Para o melhor entendimento do objetivo e a aplicabilidade do programa, a Infinity Energias mergulhou de cabeça no plano de trabalho do PAG e indicamos as informações mais relevantes para o mercado:

• O PAG será conduzido pela ANP, e encabeçado especificamente pela Superintendência de Avaliação Geológica e Econômicas (SAG);
• O arcabouço legal da ESGN engloba as Leis Nº 9.478/1997, Nº 11.909/2009, Nº 14.134/2021 e o Decreto Nº 10.712/2021.

Principais motivações

1. ATENDER DEMANDA SAZONAL: O consumo de gás natural varia ao longo do ano, no caso do Brasil, especialmente durante os picos de demanda industrial ou necessidade de acionamento de térmicas. O armazenamento subterrâneo permite acumular gás durante períodos de baixa demanda e liberá-lo quando necessário.
   
2. SEGURANÇA DE FORNECIMENTO: A estocagem de gás natural é crucial para garantir a segurança do fornecimento, especialmente em situações de interrupções, como desastres naturais ou problemas técnicos. No contexto brasileiro, desempenha um papel essencial na segurança energética para usinas termelétricas, que podem ser acionadas de forma intermitente conforme necessidade.

Panorama da ESGN no mundo

• No mundo, a ESGN começou no Canadá e EUA em 1915;
• Hoje é uma prática essencial na indústria de energia global;
• 76% da estocagem subterrânea usam reservatórios de hidrocarbonetos no final de sua vida útil;
• Segundo Confort (2023), em 2018 havia 670 instalações de estocagem no mundo com capacidade útil total de aproximadamente 420 bilhões de m³.

Panorama da ESGN no Brasil

• Primeiro projeto de ESGN aprovado pela ANP foi no campo de Santana, na Bacia do Recôncavo, em 2015 - RD nº 823/2015. Tal campo possui reservatórios depletados, os quais podem ser utilizados para estocagem;
• O mais recente projeto pertence a Origem Energia, no campo de Pilar, na Bacia de Alagoas - RD nº 174/2023. O Plano de Desenvolvimento foi aprovado incluindo o projeto de ESGN, porém não contempla a prestação do serviço de estocagem. A capacidade potencial de armazenamento é de 1,5 bilhão de m³, capaz de abastecer o estado da Bahia por 268 dias (fonte: MME - dados de junho/2023).

Benefícios da ESGN

1. REDUÇÃO DE CUSTOS: A adaptação de campos de petróleo e gás existentes para estocagem de gás natural é mais econômica do que a construção de instalações totalmente novas. A presença de dutos, instalações de processamento e pessoal treinado contribui para essa eficiência.
   
2. APROVEITAMENTO DE ATIVOS EXISTENTES: Transformar campos depletados em instalações de estocagem prolonga seu valor econômico, aproveitando ativos que alcançaram o fim de sua vida útil produtiva.
3. INFRAESTRUTURA DE TRANSPORTE INTEGRADA: A conexão dos campos de petróleo e gás a redes de transporte de gás natural e oleodutos simplifica a distribuição e o escoamento do gás estocado, proporcionando logística eficiente e reduzindo a necessidade de investimentos adicionais em infraestrutura de transporte.
   
4. DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL: A reutilização de campos depletados para estocagem de gás é uma prática de desenvolvimento sustentável, evitando a criação de novas instalações que poderiam impactar áreas sensíveis. O uso de infraestrutura existente também reduz o impacto ambiental em comparação com projetos totalmente novos.
   
5. MELHORIA DA SEGURANÇA ENERGÉTICA: A estocagem de gás natural em campos depletados contribui para a segurança energética, permitindo a acumulação de reservas estratégicas utilizáveis em períodos de alta demanda, interrupções no fornecimento ou emergências, garantindo um suprimento confiável de energia.

