2015
Argentina
2
Trinidad e
Tobago
–
De acordo com o Oil and Gas Journal, em janeiro de 2014, a Bolívia
possuía 210 MMbbl de reservas provadas de petróleo, uma das menores do mundo. Essas reservas, partindo de um valor inicial de 465
MMbbl, foram reduzidas no período de 2011 a 2014.
As reservas provadas de gás natural também reduziram de 750
Bm³ em 2011 para 280 Bm³ em 2014. Os investimentos decrescentes em exploração e produção, devidos à instabilidade política e às
incertezas regulatórias, contribuíram para esse declínio.
TOTAL: 226 bm3
4.000,00
México
248
Os hidrocarbonetos, com destaque para o gás natural, são um importante elemento na economia da Bolívia, representando um total
de 34% da receita do setor público. De acordo com o Fundo Monetário Internacional (FMI), o gás natural representou 49% do total de
receitas com as exportações em 2012.
A Argentina foi, em 2013, o maior produtor de gás natural seco
da América do Sul, além de quarto maior produtor de petróleo e
derivados.
A nova reforma da legislação de hidrocarbonetos, publicada em
31/10/2014, proporcionou aos investidores novas oportunidades em
exploração off shore (no mar), encorajando empreendedores externos nos campos de exploração não convencional. Entre a publicação
da lei de hidrocarbonetos, em 1967, e a recente reforma de 2014, as
políticas argentinas para o setor energético produziram um desequilíbrio entre a oferta e a demanda, limitando a atratividade aos investidores privados, restringindo o lucro dos produtores domésticos e
blindando os consumidores das subidas de preços. A demanda doméstica de energia cresceu rapidamente, enquanto as produções de
petróleo, líquidos e gás natural declinaram, tornando a Argentina um
importador de hidrocarbonetos.
Para incentivar investimentos estrangeiros em hidrocarbonetos,
aumentando o fornecimento doméstico de energia, as recentes políticas reformarão os processos nacionais de licitações e aumentarão
a frequência das rodadas de licenciamento em áreas off shore, permitindo períodos maiores de exploração e oferecendo desoneração
tributária a companhias que investirem mais de US$ 250 milhões em
um período de 3 anos. A reforma também aumentará o papel da estatal Yacimientos Petroliferos Fiscales (YPF), em detrimento das companhias petrolíferas estaduais.
Outras políticas de incentivo ao setor vêm sendo conduzidas pelo
governo argentino, como a redução das tarifas de exportação de
petróleo, para limitar os efeitos dos atuais baixos preços do petróleo,
assim como incentivos fiscais às empresas que formem parceria com
a empresa estatal Energía Argentina Sociedad Anónima’s (ENARSA),
para a exploração off shore, além de oferecer preços superiores ao gás
comercializado no mercado interno, de acordo com o Plano Gas Plus.
O balanço de energia em 2013, segundo a Secretaria de Energia da
Argentina, apontou uma produção de energia primária de 3,02 quatrilhões Btu. A produção de gás natural representou 51% e o petróleo
38% do portfólio total de produção de energia. A hidroeletricidade é
a terceira maior fonte de energia primária.
O gás natural, que é utilizado largamente nos segmentos da
geração elétrica, industrial e residencial, representou um total de
53% da energia primária consumida na Argentina em 2013 (3,22
quatrilhões Btu).
A Argentina possuía, em janeiro de 2015, 314 Bm³ de reservas provadas de gás natural, segundo estimativas do Oil and Gas Journal , decaindo dos 379 m³ existentes em 2014. A Argentina possui a segunda
maior reserva mundial de shale gas e Vaca Muerta, localizada na bacia
de Neuquén, é o maior play (local a ser explorado), com um volume
estimado de 8,7 Bm³ de gás.
A Argentina produz mais gás natural do que petróleo e derivados. Não obstante, a produção do país vem caindo há 7 anos,
tendo atingido o valor de 37 Bm³ em 2013. As principais bacias de
produção são: Neuquén, Austral e Noroeste, com 85% da produção total da Argentina.
A Argentina é o maior consumidor de gás natural do continente.
Embora fosse um exportador líquido de gás natural para os países vizinhos, a Argentina se tornou importador líquido em 2008. Enquanto
o consumo de gás aumenta, a produção interna não acompanha esse
ritmo de crescimento.
A malha de gasodutos conta com 27.000 km. Os principais gasodutos são: Neuba I, Neuba II e San Martin, os quais conectam as provín-
cias produtoras de Neuquén, San Jorge e Austral com Buenos Aires e
outros centros consumidores.
A Bolívia é o único supridor externo de gás via gasoduto para a
Argentina. Em 2013, foram importados 5,2 Bm³ de gás natural. Outra
forma de importação regular é via GNL. Contando com dois terminais
de regaseificação, a Argentina importou um total de 6,9 Bm³ em 2013,
sendo Trinidad e Tobago a principal origem do gás.
Mesmo sendo um importador, a Argentina continua a exportar gás
para seus vizinhos Chile e Uruguai.
CENÁRIO NACIONAL DO GÁS NATURAL
HISTÓRICO DO GÁS NATURAL NO BRASIL
A história do gás natural no país tem início na década de 1980,
quando o produto passou a ser considerado uma possibilidade energética, muito além de um subproduto ou um rejeito das atividades exploratórias de petróleo, em mar ou terra. A partir daquele momento,
o gás deixou de ser queimado nos flares (queimadores de segurança)
das unidades de produção e destinado para consumo nos grandes
centros urbanos e industriais. As primeiras unidades industriais de tratamento de gás foram construídas, abrindo caminho para a construção de uma indústria que não cessou de crescer desde então.
Ao longo de quatro décadas, muitas aplicações foram beneficiadas
pela disponibilização do gás natural, energético que substitui, com
vantagens, os combustíveis tradicionais mais pesados e poluidores.
Dessa forma, os óleos combustíveis, óleo diesel, gasolina, além do
próprio GLP, junto com muitas formas de biomassa (entre elas, a mais
comum: a lenha), passaram a ser substituídos na indústria pelo novo
energético de queima limpa e contínua, características físico-químicas bastante estáveis, ambientalmente mais sustentável, além de
mais seguro em alguns casos.
Seguindo a experiência das grandes metrópoles mundiais, o gás
encontrou grande aceitação nas aplicações residenciais, desempenhando papéis tanto da cocção de alimentos como no aquecimento
de água e ambientes. Outros segmentos com bastante difusão do gás
são o automotivo e o de transportes, onde abastece desde veículos
particulares e frotas urbanas, sendo utilizado até em caminhões, grandes locomotivas e embarcações.
O gás natural é disponibilizado para o consumo, em sua maior
parte, via gasodutos de transporte e distribuição. O avanço das tecnologias de armazenamento e transporte possibilitou o surgimento
do GNL, o qual é processado via criogenia em plantas de liquefação
e regaseificação, sendo transportado pelos mares em navios que o
conduzem com volumes até 600 vezes menores, flexibilizando e favorecendo a logística mundial de transporte e utilização do produto.
Atualmente existem três plantas de regaseificação de GNL no Brasil (Baía de Guanabara-RJ, Pecém-CE e Baía de Todos os Santos-BA),
onde descarregam navios de várias partes do mundo.
PERSPECTIVAS PARA O GÁS NATURAL NO BRASIL
Tendo sido adotado como um dos combustíveis para a geração
elétrica firme no País, dividindo com os óleos pesados, óleo diesel e
biomassa a aplicação em termelétricas, distribuídas ao longo do País,
o gás natural revestiu-se de importação muito maior nos últimos
anos. Dessa forma, considerada a limitação na oferta interna de gás
natural do País, a opção via GNL foi a encontrada para a garantia do
suprimento, tendo sido os embarques de GNL incentivados, principalmente para atender à programação de despachos do sistema elétrico interligado nacional.
Nos demais segmentos de mercado, o gás natural apresenta acentuada tendência de crescimento, a caminho de sua consolidação
como alternativa energética.
Com as descobertas dos campos de óleo e gás do Pré-Sal, o País
adquire condições de tornar-se um potencial exportador, uma vez
que terá gás excedente em relação às demandas apontadas para os
próximos anos, caso as estimativas de reservas sejam confirmadas.
ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DO
GÁS NATURAL NO BRASIL E SEUS
PRINCIPAIS ATORES
No Brasil, a Petrobras desempenha um papel dominante na totalidade da cadeia de suprimento de gás natural no País. Além de
controlar a maior parte das reservas de gás natural, a empresa é a responsável pela produção da maior parte do gás doméstico brasileiro,
além das atividades de importação de gás da Bolívia, via gasoduto, e
do mercado mundial, via GNL.
249
A Petrobras também controla a malha nacional de transporte de
líquidos e gases, possuindo participações em 21 das 27 empresas estaduais de distribuição de gás natural.
No upstream (produção) e midstream (processamento e transporte), o MME é responsável pelas políticas para o setor, enquanto a ANP
é a autoridade regulatória. Já no downstream (distribuição), a regulação, na maioria dos estados, é responsabilidade das agências estaduais de regulação.
RESERVAS DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Embora possua a segunda maior reserva provada de gás da América do Sul, em um total de 459 Bm³, o gás natural representa apenas
8% da matriz energética brasileira. A maior parte de suas reservas está
localizada no litoral dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, nas Bacias de Campos e Santos, respectivamente (off shore).
O gráfico a seguir apresenta a evolução das reservas provadas de
gás natural no período de 1980-2015.
Em torno de 85% das reservas brasileiras estão localizado no off
shore, 66% dessas reservas no mar estão na costa do estado do Rio
de Janeiro. Aproximadamente 72% das reservas em terra (on shore)
estão localizados na Amazônia.
EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO E DEMANDA
DO GÁS NATURAL NO BRASIL
Em 2013, a produção média diária de gás natural foi de 77,189
milhões de m³, com um aumento de 9% se comparado ao ano de
2012. A produção diária no mês de junho/2013 foi recorde, sendo
produzidos 79,988 milhões de m3. Contribuíram para essa produção
a elevação da produção em mar, com 56,608 milhões de m3 (73% da
produção nacional), superior em 5% ao ano de 2012, e o excelente
incremento de 23% na produção média diária em terra, passando de
16,729 milhões de m3 em 2012, para 20,580 milhões de m3 em 2013
(gráfico a seguir).
PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL no brasil - 1O ANOS
BRAZIL NATUrAL GAS PROVED RESERVES (1980-2015)
80
tRILLION CUBIC FEET
60
30,203
41,857
41,360
46,341
49,112
53.835
56.427
18,307
17,213
17,140
16,562
16,562
16,843
16,728
20,367
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
32,517
28,285
20,206
13
40
25,152
15
21,217
17,5
Milhões m3/dia
250
20
10
8
0
5
3
Fonte: ANP, 2015
0
1980 1985199019952000200520102015
NATURAL GAS PROVED REERVES
Fonte: EIA – 2015
GN - TERRA
GN - MAR
Produção de Gás Natural – nos últimos 10 anos
A produção diária de gás natural no Brasil nos últimos 10 anos
(2004/2013) apresentou um crescimento de 66%, passando de uma
média diária de 46,369 milhões de m3 em 2004 para 77,189 milhões
de m³ em 2013. O incremento nessa produção ocorreu principalmente pela produção off shore, com uma elevação de 225% nesse período. Em terra, a produção média diária apresentou uma queda de 3%,
finalizando o ano de 2013, com uma produção média diária de 20,581
milhões de m3.
Produção de gás natural por empresas
A Petrobras foi responsável por 93% da produção nacional de gás
natural no ano de 2013, totalizando 28,174 bilhões de m³ (média diária de 77,2 milhões de m³). As demais operadoras que atuam no setor
petrolífero nacional produziram um total de 1,7 bilhão de m³ (média
diária de 4,7 milhões de m³), o que correspondeu a 6% da média da
produção diária nacional. Essa produção diária foi 374% superior à
média da produção diária ocorrida em 2012. O aumento foi motivado
pela expressiva produção, a partir de abril/2013, no Campo de Gavião
Real, na Bacia do Parnaíba, com uma média diária, nos últimos 8 meses, de 4,6 milhões (gráfico a seguir).
Em 2013, o Brasil produziu 21 Bm³ de gás natural seco (gás tratado
em plantas industriais). Mais de dois terços da produção bruta de gás
estiveram associados à produção de petróleo, sendo 50% da produção total vindos dos campos off shore da Bacia de Campos.
Aproximadamente 72% do gás não associado a petróleo foram
provenientes dos campos off shore dos estados de São Paulo, Bahia
e Espírito Santo. Em torno de 68% do gás on shore no País são produzidos nos estados da Bahia e Amazonas, sendo utilizado localmente,
devido à inexistência de infraestrutura de transporte. Os campos do
Pré-Sal também produziram gás em 2013, em uma quantidade de 3,7
Bm³, um crescimento significativo desde 2008, quando ali se produzia
apenas 0,1 Bm³ no início das operações.
produção de gás natural - brasil - 2013
79,06
72,86
81,58
74.957
78,14
72.526
76,99
66.976
78,50
72.690
79,99
71.685
74,85
73.484
74,70
74.476
77,25
69.973
73.624
76,54
70.248
60.000
70,56
74.614
64.473
Milhões m3/dia
70.000
65,93
69.301
66,08
63.977
80.000
75,85
74.389
90.000
BRAZIL NATUrAL GAS CONSUMPTION (1980-2013)
1.400
1.200
1.000
50.000
800
40.000
600
30.000
400
5.512
5.013
5.302
5.453
5.887
6.537
6.619
2.865
2.914
1.238
jan
4.879
2011 2012
4.454
2010
1.262
1.610
10.000
1.951
20.000
0
BILLION CUBIC FEET
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
200
0
fev
mar
OUTRAS OPERADORAS
Historicamente, a demanda interna tem sido superior à produção,
o que caracteriza o País como importador líquido de gás. O gás necessário ao equilíbrio com a demanda é proveniente da Bolívia e de
cargas de GNL, adquiridas no mercado mundial.
PETROBRAS
Fonte: ANP
O gráfico a seguir apresenta a evolução histórica da produção de
gás natural, no período de 1980-2013.
BRAZIL NATUrAL GAS PRODUCTION (1980-2013)
BILLION CUBIC FEET
800
700
600
DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Em 2013, o País consumiu 37 Bm³ de gás natural seco, complementando sua demanda com importações da Bolívia e GNL. Mais
de 25 Bm³ de gás foram consumidos no segmento doméstico, dos
quais 75% foram distribuídos pelas Companhias Distribuidoras Locais
(CDLs), 14% para refinarias de petróleo e algumas plantas de fertilizantes e 11% para a geração elétrica.
A Petrobras prevê um crescimento da demanda até 48 Bm³ em
2020, principalmente pelos aumentos de consumo em refinarias e
mercado não térmico. A empresa prevê o atendimento a esse crescimento aumentando o fornecimento doméstico em 110% e as importações de GNL, mantendo a importação da Bolívia constante.
500
400
300
200
O gráfico seguinte mostra o histórico da demanda de gás natural,
no período de 1980-2013.
100
1980 198519901995200020052010
NATURAL GAS CONSUMPTION
Fonte: EIA - 2015
O gráfico a seguir apresenta o histórico da relação demanda-oferta,
de onde se depreende a condição atual de importador do País.
brazil’s dry natural gas
production and consumption
trILLION CUBIC FEET
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0
1980 198519901995200020052010
NATURAL GAS PRODUCTION
Fonte: EIA - 2015
0.0
2004
Fonte: EIA - 2015
2005
2006
2007
2008
PRODUCTION
2009
2010
2011
CONSUMPTION
2012
2013
251
252
DISTrIBuIÇÃO DE GáS NaTuraL
NO BraSIL
A distribuição de gás no País está a cargo das CDLs estaduais. São
empresas concessionárias dos serviços de distribuição de gás, as
quais, em sua totalidade, adquirem o gás da Petrobras, comercializando-o aos diversos segmentos da economia (figura a seguir).
Estados sem distribuidora
A tabela a seguir demonstra o volume de gás comercializado por distribuidora em m³/dia no mês de dezembro de 2014.
COMPANHIAS
INDUSTRIAL
AUTOMOTIVO
RESIDENCIAL
COMERCIAL
GER. ELETR.
COGERAÇÃO
MATÉRIA-PRIMA
OUTROS
TOTAL
517,33
88,10
8,26
11,02
-
1,99
-
-
626,69
Bahiagás
1.893,56
203,36
9,01
40,11
529,85
1.233,84
529,77
17,92
4.457,42
BR
2.543,67
89,73
7,60
7,46
1.058,89
58,34
-
-
3.765,69
-
-
-
-
-
-
-
5,85
5,85
Ceg
1.312,85
2.167,24
283,13
262,22
10.996,36
200,97
-
-
15.222,77
Ceg Rio
2.027,02
521,35
8,84
6,94
8.401,62
-
-
-
10.965,76
Cegás
242,39
161,10
1,72
6,61
1.504,01
26,95
18,44
-
1.961,22
Cigás
46,25
12,00
-
0,54
3.014,85
-
8,75
-
3.082,39
9.104,22
624,37
541,44
350,10
2.788,38
792,04
-
18,94
14.219,49
Compagás
910,28
90,13
14,25
14,37
2.116,36
93,90
171,23
-
3.410,52
Copergás
1.008,23
171,79
4,28
11,56
2.050,87
38,35
-
-
3.285,08
Gás Brasiliano
818,23
22,28
3,93
5,45
-
-
-
21,08
870,97
Gás Natural
969,30
35,45
12,32
14,16
-
-
-
-
1.031,23
Gasmar
-
-
-
-
-
-
-
4.396,30
4.396,30
Gasmig
2.800,03
98,03
0,67
22,22
1.471,72
3,91
-
-
4.396,56
Gaspisa
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Goiasgás
-
3,21
-
-
-
-
-
-
3,21
Msgás
171,94
14,26
1,01
2,92
1.065,09
2,47
-
1.423,55
2.681,24
Mtgás
1,01
4,60
-
-
-
-
-
-
5,61
Pbgás
229,99
91,92
1,97
3,21
-
-
-
-
327,09
Potigás
107,81
135,69
1,63
6,76
-
18,71
-
-
270,59
Scgás
1.332,44
269,23
1,78
13,99
-
-
-
-
1.617,44
Sergás
191,79
91,49
3,44
3,25
-
1,31
-
3,42
294,70
Sulgás
1.024,13
190,05
4,81
21,61
-
262,14
-
-
1.502,74
TOTAL
27.252,46
5.085,37
910,09
804,51
34.997,98
2.734,91
728,18
5.887,06
78.400,55
Algás
Cebgás
Comgás
Fonte: Abegás - dez/2014
253
254
DESAFIOS DO MERCADO DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Os maiores desafios do mercado de gás natural no Brasil estão ligados à questão da oferta. Tendo sido consolidadas as diversas formas
de aplicação do gás na economia, o mercado está pronto para o consumo, necessitando apenas de uma sinalização maior quanto à oferta
e à previsibilidade de preços.
À medida que entram em produção, em grande escala, os campos
do off shore brasileiro (Bacias de Campos e Santos, principalmente),
uma grande oferta de gás será disponibilizada, tornando possível
atender tanto ao consumo interno como à exportação do volume
excedente.
Tanto o MME como a ANP vêm trabalhando nas questões relacionadas à expansão da malha de distribuição de gás no País, em simultaneidade aos esforços para garantir maior atratividade aos investidores. Somente com uma malha mais abrangente de gasodutos e
novos terminais de regaseificação, será possível expandir as fronteiras
de consumo, contribuindo para o desenvolvimento econômico das
áreas atendidas.
Todo esse cenário vem acompanhado de uma mudança de panorama mundial com uma volatilidade dos preços no médio e longo prazos. O aumento da oferta de gás natural recente impactou a
ampliação do comércio internacional por meio de GNL, já que os
gasodutos não experimentam expansão. Esse movimento deve se intensificar nos próximos anos, com a liderança da Austrália e dos EUA.
