Majors se posicionam no setor de gás natural brasileiro

No final de julho, o Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) manifestou, em nota, seu apoio à aprovação do requerimento de urgência na tramitação do PL 6.407/2013 — conhecido como Lei do Gás — pela Câmara dos Deputados. A expectativa é que a proposta, que dispõe sobre medidas para fomentar a indústria, seja votada em plenário ainda em agosto.

 

 

O instituto representa as grandes petroleiras que atuam no país, incluindo a Petrobras, que é peça central no processo de abertura do mercado de gás natural que a Lei do Gás almeja impulsionar. Para o IBP e outras entidades de classe, como a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) — em linha com a visão do atual governo federal –, o desenvolvimento do setor depende da redução da participação da estatal para que novos agentes o dinamizem, ampliando a concorrência e, assim, baixando os preços do energético.

 

 

Foi com esse intuito que, em 2019, a Petrobras assinou, com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), termo de compromisso de cessação de prática (TCC) para sair das atividades de transporte e distribuição de gás.

 

 

No momento, a petroleira vende suas participações remanescentes na Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e Transportadora Associada de Gás (TAG), que operam a maior parte da malha de gasodutos do Brasil, e de suas ações na Gaspetro (holding com participações em diversas distribuidoras do país) e Liquigás (distribuidora de GLP), enquanto planeja desinvestimento na Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG). Além disso, promove licitação para arrendar o Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TR-BA).

 

 

O IBP também representa gigantes internacionais que estão se posicionando no mercado de gás natural brasileiro, enquanto a Petrobras volta suas atenções ao petróleo do pré-sal. Entre os destaques estão BP Energy, Shell, Total, ExxonMobil e Equinor.

 

 

A primeira delas é parte da joint venture Gás Natural Açu (GNA), com a Prumo Logística e a Siemens, que está construindo um complexo de usinas termelétricas (UTEs) no Porto do Açu (RJ). As plantas poderão ser abastecidas por GNL importado ou por gás produzido na costa brasileira.

 

 

A petroleira também está no projeto da UTE Nossa Senhora de Fátima, que será construída em Macaé (RJ), em parceria com a brasileira Eneva.

 

 

Desde 2017, a BP adquiriu oito blocos exploratórios nas bacias de Campos e Santos. Ou seja, além do insumo produzido no exterior e transportado ao Brasil por navios de sua frota, a britânica poderá fornecer às usinas a partir de campos no país, caso as atividades exploratórias locais resultem em descobertas comerciais. Nesse último caso, porém, terá de construir infraestrutura de escoamento e processamento de gás ou obter acesso à existente, que pertence à Petrobras.

 

 

Já sua compatriota Shell é parte do consórcio Pátria Investimentos, com a Mitsubishi Hitachi Power Systems Americas, responsável pela construção da UTE a gás Marlim Azul, em Macaé (RJ), e tem um termo de compromisso firmado com a Hidrovias do Brasil para fornecer GNL à UTE Vila do Conde, que será instalada em Barcarena, no Pará.

 

 

Além de operadora dos campos do Parque das Conchas e Bijupirá e Salema, na Bacia de Campos, a Shell é parceira da Petrobras em Lula e Sapinhoá, em Santos, escoando sua produção de gás pelo gasoduto Rota 1, que liga o pré-sal a Cabiúnas, em Macaé.

 

 

Nos últimos três anos, a petroleira arrematou 11 blocos nas bacias de Campos, Santos e Potiguar. Além disso, compõe o Consórcio de Libra, operado pela Petrobras, responsável pelo desenvolvimento dos campos de Mero.

 

 

Em 2019, a Total firmou termo de compromisso com a Comercializadora de Gás S.A., controlada da Cosan, para suprir a UTE Imetame I, que será construída em Aracruz (ES). Pela subsidiária Total Gás & Eletricidade, a francesa é acionista na Transportadora Sulbrasileira de Gás — companhia de capital fechado responsável pelo Gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre –, além de participar do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).