Integração de Projetos e Evolução do Mercado

É em meio ao cenário de aumento de flexibilidade e crescimento da oferta, aliado às leis que estão em constante evolução, que a região nordeste pode passar por uma nova onda de industrialização.

Quando pensamos no crescimento da oferta, além dos terminais de regaseificação de GNL em Sergipe, Bahia, Ceará e Pará, também há a previsão de um possível terminal no Maranhão. Não obstante, devemos levar em consideração o grande Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), na qual a Petrobras, operadora do projeto, afirma que terá capacidade de processamento de 22 milhões de m³/dia de gás natural.

Os estados circunvizinhos a Sergipe (SE), que são Bahia (BA) e Alagoas (AL), além de alocarem os dois únicos projetos de ESGN em território brasileiro, estão bem colocados no Ranking Regulatório do Estados (RELIVRE), ocupando as posições a seguir: AL (1º lugar), SE (4º Lugar) e BA (9º Lugar), o que demonstra um grande interesse das agências reguladoras estaduais de evoluir sua base legal para atrair novos negócios.

Tratando dos aprimoramentos ao deslocamento da molécula, as transportadoras juntas à ANP, trouxeram avanço nas formulações tarifárias, tornando-as proporcionais à distância percorrida pelo gás, sendo mais atrativo o consumo próximo a centros produtores. 

Por fim, quanto a demanda, o sistema atual de cobranças acarreta penalidades por descumprimento de programação do consumo de gás, afetando setores cuja demanda varia ao longo do ano.

A flexibilidade da ESGN associada a contratos bilaterais dentro do mercado livre surgem como solução para mitigar esses desafios e devem fomentar novos negócios de comercialização para consumidores que, hoje, mantém contratação no ambiente regulado junto a sua distribuidora.

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O início da era da exportação do Gás Natural

A década de 1990 marcou o início de uma era significativa nas exportações bolivianas de gás natural. Nesse período, a Bolívia emergiu como um importante produtor de gás na américa latina, com vastas reservas desse recurso em seu território.

No entanto, apesar de suas riquezas naturais, o país enfrentava desafios consideráveis. [1]

Um desses desafios era o mercado consumidor interno limitado da Bolívia, que não conseguia absorver toda a produção excedente de Gás Natural. Além disso, a Bolívia carecia de infraestrutura de escoamento robusta para transportar esse recurso para os países vizinhos, que representavam mercados promissores para suas exportações.

Foi nesse contexto desafiador que os três governos, juntamente com instituições financeiras internacionais como o Banco Mundial e o Banco Interamericano de Desenvolvimento, uniram forças para impulsionar a execução dos ambiciosos projetos de construção de gasodutos internacionais.

Na Argentina, o Gasbol começou a operar em seu trecho inicial em 1996, estabelecendo uma conexão entre os dois países. Esse gasoduto, mesmo não sendo o primeiro, tornou-se fundamental para a Argentina, fornecendo uma fonte confiável de gás natural para atender à crescente demanda energética do país.

No Brasil, o gasoduto entrou em operação em 1999, fortalecendo ainda mais os laços energéticos entre a Bolívia e o Brasil. A ampliação da oferta de Gás Natural desencadeou uma série de desenvolvimentos no mercado interno de energia. Esse aumento da oferta, aliado a preços competitivos, desempenhou um papel fundamental em diversos aspectos.

Como resultado, observou-se um crescimento notável na expansão das redes de distribuição de gasodutos em território brasileiro. Além disso, essa iniciativa foi um dos primeiros passos para a expansão da construção de usinas termelétricas a gás, o que se mostrou crucial no enfrentamento da crise energética que o país enfrentaria nos anos subsequentes à entrada em operação do gasoduto. [2]

O desembaraço da produção boliviana, sua relação com os países vizinhos e posterior declínio

Após o avanço da infraestrutura, os contratos de fornecimento assinados chamaram atenção para os países vizinhos e mantem até hoje preços atrativos, especialmente com a porção brasileira (Petrobras). 

