Enquanto a Petrobras aprimora sua infraestrutura, Macaé e Caraguatuba escoam o gás pré-sal e o governo federal estuda alternativas de consumo

Os gasodutos Rota 1 e 2 conectados as unidades da Petrobras em Macaé e Caraguatuba estão sobrecarregadas, a Rota 3 é a grande aposta para escoar o gás offshore do pré-sal e diminuir importação

A Petrobras está aprimorando seu gasoduto e capacidade de processamento de gás natural offshore, enquanto o governo federal estuda alternativas para enfrentar aquele que é um dos principais gargalos do país para estimular o consumo de combustível. Atualmente, as cidades de Macaé e Caraguatuba recebem e tratam o gás do pré-sal.

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A estatal receberá nesta semana licitações para adequação da unidade de tratamento de gás natural de Caraguatatuba (UTGCA), em São Paulo. O projeto visa capacitá-lo a processar até 10Mm3 / d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás do pré-sal da bacia de Santos sem a necessidade de misturá-lo com o pós-sal, informou a Petrobras em nota à imprensa.

Outro investimento importante da empresa é o gasoduto Rota 3, que conectará os campos do pré-sal a uma nova unidade de processamento de gás natural (NGPU) em construção em Itaboraí, no estado do Rio de Janeiro. Previsto para iniciar as operações em 2021, o gasoduto de 355 km terá capacidade de 18Mm3 / d de gás, enquanto o NGPU será capaz de processar 21Mm3 / d.

Atualmente, o Brasil possui dois dutos que levam o gás do pré-sal para terra: Rota 1, com capacidade de 10Mm3 / de ligação à Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), e Rota 2, com até 16Mm3 / de ligação ao terminal de Cabiúnas (Tecab) em Macaé, também no estado do Rio. As capacidades de processamento das duas unidades são 10Mm3 / d e 13Mm3 / d, respectivamente. Lembrando que Macaé vai construir 12 termoelétricas que utilizará este gás e vai gerar 1500 vagas de emprego.

Os três dutos da Petrobras também são utilizados por empresas como Shell, Petrogal (Galp) e Repsol Sinopec, que detêm participações nos campos do pré-sal de Lula e Sapinhoá, entre outras.

Gargalos de infraestrutura

O governo federal prevê que a capacidade total dos dutos será atingida até 2025. A partir desse ano, seria necessário implantar novos gasodutos nas bacias de Santos e Campos para aumentar o transporte do gás natural do pré-sal até a costa para exportação.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mapeou até o momento 11 projetos indicativos de gasodutos conectados a NGPUs, sete deles baseados nos volumes do pré-sal e outros quatro baseados nos volumes do pós-sal. Os gasodutos têm cerca de 2.100km de extensão e alguns deles oferecem opções de transporte de gás das mesmas bacias sedimentares (Santos, Campos, Espírito Santo-Mucuri e Sergipe-Alagoas).

Considerando a construção de apenas uma alternativa para cada bacia, os projetos poderiam agregar mais de 77Mm3 / d de capacidade de exportação das áreas offshore, além de NGPUs com capacidade total de processamento superior a 70Mm3 / d.

A brasileira Cosan apresentou ao órgão regulador ambiental Ibama projetos de dois dos possíveis gasodutos offshore considerados pela EPE. A Rota 4 de 270 km de extensão está planejada para conectar o bloco BM-S-8, na bacia de Santos, a uma nova unidade de tratamento de gás natural em Cubatão, São Paulo, enquanto seu gasoduto Rota 4b de 231 km ligaria o mesmo bloco ao porto de Itaguaí, em Rio de Janeiro.

Financiamento

Dada a complexidade de estruturação e financiamento de tais projetos, o banco federal de desenvolvimento BNDES propôs um novo modelo de negócios por meio de uma sociedade de propósito específico, que seria responsável pela operação da infraestrutura compartilhada de transporte de gás. Os operadores de petróleo e gás conectariam seus campos de produção a um hub offshore e, a partir daí, um gasoduto com capacidade para transportar a produção de vários campos seria conectado a um NGPU onshore.

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Reinjeção de gás

De acordo com a agência reguladora de petróleo e gás ANP, cerca de 24% da produção total de gás natural do Brasil em 2019 foi reinjetada. O principal produtor do país, a Petrobras, afirma que a reinjeção é uma forma “nobre” de aproveitamento do gás produzido em seus campos offshore, já que a técnica é importante para aumentar o fator de recuperação de óleo. No entanto, especialistas locais dizem que o gargalo da infraestrutura de transporte e processamento é um dos principais motivos pelos quais a monetização do gás offshore no país continua um desafio.