Outra característica da Era do Gás é a chamada competição gásgás. A dinâmica de precificação deixa de ser atrelada ao preço do
petróleo para ganhar determinantes próprios, definidos pelas condições de oferta e demanda com maior relevância dos mercados spot
(mercados de curto prazo). A perspectiva é de que a Ásia continuará liderando o crescimento da demanda. Nos EUA, o gás natural ampliou
sua participação na matriz de geração elétrica. A recuperação recente
do preço spot do gás natural causou uma inflexão, mas as restrições
ao uso de carvão pela Environmental Protection Agency (EPA) podem
favorecer o gás novamente.
O shale gas que revolucionou o mercado de gás natural nos EUA é
observado em outros países. No entanto, é uma interrogação se essa
dinâmica irá funcionar em outras partes do mundo. Isso envolve aspectos geológicos, institucionais e de infraestrutura. Os campos não
apresentam as mesmas características de produtividade e conteúdo
dos EUA. A institucionalidade americana ofereceu a flexibilidade necessária para que a produção crescesse rapidamente. Talvez o aspecto
mais importante, a disponibilidade de infraestrutura nos EUA (gasodutos e logística) permite que o gás natural de shale, com maior custo
unitário que o convencional, experimente lucratividade mesmo com
preços mais baixos. A International Energy Agency (IEA) americana é
otimista sobre a oferta fora dos EUA. Esse otimismo funcionou para
os EUA, mas é incerto se funcionará em outros lugares do mundo. As
preocupações ambientais são questões-chave, tendo mesmo os EUA
banido o shale em várias localidades.
A Europa e a Ásia continuarão muito dependentes de importações.
A evolução futura da demanda irá depender de políticas ambientais,
principalmente por meio da substituição do carvão. O consumo de
gás cresce tanto em caso de cenários mais ou menos otimistas para
o meio ambiente.
Ainda observa-se que a entrada dos EUA como exportador de GNL
irá diminuir o seu preço no mercado mundial. Mas esse processo vai
demorar. Os primeiros projetos de exportação de GNL nos EUA entrarão em operação no próximo ano. No entanto, a entrada da maior
parte ocorre em 2018 e 2019. Com isso, a Europa passa a contar com
a possibilidade de outras fontes de suprimento. Fato este que poderá
resultar na diminuição da importação de gás da Rússia, mas essa redução não deverá ser relevante.
DINÂMICA COMPETITIVA DO GÁS
NATURAL NO BRASIL E EXEMPLO EM OUTROS PAÍSES
O mercado de gás natural continua a ter o papel predominante da
Petrobras em todas as etapas da cadeia de produção. Existem alguns
segmentos, como é o caso da exploração e produção, em que a estatal desempenha papel fundamental, inclusive formando parcerias
com empresas privadas, como foi o caso do primeiro leilão para a
exploração e produção do Campo de Libra (principal campo do PréSal), ocorrido em 2013. A estatal mantém investimentos robustos em
diversas etapas da cadeia associada ao gás natural, de forma a garantir
o atendimento pleno às demandas desse importante mercado. Além
disso, a empresa atua também na distribuição de alguns estados, por
meio da empresa Gaspetro, tendo participação junto aos governos estaduais e a empresas privadas.
Os demais países da América Latina apresentam características semelhantes ao Brasil, muitos deles ainda sem perspectiva de promover
maior competição nos mercados de petróleo e gás, confiando às respectivas empresas estatais a responsabilidade quase absoluta em suas
cadeias de suprimento.
Na Europa e nos EUA, os mercados são abertos, já desde longa data,
existindo plena competição em todos os segmentos da cadeia de suprimento tanto de petróleo como de gás natural. Antigas empresas estatais, que antes dominavam todo o cenário em determinados países,
como o caso da inglesa British Petroleum, foram privatizadas e seus
mercados abertos à competição.
Nos EUA, país com uma das mais antigas indústrias de petróleo e
gás, a questão dos monopólios esteve presente até o início da primeira metade do século XX. Após o desmembramento, em 1911, da empresa monopolista Standard Oil, do empresário John D. Rockfeller, em
várias outras (entre elas, Exxon, Chevron, Atlantic, Mobil e Amoco), foi
observada uma grande aceleração e diversificação nas negociações
ao longo das décadas subsequentes.
As principais negociações de gás na atualidade ocorrem baseadas
em preços definidos em determinados pontos no mundo, são os chamados hubs de gás. O Henry Hub, localizado no estado da Louisiana
-EUA, é o mais conhecido. Esse ponto, além de confluência física de
gasodutos, é utilizado como referência para a formação de preços para
as negociações de contratos de curto e longo prazos, por exemplo, na
Bolsa de Nova Iorque.
IMPACTO DA REDUÇÃO OU SUPRESSÃO
DO VOLUME DE GÁS NATURAL
BOLIVIANO IMPORTADO PELO BRASIL
No curto prazo, uma eventual redução, ou mesmo uma interrupção,
das remessas de gás da Bolívia para o País teria obrigatoriamente que
ser compensada pelo acréscimo nas importações de gás via GNL.
Em uma escala de médio ou longo prazos, o País tem perspectivas de tornar-se um efetivo exportador de gás natural, uma vez que
sejam postas à produção as áreas já mapeadas e com reservas comprovadas. Com o cenário de abundância de gás natural, vislumbrado
para os campos do Pré-Sal, o País poderia passar a considerar a permanência das importações da Bolívia como um fator de diversificação da matriz de suprimento ou como suporte ao processo de integração regional com aquele e os demais países do continente.
uSO DO GáS NaTuraL Na GEraÇÃO
DE ENErGIa ELÉTrICa NO BraSIL
O gás natural assumiu, nos anos recentes, um papel de relevância
para a produção de energia emergencial firme, devido à escassez
observada no quadro de geração hidrelétrica do País. Dessa forma,
muitas usinas térmicas a gás natural, assim como outras a óleo e die-
uSO DO GáS Para GEraÇÃO TÉrMICa - BraSIL (2012)
EÓLICA
2,6%
11,3%
BIOMASSA
6,8%
2,4%
4,4%
HIDRÁULICA
0,9%
As figuras a seguir mostram a evolução de 2012 para 2013 do uso
do gás para geração térmica, em detrimento principalmente da energia hidráulica.
uSO DO GáS Para GEraÇÃO TÉrMICa - BraSIL (2013)
1,6%
2,7%
3,3%
7,9%
sel, foram acionadas como reforço do sistema de geração. Nos leilões
recentes para a produção de energia nova, as termelétricas a gás natural têm conseguido vender uma parcela significativa das capacidades
contratadas.
BIOMASSA
EÓLICA
1,1%
GÁS NATURAL
DERIVADOS DE PETRÓLEO
GÁS NATURAL
7,6%
DERIVADOS DE PETRÓLEO
NUCLEAR
NUCLEAR
CARVÃO E DERIVADOS
CARVÃO E DERIVADOS
76,9%
Fonte: BEN 2014 - EPE
HIDRÁULICA
70,6%
Fonte: BEN 2014 - EPE
255
A Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul (Sulgás) é a
empresa responsável pela comercialização e distribuição de gás natural canalizado no Estado. Criada em 1993, atua como uma sociedade
de economia mista, tendo como acionistas o Estado do Rio Grande
do Sul e a Petrobras Gás S/A (Gaspetro). Iniciou a comercialização do
gás natural em 2000, após a conclusão do gasoduto Bolívia-Brasil
(Gasbol).
Foi autorizada pela Lei Estadual n° 9.128, de 07/08/1990, alterada
pela Lei n° 9.705, de 24/07/1992, tendo concessão para exploração do
gás natural no Estado pelo prazo de 50 anos conforme Contrato de
Concessão firmado em 19/04/1994. A Sulgás tem por objetivo executar serviços relativos a: pesquisa tecnológica, produção, aquisição,
armazenamento, distribuição e comercialização de gás natural e seus
subprodutos e derivados, de acordo com a evolução tecnológica, o
desenvolvimento econômico e as necessidades sociais. Poderá, subsidiariamente, efetuar a aquisição, montagem e eventual fabricação
de equipamentos e componentes, otimizando o uso do gás natural
e seus subprodutos e derivados, bem como executar os serviços. Sua
carteira de clientes é formada pelos segmentos dos setores industrial,
cogeração, veicular, comercial, residencial e termelétrico.
demanda reprimida de transporte de gás. A figura a seguir mostra a
situação dos três estados da Região Sul.
O gasoduto Gasbol possui 3.150 km de extensão, sendo 557 km
em território boliviano, administrado pela empresa Gas Transboliviano (GTB), e 2.593 km em território brasileiro, trecho administrado pela
Transportadora Brasileira de Gás (TBG).
As limitações de transporte determinaram uma configuração de
suprimento para as duas usinas termelétricas da região, de forma
que somente a usina de Araucária (PR) é alimentada com gás natural,
restando à usina Sepé Tiarajú, localizada em Canoas (RS), a operação
alternativa com óleo diesel.
O duto começou a ser construído em 1997, iniciando sua operação
em 1999. Ele, contudo, esteve plenamente operativo somente em
2001, com o objetivo de que o gás natural chegue a 15% de todo o
consumo energético brasileiro.
O gasoduto tem seu início na cidade boliviana de Santa Cruz de La
Sierra e seu fim na cidade gaúcha de Canoas, atravessando também
os estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e
Rio Grande do Sul, passando por cerca de 4 mil propriedades em 135
municípios.
Contudo, nos últimos anos, as demandas dos cinco estados atingiram o limite de escoamento do gasoduto, estando a região com
PR+
SP
12,8
CENÁRIO ESTADUAL DO GÁS NATURAL
é realizada a distribuição de gás natural em pressões mais baixas pela
Sulgás até seus clientes.
SC 4
,8
A tendência é que essa participação aumente. No leilão A-5, realizado em 28 de novembro de 2014, o Grupo Bolognesi conseguiu
viabilizar as térmicas a gás UTE Rio Grande (RS -1.238 MW) e a UTE
Novo Tempo (PE – 1.238 MW). A térmica de Pernambuco vai consumir investimentos de R$ 3,05 bilhões e a gaúcha, de R$ 2,94 bilhões.