A existência de baixos preços no gás boliviano podem ser atribuída a várias motivações. Em primeiro lugar, as reservas de gás da Bolívia são abundantes e acessíveis, o que inicialmente contribuiu para a competitividade de seus preços. Além disso, no cenário regional, os preços do gás eram altamente regionalizados devido aos custos significativos associados aos investimentos em infraestrutura de transporte de gás. Isso resultou em uma concentração da oferta e demanda em áreas específicas ao redor do mundo, levando a tendências de preços por região.

Este acordo era vantajoso para todas as partes envolvidas nas condições da época. No entanto, a partir de meados da década de 2010, começou a ocorrer um declínio contínuo na produção de Gás Natural boliviano, de acordo com o gráfico 1. [3]

Gráfico 1 - Produção de Gás Natural Boliviano (1990-2023)

Fonte: Instituto Nacional de Estadística, Estado Plurinacional de Bolívia

Além da diminuição das reservas bolivianas, também houve avanços tecnológicos, como o aumento da utilização do Gás Natural Liquefeito globalmente (GNL). Isso provocou uma convergência dos preços do gás, que antes eram regionalizados, levando à sua "commoditização". Esses dois fatores em conjunto geraram divergências sobre como lidar com o gás boliviano. O gráfico 2 [4], a partir de janeiro de 2020, ilustra a utilização do gás boliviano.

Gráfico 2 - Perfil de Aproveitamento do Gás Boliviano

Fonte: Boletim Mensal de Industria de Gás Natural, MME

Em termos de prioridades, o uso doméstico do gás é a principal prioridade na Bolívia, sendo o restante destinado aos contratos de exportação com Brasil e Argentina. Conforme o gráfico 2, houve uma redução na oferta total, ao mesmo tempo em que o consumo interno registrou um leve aumento ao longo de três anos, resultando em uma maior representatividade deste último.

Quanto aos preços, em virtude da oferta limitada, a Bolívia priorizou a venda de volumes para a Argentina em detrimento do Brasil [5][6][7] devido aos preços mais favoráveis oferecidos, especialmente durante os períodos de inverno. O gráfico 3 [4] demonstra a distribuição percentual das vendas para cada país em relação ao total, com notável flutuação durante os invernos, particularmente em 2020 e 2022.

Gráfico 3 - Percentual de Exportação Boliviana

Fonte: Boletim Mensal de Industria de Gás Natural, MME

A situação dos países importadores e próximas etapas

Felizmente, a escassez de gás boliviano é um problema que está na agenda energética de ambas as nações importadoras, e graças a um planejamento cuidadoso e aos recursos naturais disponíveis, ambos conseguiram lidar eficazmente com essa questão.

Quando se trata de planejamento, tanto o Brasil quanto a Argentina possuem terminais de regaseificação de GNL, o que lhes permite diversificar suas fontes de importação e reduzir a dependência exclusiva da Bolívia. Além disso, ambos os países tiveram expansão de suas reservas de hidrocarbonetos na última década, com a Argentina beneficiando-se da Bacia de Neuquén e o Brasil das reservas do pré-sal [8]. Isso os coloca em uma posição sólida para enfrentar eventuais quedas acentuadas no fornecimento, como previsto por especialistas.

No entanto, há implicações para o mercado nacional de gás. A Petrobras depende de uma diversidade de fontes de gás, incluindo o gás boliviano de baixo custo, o que, possivelmente, lhe permite manter preços mais competitivos.

Além disso, a renegociação dos novos contratos abriu espaço para importadores brasileiros, além da Petrobras, que agora negociam gás boliviano no mercado. Estes novos fornecedores, no entanto, ainda não conseguem garantias firmes de fornecimento a longo prazo no mercado livre devido à preferência do governo boliviano por vender gás para a Argentina, especialmente durante o inverno, o que resulta na oferta de gás na modalidade interruptível pela Bolívia.

