As grandes decisões: reinjetar, escoar ou importar GNL?

A produção brasileira de gás natural no país foi de 95,5 milhões de m3/dia em junho, um aumento de 2,6% se comparado com o mês anterior ou na casa de 10%, na comparação com o mesmo mês de 2014. Independente da descoberta de reservatórios com volumes significativos de gás no Brasil, seja em terra, seja no mar, ou de importação de cargas de GNL, o desenvolvimento do mercado reveste-se de uma importância estratégica para o nosso país.

Conjugada com a importância estratégica do gás, é muito importante lembrar que outros combustíveis para a geração termelétrica, ou não estão disponíveis no Brasil em volumes econômicos, caso do carvão mineral, ou apresentam alto impacto ambiental cujo mitigação acarreta custos relevantes, caso do óleo combustível, diesel e do carvão mineral, ou apresentam elevado preço de aquisição, caso do óleo combustível e diesel, ou apresentam riscos operacionais inaceitáveis para a opinião pública, caso do combustível nuclear.

Para atender tal demanda estratégica, a janela de oportunidade para a consolidação do mercado de gás no Brasil está se abrindo com a necessidade de importação de GNL para a geração termelétrica, com volumes significativos em modalidade constante, pois esse fato é a âncora que possibilita o acesso aos contratos de fornecimento de longo prazo, evitando o risco excessivo de volatilidade de preços por atuarmos sempre no mercado spot. É também importante atentar para o fato dos equipamentos de gás serem independentes da origem do gás, isto é, seja o gás produzido no país, vindo Gasbol, seja proveniente de cargas de GNL. Todos os volumes de injetados na nossa malha de gasodutos tem que obedecer à especificação da ANP.

Como a melhor alternativa no momento para o mercado no Brasil é importar GNL, devemos analisar cuidadosamente a configuração dos terminais de regaseificação. A abordagem tradicional é implantar terminais onshore. Por exemplo, trata-se do modelo adotado pela Espanha, país que implantou cinco terminais no seu litoral, já que mais de um terço de sua matriz energética é atendida pelo GNL. No caso do Brasil, optamos pela solução flutuante, isto é as FSRUs (Floating Storage Regasification Units), que apresentam menor custo e são mais rápidas de serem construídas, principalmente se forem utilizados navios metaneiros (LNG Carriers) para serem convertidos em FSRUs.

Entretanto cabe analisar também a capacidade de armazenamento de tais terminais. Para garantir que o suprimento não seja interrompido, deve-se ter tancagem suficiente, seja flutuante, seja onshore. No caso flutuante, tem-se que afretar navios metaneiros por longos períodos e correr o risco da elevação das taxas diárias de afretamento. Por outro lado, no caso onshore, incorre-se em maiores investimentos e em maior prazo de construção.

Outro aspecto importante que merece a nossa atenção são as Unidades de Liquefação do Gás. Se os campos de gás com volumes econômicos que eventualmente encontrarmos forem predominantes no mar, forçosamente teremos que desenvolver os FLNGs (Floating Liquefied Natural Gas) que ainda apresentam algumas barreiras tecnológicas a serem superadas, por exemplo: (i) tanques de armazenamento com resistência suficiente para operar em mar aberto, com ondas de altura significativa elevadas e (ii) sistema de off-loading seguro de GNL do FLNG para os LNG Carriers.

Do lado econômico, os FLNGs terão que garantir o acesso à sua matéria prima, pois se o gás produzido for reinjetado para aumentar a recuperação de óleo, continuaremos a importar GNL. Os gasodutos também competem com o FLNG. A alternativa, porém, enfrentará, à médio prazo, a tarefa de demonstrar às autoridades ambientais que os vários dutos (de óleo e gás) lançados no fundo do mar não provocarão danos à vida marinha.

Considerando a forte demanda de gás para a geração termelétrica e usos mais nobres para o energético, como matéria prima para outras indústrias, é importante atentar para a identificação da melhor alternativa entre as seguintes: (i) reinjetar o gás e aumentar as receitas de óleo ou (ii) injetar outro fluido, por exemplo, água, e ter uma menor receita na produção de óleo, compensada pela receita da venda do gás para geração de energia elétrica e da receita oriunda da própria energia elétrica. Para tornar um pouco mais difícil a decisão devemos considerar a reentrada do Irã no mercado internacional de óleo, fato que poderá diminuir mais ainda o preço do óleo, a ponto de por em risco a produção no pré-sal.

Renato Nazareth é consultor.
Trabalhou por 34 anos na Petrobras, onde foi gerente-geral de GNL