Os projetos das usinas envolvem a construção de terminais de regaseificação em Rio Grande e em Suape. Outra UTE com ganhos nesse
leilão foi a UTE Mauá 3, da Amazonas Energia (AM – 583 MW), que vai
demandar R$ 1,23 bilhão em investimentos.
Gasoduto Gasup
No extremo oeste do Estado, na cidade de Uruguaiana, está construída a primeira parte de um gasoduto projetado para unir a cidade a
Porto Alegre. A Parte I do Gasoduto Uruguaiana Porto Alegre (Gasup)
possui 24” de diâmetro, 25 km de extensão e capacidade de transporte de 6 MMm³/dia. Esteve em operação durante o período em que
o Brasil recebia gás da Argentina para alimentar a usina termelétrica
UTE AES Uruguaiana. Atualmente, interrompido o fornecimento contínuo por parte daquele país, essa infraestrutura apenas é utilizada em
situações emergenciais, onde operações entre os dois países disponibilizam, em Uruguaiana, gás natural regaseificado em terminais de
GNL e transportado por gasodutos na Argentina.
62%
PARANÁ
Não Térmico: 2,0
Power (100%)
75%
santa catarina
64%
rio grande do sul
Não Térmico: 1,8
INFRAESTRUTURA DE SUPRIMENTO DE
GÁS NATURAL AO RIO GRANDE DO SUL
RS
2,8
256
Gasoduto Gasbol
O gás natural distribuído no Estado provém da Bolívia e chega ao
Rio Grande do Sul através do Gasbol. O Gasbol possui cinco pontos de
entrega de gás no RS, chamados de city gates. A partir desses pontos,
Fonte: Distribuidoras de gás do Sul
Não Térmico: 1,8
Rede de distribuição Sulgás
A distribuição de gás natural até os clientes acontece por meio de
tubulações especialmente projetadas e construídas para esse fim. A
implantação de novos ramais de abastecimento é norteada pela demanda e necessidade de expansão da rede.
Fonte: Sulgás, 2015
Em dezembro de 2014, a Sulgás possuía 805 km de rede, localizada
principalmente na Região Metropolitana de Porto Alegre e na Região
da Serra do Rio Grande do Sul.
to a grandes clientes, enquanto que as outras são empregadas nas
redes de baixa pressão para o atendimento a clientes de médio e
pequeno consumos.
As redes da Sulgás podem ser construídas com tubulações de
aço, PEAD e gasodutos à base de poliamida. As tubulações de aço
são usadas nas redes de alta pressão e servem para o fornecimen-
O mapa a seguir mostra um panorama da rede de distribuição da
Sulgás no Estado do Rio Grande do Sul.
257
258
ALTERNATIVAS DE SUPRIMENTO
Existem alguns estudos que buscam ampliar a infraestrutura e o
suprimento do Estado do Rio Grande do Sul. Algumas dessas alternativas são apresentadas a seguir.
Usinas de biometano
O Estado começa a apostar na produção distribuída de gás. O biogás produzido a partir de resíduos e dejetos originados das atividades
agrícolas é purificado, passando a chamar-se de biometano. O biometano assume características químicas e físicas semelhantes ao gás
natural, podendo substituí-lo em quaisquer que sejam as aplicações.
Essas usinas seriam distribuídas ao longo das regiões agroindustriais.
O biometano tem sido uma fonte promissora, considerado o atual cenário de escassez de suprimento externo.
Terminal de regaseificação de Rio Grande
Uma das alternativas provém da construção de um terminal de regaseificação de GNL em Rio Grande e reversão de trecho do gasoduto
Gasbol. Nesse cenário, considera-se a utilização do terminal de regaseificação que será instalado em Rio Grande para atender à Termelétrica Rio Grande em 2019.
O empreendimento prevê um consumo estimado entre 5,0 e 6,5
milhões de m³/dia. O terminal de regaseificação terá capacidade
de regaseificar 14 MMm³/dia, com um investimento de aproximadamente US$ 75 milhões. O excedente da capacidade de regaseificação do gás natural (7,5 MMm³/dia) poderá ser direcionado ao
Gasbol. Como consequência, há necessidade de construção de um
gasoduto de aproximadamente 300 km de extensão e capacidade
de 8,5 MMm³/dia para interligar o terminal de regaseificação em Rio
Grande até o extremo sul do Gasbol, na cidade de Canoas. Além de
atender à necessidade de suprimento do Estado, o gás recebido e
regaseificado em Rio Grande poderia atender a outros estados (Paraná e Santa Catarina).
Nessa concepção, o trecho Gasbol de Biguaçú – Canoas deverá
ter seu fluxo revertido, direcionando o gás natural excedente do Rio
Grande do Sul para Santa Catarina. O investimento estimado para a
construção do gasoduto interligando o terminal de regaseificação ao
Gasbol é de US$ 460 milhões.
Expansão do Gasbol – Compressão
Uma alternativa é a combinação de duas modalidades de transporte de gás natural: gasoduto e GNL. As avaliações já realizadas demonstram que o trecho sul do Gasbol pode ser expandido, mediante
um aumento de sua pressão de operação no trecho. A solução consistiria em instalar e/ou modificar estações de compressão no trecho
Paulínia-Araucária. Essa expansão corresponderia a um fornecimento
adicional de 5,5 milhões de m3/dia.
Atualmente, o Gasbol opera com o máximo de sua capacidade
vinda da Bolívia. Para atender a esse aumento de transporte na parte
sul do gasoduto, uma possível opção é a realização de um swap de
gás (troca operacional de gás) junto ao Terminal de Regaseificação da
Baía de Guanabara (TRBG).
Atualmente, a TRBG entrega ao gasoduto Campinas-Rio (Gascar)
aproximadamente 6,5 milhões de m3/dia.
O GNL seria importado e regaseificado através do TRBG, suprindo
a demanda necessária fornecida pelo Gascar. Com isso, o gás proveniente do Gasbol seria desviado para o trecho sul do Gasbol. A expansão se baseia nas etapas a seguir.
Estudos de utilização de gaseificação no Uruguai
Outra possível opção técnica é a utilização do projeto de regaseificação em construção no Uruguai. Esse projeto é desenvolvido pela
GDF SUEZ, junto com sua parceira de projetos Marubeni, consistindo
no aluguel da Unidade de Regaseificação e Armazenamento Flutuante (FSRU), e será usado para o projeto do terminal de importação de
gás natural liquefeito, GNL Del Plata no Uruguai.
A FSRU do Uruguai terá 345 m de comprimento e 55 m de largura,
proporcionando ao terminal GNL Del Plata uma capacidade de armazenamento a longo prazo de 263.000 m3 e capacidade de regaseificação de 10 Mm3/dia, expansível para 15 Mm³/dia. Nesse caso,
o gás poderia ser transportado desde o terminal GNL Del Plata até o
Rio Grande do Sul por meio de embarcações menores e entregue na
cidade de Triunfo.
Potencial do carvão
Uma alternativa interessante para o Estado consiste na construção de uma unidade de gaseificação de carvão junto à unidade de
conversão de gás de síntese/gás natural. Por questões de logística de
suprimento, as unidades devem estar o mais próximo a uma mina de
carvão, diminuindo, assim, os custos de transporte de matéria-prima.
Estudos conceituais vêm sendo realizados para uma unidade capaz
de gaseificar carvão suficiente para sintetizar 2 MMm³/dia de gás natural. Estimam-se investimentos de cerca de US$ 2 bilhões e início de
operação em 2019.
ALTERNATIVAS DE EXPANSÃO DA
MALHA DE TRANSPORTE
A expansão da malha de gasodutos de transporte está condicionada às alternativas apresentadas no Plano Decenal de Expansão da
Malha de Transporte (PEMAT). O plano é uma ação governamental no
sentido de solucionar o problema de coordenação de decisões dos
agentes envolvidos na cadeia produtiva do gás natural no Brasil, contribuindo para ancorar as expectativas e motivar as decisões de investimento dos agentes econômicos. É imprescindível para a construção
ou ampliação de gasodutos a existência de carregadores dispostos a
contratar a capacidade em processos de chamada pública.
Em 2014, foi publicada a primeira versão do PEMAT. Naquela edição, foi estimada uma demanda potencial para a Região Sul, para o
ano de 2022, de aproximadamente 15,55 MMm³/dia. Diante desse
grande potencial, foram analisadas alternativas logísticas para o atendimento da Região Sul, apresentadas a seguir:
• alternativa 1: Gasoduto Chimarrão modificado: criação de um
anel no trecho sul do Gasbol começando em Penápolis, passando por Londrina, Pato Branco, Chapecó, Passo Fundo e terminando em Canoas;
• alternativa 2: Gasoduto Chimarrão modificado: é a extensão do
traçado da alternativa 1 para interligar Canoas até Rio Grande,
no Rio Grande do Sul;
• alternativa 3: Gasoduto Chimarrão: considera a alternativa 2,
com a variação do duto a partir de Passo Fundo até Uruguaiana;
• alternativa 4: acrescentar estações de compressão ao longo do
Gasbol com o objetivo de aumentar a capacidade das instalações existentes.
Considerando-se os critérios adotados no Plano, tais alternativas
não foram consideradas elegíveis à proposição para o PEMAT 2022,
o que poderá, todavia, ser revisto nas próximas versões. Vale destacar
que se encontram em andamento, pela EPE, do MME, os estudos que
fundamentarão a elaboração do PEMAT 2024. Além das alternativas
já citadas, estão:
Como parte dos esforços para garantir a segurança energética do
País, a geração de base de gás natural vem sendo retomada nos últimos 3 anos, mesmo que em períodos limitados. Nas recentes operações emergenciais, realizadas entre os meses de fevereiro e maio,
de 2013 a 2015, a usina UTE consumiu médias diárias de 1,2 MMm³
a 2,4 MMm³ de gás natural.