Todavia, se a produção de gás na Argentina aumentar, os novos gasodutos planejados forem construídos, e a tendência de redução na proporção de gás boliviano direcionado à Argentina persistir, há a possibilidade de que pequenos importadores possam começar a disponibilizar gás firme no mercado livre brasileiro já a partir de 2024.

A Infinity Gestão em Gás Natural continuará monitorando a dinâmica entre os três países e seu impacto no mercado, fomentando inclusive os novos contratos do Mercado Livre de Gás Natural.

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Questionamentos importantes estão sendo analisados sobre o tema. Pensando nisso, buscaremos informar e explorar algumas das múltiplas nuances do caso da Foz do Amazonas.

Cenário atual

As recentes tentativas de exploração na Foz vêm tomando grandes proporções e envolvendo entes/figuras públicas de relevância nacional: governadores do Pará e Amapá, os quais defendem uma exploração sustentável e acreditam que o recurso mineral irá trazer desenvolvimento aos estados; o Congresso Nacional, seja pela Câmara dos Deputados como o Senado, que através de suas Comissões de Meio Ambiente e de Desenvolvimento Regional e Turismo, respectivamente, buscam fomentar o debate e coletar diferentes perspectivas a serem levadas em conta pelo poder público; o Ministério do Meio Ambiente (MMA), especialmente através do Ibama, que foi o responsável por negar a licença prévia de perfuração [1], alegando “inconsistências”.

O passado exploratório da Bacia

Para se entender o presente, se faz necessário revisitar o passado. As primeiras investidas exploratórias na Bacia da Foz do Amazonas ocorreram em 1963, através de dados geofísicos que restringiram a águas rasas. Já entre meados dos anos 70 e 80, houve um grande avanço exploratório em maiores lâminas d'água. A campanha evidenciou jazidas de gás natural: uma com ordem de 10,1bi m³ de Gas-in-Place (GIP) e outra entre 6,89 a 11,42bi m³ [2]. Para que haja ordem de grandeza de volumes, a ENEVA em seu campo de Juruá tem um GIP estimado de 42,7 bilhões de m³ e no parque dos gaviões, GIPs variando de 0,5~11 bilhões de m³ por campo. [3]

De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), na Bacia da Foz do Amazonas, há um total de 95 poços perfurados, sendo 81 no Amapá e 14 no Pará [4]. Com a quebra do monopólio da Petrobras e criação da ANP, houve início das rodadas de licitação de blocos exploratórios. Foram ofertados blocos da Foz na 1ª, 4ª, 5ª, 6ª, 7ª e 11ª rodadas, sendo a última, a mais importante para o impasse enfrentado agora.

Na 11ª rodada de licitações da ANP (maio de 2013) ocorreu o leilão dos blocos mais falados na grande mídia - FZA-M-57, 59 e outros. As ofertas vencedoras dos dois em questão veio do consórcio formado por TotalEnergies, Petrobras e British Petroleum (BP). Em síntese de dados consolidados do leilão [5], observamos que blocos da área de águas profundas da Bacia da Foz do Amazonas (SFZA-AP1) tiveram um bônus ofertado total de R$ 750 milhões em 8 diferentes blocos (dos 9 ofertados), além de 17 empresas participando do pleito desta área, com apenas 7 ganhadoras (operadoras + consorciadas). O ágio em relação ao bônus esperado foi de admiráveis 1.034%, além de ter sido a área com maior concorrência de todo o leilão.

Esse interesse em demasia, gerando tamanha concorrência, não foi à toa. Todas essas empresas tinham acesso aos dados sísmicos, de poço e geoquímicos de toda as dezenas de poços perfurados desde 1970. Não somente isso... descobertas de petróleo em águas profundas na Guiana Francesa, em 2011, por parte da Shell, TotalEnergies e Tullow Oil e em 2015, na Guiana, pelo consórcio formado por Exxon, Guyana Exploration e China National Offshore Oil. Por fim, o consórcio Apache, Petronas e CEPSA encontraram óleo na região do Suriname, em 2020.