 

 

No upstream, a petroleira é operadora do campo de Lapa, na Bacia de Santos, e sócia da Petrobras em Libra e no cluster de Iara, cujo primeiro óleo foi produzido em junho de 2020, no campo de Atapu. Desde 2017, arrematou um bloco em Campos e um em Santos.

 

 

Já a ExxonMobil é, por meio da Ocean (joint venture com a Qatar Petroleum), fornecedora do GNL que abastece a UTE Porto de Sergipe, em Barra dos Coqueiros (SE) — empreendimento da Centrais Elétricas de Sergipe (Celse) que começou a operar este ano.

 

 

A major vem se posicionando na região, com a aquisição de seis blocos exploratórios na Bacia de Sergipe-Alagoas, que tem grande potencial para produção de gás natural. Os ativos foram adquiridos nos leilões realizados pela ANP desde 2017, em parceria com a brasileira a Enauta e a também norte-americana Murphy Oil.

 

 

No mesmo período, a Exxon ainda arrematou 13 blocos em Campos (cinco deles como operadora) e cinco em Santos (três como operadora) — em alguns deles em parceria com a QPI, subsidiária da Qatar Petroleum.

 

 

Em junho de 2018, a Equinor concluiu a aquisição de parcela de 25% da Petrobras no campo de Roncador, na Bacia de Campos. O objetivo da norueguesa é estender a vida útil do projeto, o que deve passar pelo maior aproveitamento do gás natural: segundo dados mais recentes da ANP, Roncador foi o terceiro campo com maior volume de gás natural queimado no país em junho de 2020 (153 mil m³/d), atrás de Lula e Sapinhoá.

 

 

Pouco mais de um ano depois, a Equinor assinou com a Petrobras acordo para desenvolver projetos de geração termelétrica a gás e estudos de viabilidade sobre ativos de processamento de gás e escoamento de líquidos nas áreas do Terminal de Cabiúnas, em Macaé (Tecab) e do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, em Itaboraí (Comperj), onde há uma unidade de processamento de gás natural (UPGN) em construção.

 

 

Outro foco de atenção da Equinor no Brasil é o bloco BM-C-33, onde estão os prospectos de Seat, Gávea e a descoberta de gás e condensado de Pão de Açúcar. Recentemente, a companhia firmou parceria com a Repsol — sua sócia no empreendimento — para buscar oportunidades de comercialização da possível produção futura de gás do empreendimento¹.

 

 

Quanto à Petrobras, por ora, a grande iniciativa para ampliar seu aproveitamento de gás natural se restringe basicamente ao projeto da UPGN do Comperj, que será abastecida por gás do pré-sal escoado pelo gasoduto Rota 3, cuja construção está em fase final. No mais, a estatal tem reinjetado boa parte do insumo extraído em seus campos offshore para ampliar a recuperação de seus reservatórios.

 

 

Enquanto isso, a petroleira vende usinas termelétricas e blocos com grandes reservas de gás em Sergipe-Alagoas, além de importantes campos produtores do energético no país, como o de Merluza, na Bacia de Santos, de Manati, em Camamu-Almada, e do Polo Urucu, em Solimões. Entre os potenciais interessados no último desinvestimento estão a russa Rosneft, que tem ativos exploratórios na bacia, e a Eneva, que está replicando o modelo gas-to-wire de seu Complexo do Parnaíba no projeto de gás de Azulão, adquirido da Petrobras no Amazonas.

 

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Fonte:

1. EGUES, A. Equinor e Repsol firmam parceria. PetróleoHoje, 3 de ago. 2020. Disponível em <https://petroleohoje.editorabrasilenergia.com.br/equinor-e-repsol-firmam-parceria-por-gas-do-bm-c-33/>. Acesso em 12 de ago. 2020.

 

Análise produzida pelo Ineep.