• construção do Gasoduto de Rio Grande – Triunfo: construção de
um gasoduto de aproximadamente 311 km de extensão e capacidade nominal de 14 MMm³/dia de gás natural, interligando o
terminal ao ponto de entrega de Triunfo-RS, onde se conectaria
ao Gasoduto Uruguaiana – Porto Alegre, que, por sua vez, está
conectado ao Gasbol. Vale ressaltar que esse gasoduto foi objeto
de um processo de provocação de terceiros pela empresa Regás
do Sul, conforme procedimentos descritos na Portaria MME n°
94/2012, e encontra-se em análise neste Ministério. Caso seja
proposto, o gasoduto deverá passar pelos processos de chamada pública para contratação de capacidade e posterior licitação;
Os setores de grande evolução, em termos de volumes demandados nos últimos anos, foram o segmento residencial (564% de
2010 a 2014) e o segmento comercial (138% nos últimos anos)
(gráficos a seguir).
30,0
25,0
Mil m3/dia
• ampliação do trecho sul do Gasbol: conforme apresentado pela
TBG, a ampliação do trecho sul do Gasbol é factível. Essa alternativa depende, entretanto, da identificação de oferta de gás
natural ao norte do estado do Paraná.
comercial
PERFIL DE DEMANDA DE GÁS
PROJETADA PARA O RS
Projeções de Demanda da Região Metropolitana e Serrana
Nessas duas regiões, localiza-se a maior concentração de indústrias
do Estado, com mais de 70% da produção industrial, destacando-se
os setores de petróleo, químico, siderúrgico e metalmecânico.
Para determinação da demanda no horizonte deste estudo, foi
considerada uma taxa de crescimento para cada um dos segmentos
de mercado de atuação do gás natural. Adicionalmente, foram incorporados novos projetos, sejam eles provenientes de ampliação das
unidades industriais existentes, substituição de outros combustíveis
(mercado de substituição) e novos projetos industriais de elevado
grau de maturação.
Dentro do cenário de robustez, a projeção da demanda para essas
regiões está detalhada na tabela a seguir.
20,0
15,0
Sulgás
10,0
5,0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
RMPOA e
Serrana
Residencial
O consumo histórico de gás para os segmentos não térmicos (industrial, comercial, automotivo e residencial) no Estado tem média de,
aproximadamente, 1,4 MMm³/dia no período de 2007-2010, subindo
para 1,8 MMm³/dia no período de 2011-2015. O gráfico a seguir mostra o total do mercado não térmico da Sulgás, em dezembro de 2014.
2.000
Mil m3/dia
residencial
DEMANDA ATUAL DE GÁS NATURAL
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Mil m3/dia
Por sua vez, o setor industrial tem apresentado menor crescimento,
mantendo praticamente o mesmo consumo desde 2007.
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
6,5
7,8
10,1
13,2
17,1
22,3
48,7
63,3
Comercial
26,0
27,3
28,7
30,1
31,6
33,2
43,1
56,1
190,0
195,7
201,6
207,6
213,8
220,3
286,3
372,2
1,9
2,9
3,0
3,1
3,2
3,3
4,2
5,5
Cogeração
280,0
308,4
350,7
361,2
372,0
383,2
459,8
551,8
Industrial
1.643,0 1.729,1 2.222,3 2.427,9 2.568,6 2.672,8 3.207,3 3.848,8
TOTAL
2.147
2.271
2.816
3.043
3.206
3.335
4.050
4.898
1.500
500
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
Veicular
G.E.E.
Fonte: SULGÁS, dez, 2014
1.000
mil m3/dia
Projeções de Demanda da Região Sul
A região é caracterizada economicamente pela presença do superporto na cidade de Rio Grande e da Refinaria Ipiranga, também
na mesma cidade, assim como as indústrias de fertilizantes, o Polo
Naval e a indústria alimentícia da cidade de Pelotas. As duas cidades
respectivamente ocupam a 4ª e a 9ª posição no PIB gaúcho, além de
representarem grandes centros urbanos somando uma população
aproximada de 500 mil habitantes.
Destaca-se a implantação da Termelétrica Rio Grande, investimento do Grupo Bolognesi – responsável pela construção da usina ter-
259
260
melétrica e do terminal de regaseificação previstos para operarem
em 2018, o que torna factível a distribuição de gás na região a partir de 2018.
O cenário considera os dados da prospecção do mercado, iniciada
em janeiro de 2015, na qual se destacam os seguintes clientes-âncoras: Refinaria Rio-Grandense, Bianchini e Yara Fertilizantes. Trata-se de
um mercado a ser desenvolvido (green field), e a estimativa de consumo é na ordem de 320 mil m3/dia em 2030, conforme demonstra
a tabela a seguir.
Sulgás
REGIÃO
SUL
PROJEÇÃO da DEMANDA NÃO TERMELÉTRICA TOTAL
6.000
5.000
4.000
REGIÃO SUL
3.000
REFINARIA (AUTOIMPORTADOR)
2.000
RMPOA - SERRA
mil m3/dia
1.000
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
0
Residencial
0,0
0,0
0,0
0,1
0,3
0,4
0,5
1,0
Comercial
0,0
0,0
0,0
1,0
1,1
1,2
1,5
2,8
Veicular
0,0
0,0
0,0
10,0
15,0
20,0
24,0
28,8
Industrial
0,0
0,0
0,0
100,0
150,0
200,0
240,0
288,0
TOTAL
0
0
0
111
166
222
266
321
2015 20162017 20182019 202020212022 20232024 20252026 202720282029 2030
Demanda do Mercado Termelétrico
Cenário Atual
Ou seja, o cenário que se apresenta é de elevação da demanda
atual, chegando, em 2025, a um potencial de consumo de aproximadamente 4,3 MM m3/dia de gás. Isso representa cerca de duas vezes
a demanda atual. O gráfico a seguir demonstra a projeção total do
mercado não termelétrico.
MERCADO TERMELÉTRICO
O mercado termelétrico para o gás natural apresenta previsão de
demanda potencial conforme a tabela a seguir, considerando-se as
usinas instaladas e os projetos – novos e ampliação – já licenciados
no Estado.
UTE Sepé Tiarajú
Cenário Futuro*
Potência MW
Consumo (mil
m3/dia)
Ampliação/Novos
Projetos (MW)
Consumo (mil
m3/dia)
Empreendedor
240
1.100
480
2.200
Petrobras
Termosul Montenegro
-
-
600
2.800
AES
UTE Rio Grande
-
1.250
6.000
Bolognesi
UTE Uruguaiana
600
2.800
600
2.800
AES
Total
840
3.900
2.930
13.800
*Cenário baseado em projetos licenciados
Com conclusão do fechamento do ciclo da UTE Sepé Tiarajú, o Estado passa a contar com cerca de 840 MW instalados de geração, com
potencial de consumo de 3,9 MMm3/dia. Entretanto, atualmente, o
fornecimento de gás para o segmento termelétrico está restrito – em
caráter emergencial – à UTE de Uruguaiana. Essa realidade tem sido
observada nos anos de 2013, 2014 e 2015, por meio de cargas de GNL
regaseificadas e transportadas pela malha argentina.
la. A Capital, Porto Alegre, receberá mais 300 km de rede urbana de
distribuição de gás canalizado, com atendimento dos principais bairros da cidade que concentram aproximadamente 300 mil habitantes.
Alternativamente, o biometano purificado pode alimentar turbinas e geradores de energia elétrica, que pode ser enviada às redes de
distribuição das concessionárias.
A interiorização do gás natural também ocupa lugar de destaque.
São investimentos em três projetos estruturantes nas cidades de Gramado, Santa Cruz e Lajeado.
Vale salientar que, da produção e purificação do metano, podem
ser obtidos dois outros produtos com considerável valor comercial: o
gás carbônico e o biofertilizante peletizado, além da possibilidade de
reutilização da água resultante na etapa da biodigestão.
Por outro lado, a UTE Sepé Tiarajú, em Canoas, quando solicitada,
necessita despachar o óleo diesel, em função do esgotamento do trecho sul do Gasbol, cuja capacidade – 2,8 MMm³/dia – é insuficiente
para suprir a usina junto com a demanda não termelétrica distribuída
pela Sulgás.
Todos os projetos que contemplam o horizonte dos próximos 5
anos consideram um investimento de R$ 259,7 MM e uma expansão
de aproximadamente 634 km na malha de distribuição, que representa 78% de acréscimo na rede existente. Além dessa significativa
expansão da rede, o número de clientes passa dos atuais mais de 20
mil para mais 92 mil clientes no fim desse período.
INVESTIMENTOS EM INFRAESTRUTURA
Para atendimento da demanda projetada, é necessária uma expansão na infraestrutura de rede. A indústria do gás natural tem como
diferencial competitivo a fácil logística, proveniente da sua forma de
distribuição, realizada por meio de dutos. Sua utilização e aplicação
carecem de uma estrutura física que estabeleça as conexões necessárias entre a oferta e a demanda pelo combustível. Para tanto, é necessário um planejamento sistematizado de ampliação da malha de
gasodutos, o que implica investimentos elevados em ativos fixos e
específicos.
Com base na característica do setor, em um planejamento da expansão da malha de distribuição e da oferta de gás para o Estado e
em um processo interativo de planejamento, subsidiado por estudos
realizados pelo conjunto de especialistas das diversas áreas da companhia, foram observadas importantes sinalizações do mercado para
orientar as ações e decisões de investimentos para os próximos períodos. Entre elas, destacam-se o equilíbrio entre as projeções de crescimento da demanda pelo gás no Estado e a necessária expansão da
malha de atendimento, de forma a garantir à sociedade o suprimento
energético com adequados custos.
No próximo quinquênio, verifica-se uma forte penetração no mercado residencial. As cidades de Canoas e Caxias do Sul (duas maiores
economias do Estado depois de Porto Alegre) passam a receber investimentos por meio da expansão das redes urbanas em larga esca-
CENÁRIO MUNDIAL DE BIOGÁS
BIOGÁS E PRODUÇÃO DE BIOMETANO
O biogás é o produto resultante da digestão anaeróbia de resíduos
orgânicos de origem diversa, tais como: restos de vegetais, frutas e outros alimentos, gorduras, lodo de tratamento de efluentes industriais
e residenciais e resíduos da criação de animais (suínos, aves, bovinos e
outros). Devido ao seu alto poder calorífico e pelo fato de originar-se
de fontes de biomassa totalmente renováveis, o biogás apresenta-se
como importante componente energético.