Como de costume, na indústria de óleo e gás, áreas adjacentes possuem estruturas geológicas semelhantes. Logo, há grandes chances de se encontrar hidrocarbonetos na porção brasileira desse play exploratório.

Tendo isto em mente, as partes do consórcio tentaram múltiplas vezes a obtenção da licença para a exploração da área. A primeira foi a BP, que em abril de 2014 entrou com um pedido, o qual foi negado. Após isso, a TotalEnergies tentou múltiplas vezes. Em agosto de 2017 e dezembro de 2018, sucederam sem sucesso. Já no início de 2020, manifestou interesse em tentar novo licenciamento, mas em menos de uma semana recuou e anunciou acordo para transferência a Petrobras em sua participação nos blocos.

Fatos históricos relevantes da Bacia da Foz do Amazonas

Em 2021, 8 anos após o certame da 11ª Rodada, a Petrobras comprou a fatia da BP no consórcio [6]. Dessa forma, agora é única petroleira que detém os direitos sob os blocos em águas profundas na bacia da Foz do Amazonas.

O fato de a Petrobras ser a única exploradora, não envolvendo diretamente empresas de outros países, seria um fator facilitador para obtenção de licenças ambientais? O MMA já mostrou seu posicionamento e deixou claro que independente da empresa ou país de origem, não é não e os parâmetros técnicos prevalecem sobre quaisquer outras questões.

O papel do Ibama e a alternativa proposta

Conforme Art. 3, inciso VI do Decreto nº 8.437/2015, é competência União e cumprido através do Ibama:

• Licenciamento ambiental para sísmica, perfurações pioneiras e testes de longa duração (TLDs); (offshore);
• Perfuração de poços de extensão, implantação de sistemas de produção e escoamento (offshore).

Do momento de intenção de exploração até a efetiva produção do óleo/gás, os órgãos ambientais competentes são incumbidos de emitirem múltiplas licenças, sendo as principais para o processo da Foz:

No momento, o impasse encontrado está na Licença Prévia de Perfuração (LPper) ou de operação (LO), a depender do documento de referência utilizado, se CONOMA ou Portaria MMA. Desse modo, há inconsistência através de qual documento seguir. A atividade de perfuração de um poço pioneiro tem enquadramento em ambas, e tipos de licença diferentes, entretanto a Petrobras está seguindo o documento mais recente, que é a Portaria MMA.

Outro ponto interessante é que os documentos exigidos para emissão da licença estão sendo além dos requisitados normalmente, o qual o Ibama tem respaldo para requisitá-los. Como por exemplo, o caso do Plano de Emergência Individual (PEI). Para tal, é previsto a Avaliação Pré-Operacional (APO), ambos não mencionadas como obrigatórios via Portaria MMA. O Ibama tem respaldo em requisitá-los via alterações nos Termos de Referência (TR), Art. 8 Inciso XII § 4º. No caso do PEI da Petrobras, um dos pontos levantados pelo Ibama para negativa foi que em eventual derramamento o óleo poderia atingir países vizinhos [7].

Após o Ibama indeferir a licença para perfuração face aos documentos apresentados pela Petrobras, uma das hipóteses levantadas a fim de trazer mais segurança quanto a potenciais impactos da atividade a região da Foz do Amazonas e estado vizinhos seria a realização de uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS). A Portaria MME/MMA nº198/2012 introduziu a AAAS, que representa um processo de avaliação baseado em um estudo multidisciplinar (Estudo Ambiental de Área Sedimentar, EAAS) com abrangência regional, o qual se é utilizado para o planejamento estratégico de políticas públicas.

Até o momento, foram realizados dois EAAS, um para a Bacia de Solimões e outra para a Bacia de Sergipe-Alagoas e Jacuípe. As licitações foram realizadas para contratação de empresas capazes de realizar estes estudos, certames que aconteceram em 2016/2017, todavia, os relatórios finais só foram concluídos em 2020/2021. Embora sejam estudos extremamente detalhados e profundos, levando em conta a iteração da atividade petrolífera com fauna, flora e população local, eles tomaram uma média de 4 anos para serem realizados.

Observando os intervalos de tempo que o Ibama possui para dar as respostas das licenças, o tempo médio dos processos prévios de EAAS, a elaboração das licenças ambientais por parte da operadora e o já demorado processo entre a transformação de bloco exploratório em campo produtor (4 a 5 anos), tendo tudo isso em mente, até que ponto valeria a pena iniciar todo esses processos do zero e não apenas trabalhar para melhorar os já apresentados pelas operadoras/consórcios? Algo a se pensar!

A grama do vizinho é sempre mais verde?

Os vizinhos, Guiana Francesa, Suriname e Guiana, passaram por descobertas consideráveis na última década. Os números são promissores e as características geológicas apontam para possível sucesso exploratório, se comparado à bacia da Foz do Amazonas. Dessa forma, a movimentação das múltiplas figuras envolvidas é justificável.

Adentrando a temática dos vizinhos, nesses países, observa-se um "espelho geológico" na plataforma continental africana. Tal fenômeno é similar ao pré-sal, como é exemplificado como "pré-sal angolano".

A empresa Tullow Oil buscou fazer o caminho oposto. Uma vez que teve sucesso na costa oeste africana, no campo de Jubilee, a empresa procurou a região “espelhada” na porção norte do continente sul-americano, obtendo sucesso na Guiana Francesa, em 2011. Todavia, as outras quatro tentativas subsequentes foram falhas.

Contudo, a realidade para os outros dois vizinhos foram diferentes. No Suriname, a primeira descoberta ocorreu em 2020, com o consórcio Apache e TotalEnergies, no bloco 58: descobriu-se uma extensão do play exploratório da Guiana, estimando uma reserva de 6,5 milhões de barris de óleo após 5 descobertas comerciais do consórcio [8]. Entretanto, a Final Investment Decision (FID) ainda é uma incerteza, pois, por mais que haja boas chances de haver óleo, o investimento para colocar apenas este bloco em em produção está na casa de US$ 6 a 10 bilhões. Logo, gera-se um investimento (e risco) muito alto mesmo para majors, como a TotalEnergies.

Enfim, o mais bem sucedido de todos os casos foi na Guiana. A exploração por parte da Exxon iniciou em 2008, porém, o primeiro poço exploratório perfurado apenas em 2015 (Poço Liza-1), no bloco de Stabroek. A profundidade de 5.433m em uma lâmina d'água de 1.746m [9]. Após Liza, a Exxon fez mais de 30 outras novas descobertas no mesmo bloco e desde 2015, 11% das novas descobertas de óleo à nível global vem da Guiana.

Para que se tenha uma ideia do tamanho da descoberta, a Exxon põe como recursos em 11 bilhões de barris - recursos estes que estão em subsuperfície e com quantidade imprecisa [10]. Tomando com referência, as reservas provadas do pré-sal brasileiro - em subsuperfície e com possibilidade de retirada economicamente viável - em 2021, somarão 9,62 bilhões de barris [11].

E esse sucesso não para por aí, o break-even é bem baixo. Há variação de US$25~US$35 por barril, a depender do campo em questão (no pré-sal o break-even já atingiu US$20) [12]. Outro valor importante é quanto ao volume de óleo produzido pelo país: o 1º óleo exportado pela Guiana em 2019 e 2020, já conta com 265,936mil barris/dia produzidos, com expectativa de 1 milhão barris/dia para exportação até 2030.