Os principais componentes do biogás são: o metano (CH4), o gás
carbônico (CO2), o gás sulfídrico (H2S), o oxigênio (O2), o nitrogênio
(N2) e o vapor de água (H2O). Estes aparecerão em percentuais variáveis, em função da origem do material. O metano é o principal e mais
importante constituinte do biogás, possuindo poder calorífico entre
5.000 e 7.000 kcal/m3.
Uma vez submetido a um processo de purificação, em que são
removidos os demais componentes, o biogás dá origem ao biometano, gás resultante que tem poder calorífico aumentado. O biometano pode substituir outros combustíveis (como o diesel, a gasolina
e o GLP) e equipara-se ao gás natural, podendo então ser utilizado
diretamente como combustível veicular ou adicionado às redes de
distribuição de gás natural.
APLICAÇÕES DO BIOMETANO
O biometano apresenta características idênticas ao gás natural, podendo igualmente ser utilizado nas mais diversas aplicações: indústria
(como energético ou matéria-prima), comércio, automóveis, veículos
de carga e transporte, geração de energia elétrica, entre outros.
HISTÓRICO MUNDIAL DO BIOGÁS
A produção de energia renovável, a partir do reaproveitamento
da água descartada no processo de tratamento de esgoto e da fermentação de rejeitos orgânicos para produção de energia renovável,
é uma solução já descoberta há bastante tempo. Existem registros de
algumas dessas utilizações há centenas de anos antes de Cristo.
Os sumérios, em aproximadamente 3.000 a.C., utilizavam a decomposição anaeróbia para tratamento do lixo. No período entre 10 a.C., o
biogás foi utilizado pela primeira vez na Assíria para aquecimento das
piscinas públicas.
Em 1776, Alexandro Volta fez uma coleta no Lago Como para examiná-lo. Sua pesquisa mostrou que a formação de gás dependia do
processo de fermentação e que este gás coletado poderia formar
uma mistura explosiva em contato com o ar.
Os registros mostram que, em 1859, um hospital para tratamento
de leprosos em Mumbai, Índia, inaugurou sua planta de tratamento
de água que produzia biogás para iluminação e suprimento de energia em caso de emergências.
261
EVOLUÇÃO MUNDIAL DA PRODUÇÃO E
DA DEMANDA DE BIOGÁS E BIOMETANO
Atualmente, em países ricos e industrializados, a biomassa
representa aproximadamente 3% do total de energia primária consumida. Em mercados emergentes, essa proporção pode chegar a 38%
e, em alguns países pobres, a patamares superiores a 90%.
Nos EUA, a participação da biomassa relacionada com o total de
energia primária consumida é de aproximadamente 4%; na Suécia,
é de 15%, enquanto no Brasil chega a 33% em função da utilização
do etanol e do biodiesel. O Nepal, um país em desenvolvimento, possui 145 mil plantas de biogás para uma população de 20 milhões de
habitantes. Na China, o consumo de energia primária é de aproximadamente 11.500 TWh por ano e espera-se que essa demanda dobre
nos próximos 20 anos, devido ao forte desenvolvimento do país, especialmente em áreas rurais, onde vivem 70% da população e 40% da
energia são demandados.
Atualmente, na China, existem cerca de 600 plantas de grande
porte para tratamento de resíduos, as quais produzem aproximadamente 1 bilhão de m³/ano de biogás. Algumas projeções sobre o
potencial de produção de biogás na China estimam uma produção
anual de 145 bilhões de m3/ano. O gráfico a seguir apresenta o perfil
previsto de crescimento da produção mundial de biogás no período de 2012-2022.
Hoje a Índia conta com aproximadamente 2,5 milhões de plantas
de biogás, com volume de digestão de 3 a 10 m³. Essas plantas geralmente atendem à demanda para cocção de alimentos, aquecimento
e iluminação. Um biodigestor de 2 m² é alimentado com os dejetos de
quatro bovinos e consegue atender à demanda energética de uma
família. Estudos na Índia apontam para a possibilidade de instalação
de 16 a 22 milhões de pequenas plantas de biogás.
Na Europa em 1970, a demanda para utilização do biogás aumentou em decorrência da crise do petróleo. Mais tarde, em 1990, as tecnologias de biogás foram estimuladas por duas razões: a rentabilidade do uso de energia elétrica proveniente de biogás e a criação de
exigências de reciclagem e manejo do lixo em 1994, resultando em
um alto custo de disposição do lixo sólido.
O setor agrícola observou um período de instabilidade nas implantações das plantas de biogás, devido ao alto custo para sua construção. Somente depois que os proprietários adquiriram conhecimento
na implantação e operação dessas plantas, o negócio começou a se
tornar economicamente interessante.
No final de 1990, várias plantas foram construídas e entraram em
operação para o tratamento mecânico e biológico do lixo urbano. A
tecnologia era baseada em um processo anaeróbio com compostagem aeróbia. Além da Alemanha, outros países da Europa aplicaram
a mesma tecnologia para tratamento de dejetos líquidos de animais
junto com resíduos orgânicos da indústria alimentícia.
35
Biogas producton (ktoe –1)
262
30
NORTH AMERICA
25
EUROPA
Em 2005, foi implementada na Áustria uma planta de biogás que
injetava 10 m³/dia de biogás na rede de gás natural. Esse biogás era
injetado sem passar por um sistema de purificação. Na Suécia, um
grande número de veículos e até um trem operam com biogás. Na
Alemanha, o número de plantas de biogás foi triplicado nos últimos
anos, seguido da promoção governamental, passando de 850 plantas em 1999 para 2.700 em 2006. O planejamento alemão é instalar
até 43 mil plantas de biogás até 2020.
Na tabela a seguir, é apresentado o número de plantas existentes
na Europa e quais são destinadas à produção de biometano.
Destaca-se, a partir da tabela, que 72% das plantas de biogás que
têm a produção de biometano fazem a sua injeção na rede de gás natural. Outro fator a ser destacado é que 99% das plantas de biogás são
destinadas à produção de energia elétrica e calor. Isso se justifica pela
alta demanda de energia térmica dos países europeus, o que torna
viável a produção de energia elétrica e o aproveitamento da energia
térmica proveniente de grupos geradores.
CENÁRIO NACIONAL DE BIOGÁS
PANORAMA GERAL
Em vários momentos da história recente do biogás no Brasil, ocorreram iniciativas para produzir e usar biogás. Nos anos 1970, o combustível chegou a integrar o modelo da revolução verde, paradigma
da atual economia mundial de produção de alimentos. Entretanto, ao
contrário de outras tecnologias, o biogás não prosperou. As razões
disso são várias e vão desde o atrelamento do biogás aos preços do
petróleo, que ao despencar desestimularam o uso do biogás como
fonte alternativa de energia, até o mau emprego dos dejetos animais,
na época, manejados sem nenhum critério.
20
ASIA PACIFIC
15
LATIN AMERICA
10
MIDDLE EAST/AFRICA
5
0
2012
Fonte: Pike Research,2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Outra causa apontada para o insucesso foi a opção por biodigestores construídos com componentes em ferro, que logo foram
corroídos pelo ácido sulfídrico, um dos constituintes do biogás. Passaram-se 30 anos sem que o biogás voltasse a interessar os sistemas
produtivos, mesmo fazendo parte deles como subproduto. O biogás
reaparece então no cenário das iniciativas movidas pelo mecanismo
de desenvolvimento limpo proposto pelo Protocolo de Quito, porém
em projetos concebidos de forma a simplesmente queimar o biogás
sem nenhum aproveitamento energético.
País
Áustria
Plantas de
biometano
Plantas de
biometano
com injeção da
rede de gás
natural
Total de
plantas de
biogás
Substratos
da
agricultura
Lixo orgânico
(urbano e
industrial)
Centrais de
tratamento
de esgoto
Aterros
sanitários
10
7
503
300
55
134
14
4
2
1
1
71
Croácia
França
3
1
283
40
98
74
Alemanha
84
82
8.792
7.000
92
1.700
Hungria
1
58
36
667
300
Itália
Holanda
13
13
14
8
32
135
200
2
200
200
130
Polônia
219
17
Eslováquia
24
12
12
Reino Unido
2
2
360
60
60
100
200
Suécia
47
8
229
14
23
135
57
Suíça
17
15
600
140
140
460
Fonte: Green Gas Grids, 2012.
Ao longo dos tempos, o biogás acumulou frustrações e o seu valor
econômico simplesmente foi e é desperdiçado, queimado ou liberado para a atmosfera na forma bruta, o que, devido à presença de metano no gás, ocasiona impactos relacionados ao efeito estufa 21 vezes
maiores do que o do gás carbônico, trazendo sérias consequências,
como o aquecimento global e as mudanças climáticas.
A partir dos últimos anos, voltou-se a avaliar o cenário nacional do
biogás de outra forma, considerando algumas das suas potencialidades como fonte energética:
• disponibilidade em larga escala de biomassa e resíduos
orgânicos;
descentralizado, de rápida implantação e com participação relevante na matriz energética brasileira. A Associação Brasileira do Biogás
(ABiogás) vem trabalhando com estimativas de potencial energético
para o biogás e biometano no Brasil na ordem de 11 milhões tep/ano.
Vale destacar que as condições tropicais e subtropicais brasileiras
conferem à produção de biogás e do biometano vantagens comparativas em relação às que ocorrem em países frios, que hoje detêm
conhecimento e tecnologia que são referenciais mundiais, a despeito
da sobrecarga tecnológica da qual precisam lançar mão para consolidar tal produção. Em outras palavras, o Brasil é primeiro mundo em
termos de clima e biodiversidade para realizar operações de digestão
anaeróbia e de orgânicos, para obter biogás e biometano, no entanto,
ainda não aproveitou essa vantagem.