Mapa das empresas e blocos exploratórios para Guiana, Suriname e Guiana Francesa

Em meio ao cenário de fartura e potencial, a Petrobras tenta avançar na liberação de licenças de perfuração e avaliação dos volumes em subsuperfície. Cabe lembrar, que ter potencial é totalmente diferente de ter óleo de maneira economicamente viável. Como foi o caso da TotalEnergies em Suriname, pois mesmo havendo grandes chances de ter o recurso, os montantes para desenvolvimento são altos.

O primeiro poço perfurado seria apenas o início do processo, o qual o Ibama sequer cogitou autorizar a Petrobras a avançar...

O que o Brasil está deixando de ganhar com o avanço da exploração?

A preocupação por parte do Ibama é compreensível. Além de recifes de corais na Foz do Amazonas, existe uma fauna, flora e população que depende do ecossistema dessa região [13]. Um grande derramamento de óleo poderia afetar toda essa estrutura e seus impactos seriam sentidos por décadas. A questão é: quais os riscos que estamos dispostos a correr para o desenvolvimento local e nacional?

Caso os investimentos da Petrobras retornem tão bem-sucedidas quanto os da Exxon na Guiana, os municípios e estados (especialmente os afetados) teria grandes quantidades de verbas disponíveis decorrente de Royalties e centenas de empregos diretos e indiretos associados a indústrias fornecedoras que poderiam se instalar na costa, porventura até exportar insumos e tecnologias aos países vizinhos que também o exploram esse óleo.

Além dos benefícios supracitados, poderia haver uma nova oferta energética norte brasileiro. A situação atual é de uma baixa demanda de energia nesta região, contratempos no suprimento de energia e linhas de distribuição bom baixa capilaridade. Um dos motivos associados a estes fatos são a baixa e pulverizada demanda, não justificando grandes investimentos em infraestrutura.

Com o desenvolvimento da jazida da Foz do Amazonas, o gás natural produzido (associado ao óleo) poderia alterar este cenário. Considerando que esse bem energético é de complexa armazenagem e transporte, seria necessário uma alternativa para sua utilização.

Algumas das alternativas seriam a de gerar energia elétrica, similar ao modelo gas-to-energy usado pela Exxon na Guiana e levar energia mais barata a costa. Outra solução, seria uma possível exportação via GNL através de terminais de liquefação flutuantes como foi realizado em Moçambique. Ou então, enviar a molécula para costa através de gasodutos. Entretanto, são apenas sugestões baseadas em casos ao redor do mundo, sendo necessários estudos aprofundados além de investimentos consideráveis.

Dado este cenário apresentado, acreditamos que o governo seja estadual, através de órgãos ambientais de áreas afetas, e governadores; federal, através de ministérios, congresso nacional ou autarquias; empresas envolvidas; e a academia, devam continuar promovendo este importante debate, dado que irá afetar direta ou indiretamente todas as partes, considerando a dimensão da questão. Que possamos todos avançar para o “sim” ou “não” definitivo através de um processo coeso, célere e aberto.

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Mas afinal, o que são os Gas-RECs, também conhecido como certificados de origem de gás natural? Qual a relevância neste momento de forte influência das iniciativas voltadas para o ESG - Environmental, Social, and Corporate Governance (sigla em inglês que representa a governança ambiental, social e corporativa)?

O biometano, também chamado de gás natural renovável (GNR), é composto predominantemente por metano e obtido a partir da purificação do biogás. Sua produção envolve o aproveitamento de resíduos orgânicos provenientes da cadeia de saneamento (aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto), da agricultura (resíduos da produção de açúcar e etanol e de outras culturas) e de resíduos animais e industriais. De acordo com as definições de qualidade de biocombustíveis da ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, o biometano que atende aos critérios das Resoluções³ é intercambiável ao gás natural, podendo ser injetado dos gasodutos ou transportado através dos caminhões-feixe.