• extremidades ambientais positivas;
• produção de energia de base e flexível com essa fonte.
Dadas tais potencialidades, acredita-se que o estabelecimento de
uma política clara de comercialização, tais como leilões regulares de
compra de energia, possibilitará a criação de um parque renovável e
Nas últimas décadas, apesar de várias tentativas empreendedoras,
muitas barreiras foram determinantes para que não fosse possível a
construção de um caminho de sucesso para o biogás no Brasil. A não
tropicalização de tecnologias e a falta de padrões de qualidade no
mercado são exemplos. Além disso, pode-se verificar a baixa presença do Estado na regulação e normatização de biogás e biometano,
bem como a inexistência de políticas públicas direcionadas, marcos
que somente a criação de um programa nacional e/ou estadual poderia atingir.
Nos últimos 5 anos, vem sendo esboçado um novo aparecimento
de biogás no cenário energético nacional, fato registrado pela sociedade civil, que se motiva, pela primeira vez, a organizar-se associativamente em torno de sua ABiogás.
Nos âmbitos de pesquisa, desenvolvimento e difusão de referências tecnológicas, destacam-se as ações da Empresa Brasileira de
Pesquisa Agropecuária (EMBRAPA) com o programa Biogásfert. Há
também uma iniciativa de cooperação internacional coordenada
pelo Ministério das Cidades do Brasil, como o projeto Probiogás, em
cooperação com a agência de cooperação internacional GIZ. Várias
universidades têm também se dedicado ao tema. Prova disso é a
existência de mais de 90 grupos de pesquisa relacionados ao tema
cadastrados na base do CNPQ. Além dessas iniciativas, pelo menos
10 unidades de demonstração tecnológica em escala industrial estão
operando no País com sucesso e tecnologia comprovada. Vale destacar o projeto conjunto entre Sulgás, Ecocitrus e Naturovos na cidade
de Montenegro.
Também a ANP publicou a Resolução n° 8/2015, fixando parâmetros para o biometano como combustível renovável. A EPE inclui o
biogás no PNE-2030 e vem detalhando suas aplicações em diversas
notas técnicas, como, por exemplo, as DEAs 15 a 18 de 2014 e a Nota
Técnica n° 13/2015. Finalmente o próprio MME estabeleceu, com a
Portaria n° 44/2015, importantes oportunidades para a geração com
microgeradores por biogás e biometano.
O biogás é definido pela Resolução n° 8 de 2015 da ANP como gás
bruto obtido da decomposição biológica de produtos ou resíduos orgânicos; e o biometano é definido pela mesma resolução como biocombustível gasoso construído essencialmente de metano, derivado
da purificação do biogás. Apresentam a importante característica de
versatilidade, já que são aplicáveis em geração de energia elétrica, térmica e combustível. Na descentralização, reside o fator que pode dar
visibilidade definitiva ao biogás, uma vez que tanto pode ser produzido em grande como em pequena escala em situação de produção
descentralizada (EPE/NT13/15) e com efeitos diretos relacionados
com eficiência energética das atividades produtivas.
263
264
Em especial, é relevante destacar o setor da produção de alimentos, que é responsável por 40% do PIB nacional gerador de um em
cada quatro empregos de brasileiros, mas que também é consumidor de 37% da disponibilidade interna de energia elétrica nacional e
grande consumidor de combustível fóssil, principalmente diesel, uma
vez que essa demanda energética é direcionada para a realização de
operações como irrigação, bombeamento, secagem e moagem de
grãos, aquecimento de pequenos animais, abastecimento das frotas
de veículos leves e pesados, escoamento da produção, enfim, operações da produção que não necessariamente deveriam ser realizadas
com energia gerada em grandes centrais, com linhas de transmissão,
subestação e linhas de distribuição, mas sim com energias e combustíveis produzidos com os próprios resíduos orgânicos das atividades.
A eficiência energética do setor de alimentos, obtida ao se usar fontes não convencionais como o biogás e o biometano, impacta diretamente na eficiência energética nacional, pois injeta nova parcela de
energia na oferta total nacional.
PRINCIPAIS ENTRAVES
Ao iniciar o Projeto Probiogás, projeto de cooperação técnica coordenada pelo Ministério das Cidades em parceria com a agência GIZ,
foi detectada a necessidade de elaboração de um estudo base para
identificar e analisar as principais barreiras e os potenciais modelos de
negócios do biogás no Brasil. A partir dessa análise, foram propostas
também algumas soluções para o desenvolvimento dessa fonte energética no Brasil.
O estudo seguiu uma metodologia de entrevistas com diferentes
atores, como: empresários, distribuidores de gás natural, concessionárias de energia elétrica, entes financiadores, associações de municípios e instituições setoriais. Embora os resultados do estudo ainda
não tenham sido discutidos com o setor, análises preliminares apontam que as principais dificuldades podem ser agrupadas em quatro
macrocategorias:
• relação desfavorável entre os custos de um projeto e seus benefícios comerciais: apesar das potenciais oportunidades econômicas encontradas no ambiente de negócios brasileiro, a relação
entre o custo de projetos de biogás e seu benefício comercial,
muitas vezes, não é suficientemente atraente para investidores.
A falta ou inadequação de regulamentação para o biogás e de
seus subprodutos e os preços de comercialização em vigor no
mercado não somente reduzem a oportunidade econômica
dos investimentos como retardam o desenvolvimento local de
tecnologias e a transparência de conhecimento. Essa situação
desencoraja o investimento em projetos comerciais que possam
servir de referência para o setor;
• baixo número de projetos consolidados: mesmo com um número significativo e cada vez maior de atores públicos, empresas
e investidores estudando a fundo as oportunidades de projetos
de biogás no Brasil e investindo em plantas de biogás com maior
aporte tecnológico e de know how, a multiplicação de projetos
de referência ainda exige um alto grau de pioneirismo entre os
empreendedores. Essas primeiras iniciativas não conseguiram
reduzir a percepção de riscos associada ao biogás e ao biometano devido à falta de consolidação com políticas públicas;
• baixa acessibilidade a informações técnicas e legais: a diversidade de arranjos comerciais possíveis com o biogás, inserida
em uma diversidade de mercados e cultura de negócios, como
é o caso do Brasil, exige grandes esforços para a identificação,
projeção e realização do próprio modelo de negócio de cada
empreendedor. Além disso, sob a perspectiva técnica, a maioria
dos projetos de alta eficiência desenvolvidos até hoje no Brasil
dependeu de conhecimentos importados. O País não conta ainda com uma cadeia de valor estabelecida para a implantação de
biogás. A alta necessidade por importação, seja de mão de obra
ou de equipamentos, encarece a realização de novos projetos,
impactando negativamente a viabilidade financeira de empreendimentos. Sob as perspectivas comerciais e legais, há uma
carência de direcionamentos quanto às práticas para a comercialização de energia e/ou do combustível oriundo do biogás e
do biometano;
• ausência de políticas específicas relacionadas ao biogás: a importância do biogás e biometano como fonte de energia renovável e estocável ainda não foi reconhecida. Prova disso é a ausência de instrumentos públicos que nivelem o biogás a outras
fontes renováveis de energia, como a eólica ou solar. A complexidade do biogás e as sinergias entre os vários benefícios, como
geração de energia e tratamento de resíduos e efluentes, demandam uma política integrada horizontalmente (intersetorial)
e verticalmente (federal, estadual, municipal). Portanto, o biogás
não pode ser visto apenas como uma fonte renovável, mas sua
origem representa também um fator crucial para delinear políticas de fomento setoriais e intersetoriais.
POTENCIAL
A ABiogás estima o potencial de produção de biogás de maneira
conservadora no Brasil em 23 bilhões de m³/ano, sendo cana (12 bilhões), alimentos (8 bilhões) e resíduos (3 bilhões). Há uma série de
barreiras dificultando a criação do setor no Brasil de forma sustentável. Esse montante equivale a aproximadamente 11 milhões de tep/
ano ou 12 bilhões de litros equivalentes de diesel.
Em vários setores da sociedade brasileira, na esfera pública e privada, observam-se movimentos em torno do biogás como fonte
energética. Pode-se reconhecer que há um ambiente favorável e
que justifica um programa nacional e/ou estadual para articular essas
iniciativas de modo a obter os resultados comuns que se reúnem na
consolidação de biogás e do biometano no cenário da matriz energética brasileira.
Iniciativas governamentais:
• EPE – considerando o biogás como fonte de energia renovável
no PEN no horizonte de 2023;
• ANP – regulamentação do biometano como substituto ao
gás natural;
• MME – Secretaria do Planejamento;
• MCidades – Probiogás;
• MMA – emissões;
• MCTI – inovações tecnológicas;
• MRE – biogás da cooperação;
• MDA – agricultura familiar;
• EPE – produção descentralizada de energia – biogás na matriz
2023.
CENÁRIO ESTADUAL DE BIOGÁS
PANORAMA GERAL
Desde o ano de 2007, considera-se a possibilidade de utilizar o
biogás como substituto do gás natural no Rio Grande do Sul. Nessa
época, a Sulgás foi procurada por algumas empresas, representantes
de empresas alemãs interessadas em instalar usinas de produção de
biogás em alguns municípios do Rio Grande do Sul. A Sulgás sempre apoiou o desenvolvimento das iniciativas, sinalizando a garantia
de compra, a longo prazo, de todo o biometano (biogás purificado)
produzido, desde que este atendesse às especificações da ANP, apresentando condições técnicas e econômicas compatíveis com o gás
natural.
Os projetos desenvolvidos desde então contemplavam avaliar e
conhecer tecnologias a serem empregadas, comercialização de produtos gerados pelo projeto, sistema de logística, potencial de produção, montante dos investimentos e procedimento para a obtenção
dos Certificados de Emissão Reduzida (CER ou créditos de carbono),
entre outros fatores que influenciariam o projeto.
Projeto Suínos
Um dos primeiros projetos avaliados pela Sulgás foi o projeto de
geração de biogás por meio de dejetos de suínos. O projeto analisou
o potencial produtivo da cidade de Capitão, que se destaca pela quantidade de produção de suíno no Estado. Em um primeiro momento,
o projeto era gerenciado por uma empresa gaúcha que mantinha
relações com empresas detentoras da tecnologia de biodigestão e
purificação de biogás, na Alemanha.
Essa empresa procurava levantar e apresentar todos os dados para
análise da planta, os quais eram analisados pelos sócios interessados.
Em novembro de 2007, essa empresa organizou uma viagem à Alemanha para participação de um seminário sobre sistemas de purificação de gás, além de organizar visitas técnicas a usinas de produção
de biogás e reuniões com os fornecedores de equipamento e tecnologias. Após essa viagem, identificou-se que ainda existiam muitas
desconformidades no projeto e que este ainda não se encontrava em
uma condição de viabilidade econômica.
Uma das alternativas identificadas na época para viabilizar o projeto seria diminuir as incertezas quanto à comercialização de CER. Para
isso, teria que ser desenvolvida uma metodologia apropriada para
o projeto que considerasse a comercialização do biometano como
substituto energético do gás natural. Com isso, começou-se o contato
por meio da Caixa-RS (banco de fomento do Rio Grande do Sul) com
a DENA, agência do governo alemão com interesse em desenvolver
uma metodologia para recebimento dos CERs, além de estar interessada em facilitar o contato do Estado do Rio Grande do Sul com empresas de biogás além das alemãs.
Em maio de 2008, foi organizada uma comitiva gaúcha que contava com participação da Caixa-RS, FEPAM, Secretaria de Planejamento
do RS, Sulgás, Sindicato dos Suinocultores, empresários, Federação
das Indústrias (FIERGS) e demais autoridades políticas do Estado. Essa
comitiva participou de um seminário organizado pela DENA, Sulgás
e Caixa-RS com a finalidade de apresentar todos os critérios técnicos,
econômicos, políticos e ambientais das plantas de biogás na Alemanha, além de buscar as sinergias entre os dois países. Além do seminário, participou-se da Feira Internacional de Tecnologia de Hannover,
na qual se obteve o contato com mais representantes de equipamentos interessados em desenvolver projetos no Brasil.
Ao final do projeto, verificou-se que a cidade possuía um potencial
de produção de biometano na ordem de 10 mil m³/dia, no entanto,
devido à tecnologia não consolidada, à dificuldade de logística para
transportes de dejetos a uma planta centralizada e às indefinições regulatórias, o projeto foi considerado inviável naquele momento.
Projeto Aterro Sanitário
O aterro sanitário estudado em 2010, pertencente na época à SIL
Soluções Ambientais, está localizado em Minas do Leão, a 80 km de
Porto Alegre, em uma área total de 500 hectares, dos quais cerca de
73 hectares estão sendo utilizados na operação.
Com uma capacidade total para receber 25 milhões de toneladas
de resíduos, o aterro tem uma vida útil estimada de 23 anos. Também
compõe a central uma Estação de Tratamento de Lixiviado (ETL).
A quantidade de resíduos depositada no aterro anualmente é, em
média, de 1.000.000 toneladas, sendo que destes 50% provêm da cidade de Porto Alegre.
O aterro possui um sistema de drenagem horizontal em forma de
espinha de peixe com um sistema de captação (válvulas e tubulação
para interligação dos drenos de gás), onde captura o biogás formado
na decomposição de resíduos sólidos urbanos e é levado até um sistema de queima que utiliza sopradores e uma torre de queima, passando pela planta de purificação e compressão de biogás instalada
em parceria com a Sulgás.
Ao final do projeto-piloto, chegou-se à conclusão de que, para a
produção de biometano, seria necessária a cobertura superior do
aterro para diminuir a concentração de oxigênio no biogás gerado.
O projeto foi descontinuado devido ao alto custo da adaptação e
também à inexistência de política regulatória naquele momento.
Projeto Usinas de Compostagem
Um dos últimos projetos-pilotos estudados pela Sulgás foi uma usina de compostagem na cidade de Montenegro.
O projeto teve início em 2012, quando as empresas Ecocitrus e
Naturovos iniciaram os esforços para desenvolver um projeto-piloto
para tratamento dos seus resíduos orgânicos a fim de resultar desse
processo a produção de biogás, de monóxido de carbono e biofertilizante. No meio de 2012, essas empresas entraram em contato com a
Sulgás, a fim de apresentar o projeto e a potencialidade de oferecer o
biogás para a Sulgás. O objetivo dessa planta-piloto é fornecer subsídios para as empresas construírem uma planta de maior porte.
A produção desse produto é uma mudança de rota no uso da biomassa dos resíduos agroindustriais de mais de 150 empresas no Rio
Grande do Sul – são 18 mil toneladas/mês, que geram 4 mil toneladas de compostos orgânicos e 2 mil toneladas de biofertilizantes. O
projeto continua ativo até o momento, teve um investimento que já
alcançou R$ 10 milhões e possui uma produção atual de 5 mil m3 de
biometano por dia, já nos padrões da ANP.
O projeto atualmente está em fase final de testes e aguardando a
chamada pública da Sulgás para iniciar a comercialização do biometano ainda em 2015. Pretende iniciar o fornecimento com 5 mil m3,
mas tem potencial para alcançar, já no ano seguinte, a produção de 20
mil m3, o que gera uma produção mensal de 1 MMm³.
265
Outros projetos
Além dos projetos já citados, a Sulgás participa de outros estudos
com dejetos animais nas cidades de Harmonia e Tupandi, além de
rejeitos de curtumes e frigoríficos e de estações de tratamento de
efluentes.
AÇÕES PREVISTAS
Além da continuidade dos projetos-pilotos que estudam a viabilidade do biometano no Estado, outras ações estão previstas para
desenvolver o mercado de biometano no Rio Grande do Sul. Vale
destacar projetos de teste de qualidade do produto, Atlas do Biometano e chamada pública para seleção de projetos para fornecimento
de biometano à Sulgás.
A realização de testes quanto à aplicação do combustível é constante. O último deles, já em fase final, pretende avaliar a qualidade e
eficiência do combustível, verificando rendimento, potência e emissões. Os resultados iniciais foram muito positivos.
O projeto Atlas do Biometano objetiva levantar centros geradores
de biomassa que viabilizem a produção de biometano em outras regiões do Estado, além de avaliar possíveis centros de consumo, encontrando com o estudo focos de atuação da Sulgás nas regiões de
maior potencial.
A chamada pública tem como objetivo consolidar a estratégia de
incluir o biometano como fonte de suprimento de gás natural para
novos nichos de mercado. Pretende receber e selecionar propostas
que apresentem projetos de empreendimentos e/ou empreendimentos existentes destinados à produção de biometano para o fornecimento à Sulgás, por um prazo de 20 anos, do total de 200 mil m3
diários do produto.
POTENCIAL DE BIOMETANO
O potencial teórico de capacidade de produção de biometano do
Estado, de acordo com os substratos, está listado na tabela a seguir.
SUBSTRATOS
Dejetos Agricultura e Pecuária
Aterros Sanitários
Produção de
Biometano
(m3/dia)
1.200.000
200.000
ETE — Estação de Tratamento de Esgoto
90.000
Glicerina
180.000
Resíduos da Indústria Alimentícia
600.000
TOTAL
2.270.000
Do total projetado, a estimativa é de que, em médio prazo, seja
possível produzir cerca de 400 mil m3 diários desse gás. Isso representa 10% da demanda de gás projetada para 2025. A fim de localizar
geograficamente esse potencial dentro das regiões do Estado, a Sulgás, em conjunto com a Universidade do Vale do Caí (UNIVATES), deu
início, no mês de maio de 2015, à formulação do Atlas do Biometano.
CONCLUSÃO
O gás natural, a partir da década de 1980, passou a ocupar um papel de relevância na matriz energética do Brasil. Tendo sido criadas as
condições para a sua produção, transporte, distribuição e aplicação
nos diferentes mercados, ele hoje é largamente utilizado, dadas as
suas excelentes características de energético de transição para uma
matriz mais limpa e sustentável.
Não obstante, sendo um produto cuja produção está normalmente associada ao petróleo, principalmente nos campos de produção
brasileiros, sua economicidade também dependerá muito, tanto dos
investimentos como dos valores de produção e de comercialização
desse último.
Mesmo assim, as sinalizações do mercado nacional e a expansão
constante do gás nacional na matriz brasileira mostram a boa perspectiva para o Brasil e para o Rio Grande do Sul.
Ao avaliar-se especificamente o Rio Grande do Sul, verifica-se um
potencial também muito grande na expansão do seu consumo, considerando tanto os mercados de substituição do combustível como a
expansão para novas regiões do Estado. Um dos maiores exemplos
da possibilidade de expansão para novas regiões é a Termelétrica Rio
Grande, que permitirá o desenvolvimento do mercado da região a
partir de 2018.
Deve-se deixar claro, no entanto, que essa expansão na demanda
deve ser acompanhada por uma oferta na demanda de suprimento
para o Estado, conforme as várias alternativas em estudo. Para tanto, é
preciso viabilizá-las em médio prazo.
Por outro lado, acrescenta a possibilidade de uma produção distribuída de gás. O biometano, um produto de alto valor agregado, vem
ganhando destaque pela possibilidade de aumentar a oferta de gás
para o Estado em curto prazo e principalmente interiorizar a aplicação
do combustível.
Esse movimento de produção de biometano está em consonância
com os projetos das nações ricas e desenvolvidas no mundo, como
Alemanha, Suécia, Itália, EUA, entre outras, que possuem um mercado
muito evoluído tanto na produção como na distribuição do biogás/
biometano. É nesse sentido que o Rio Grande do Sul também busca
trabalhar. Entende-se que o estímulo à produção do biometano nas
atividades agrosilvopastoris vem ao encontro de questões ambientais e representa maior receita e menor dispêndio com a compra de
energéticos, dessa forma, há o fortalecimento do produtor rural, junto
com uma maior liberdade e segurança energética.
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10 SME DESENVOLVIMENTO GAS NATURAL

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