^{³ Resoluções de Qualidade do Biometano: RANP 886 de 29/09/2022 (Biometano oriundo de aterros sanitários e de estações de tratamento de esgoto); RANP 906 de 24/11/2022 (Biometano oriundo de resíduos orgânicos agrossilvopastoris). Ressalta-se que a ANP não regulamenta os critérios de qualidade do biogás.}

Cadeia Produtiva do Biometano

Figura produzida pela Infinity Energias

Ademais, o biometano além de fungível ao gás natural fóssil, também possui um atributo ambiental intrínseco à sua origem renovável e pode contribuir para a redução das emissões de gases de efeito estufa, quando houver a substituição, atreladas à utilização de outros combustíveis, quer seja do próprio gás natural ou de outros derivados do petróleo, como é o caso do diesel.

Assim, torna-se relevante o rastreamento, sobretudo quando há a mistura de gás natural fóssil e renovável nos dutos, para os consumidores que queiram reportar as respectivas emissões dentro do processo produtivo ou da cadeia logística de seus produtos.

Através da certificação de gás natural renovável, é possível rastrear o biogás ou biometano de forma a comprovar que o consumidor que se apropria da parte renovável do gás consumido. O rastreamento é feito por um sistema de “book and claim”, ou seja, um modelo de cadeia de custódia que permite a separação do atributo ambiental e do produto físico e transferi-los separadamente em diferentes fluxos. Esse método já é bem consolidado na rastreabilidade de fontes renováveis para geração de energia elétrica através do I-REC, por exemplo. [4]

Funcionamento do Sistema de book and claim para a cadeia do Biometano
(esquema de transferência de custódia da molécula e do certificado)

Figura produzida pela Infinity Energias

Dessa forma, os produtores de biometano, que são os emissores primários passíveis para a geração do Gas-REC e proprietários iniciais destes certificados podem comercializar a molécula e o atributo ambiental de renovabilidade do GNR, assegurando uma receita adicional. Ressalta que a certificação Gas-REC e o sistema de rastreamento asseguram que não existe dupla-contagem ou duplo beneficiário - isto é, quando um mesmo atributo ambiental é verificado por duas organizações diferentes no mesmo momento - do ponto de produção do gás até o consumidor final. [5]

A compra de Gas-RECs comprova a aquisição do gás natural renovável, com baixas emissões, e não deve ser usado com o objetivo de redução ou compensação das emissões nas operações. Além disso, os potenciais consumidores desse certificado concentram-se nas organizações que consomem gás natural e em quantidades equivalentes ao próprio consumo. Algumas organizações possuem diretrizes internas que limitam a compra de Gas-RECs em alguns aspectos como:

• Exigência do certificado ser vendido no mesmo mercado onde foi produzido o biometano;
• Venda do certificado para o produtor e consumidor que estão conectados no mesmo duto;
• Prazo de validade para ser aposentado.

Com o olhar voltado para a descarbonização dos processos produtivos e na cadeia logística, é fundamental a certificação da origem das fontes de energia e que possuem uma rastreabilidade confiável e compatível com o que é definido por organizações como CDP, GHG Protocol, ISE (B3), entre outros.  Nesse sentido, o Gas-rec mostra-se como uma certificação a fim de auxiliar no reporte das emissões e espera-se que com a consolidação desse mercado no Brasil e no mundo, as restrições façam-se cada vez maiores para a garantia e aprimoramento da fiel rastreabilidade do energético em questão, o biometano.

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O evento marca a comemoração do Dia Internacional da Mulher e reúne cerca de mil mulheres do setor de energia. Temas como regulamentação do setor, transição energética, tendências do mercado, diversidade e representatividade feminina estão presentes nos painéis para discussão.

Cada vez mais, a realidade de que “o lugar da mulher é onde ela quiser estar” está presente nos dias de hoje. No entanto, são inúmeros os obstáculos ainda enfrentados por elas nos mais diversos ambientes corporativos, o que sinaliza que o debate e o fomento ao protagonismo feminino devem avançar.

Nossa equipe feminina marcará presença no local. Clara Ferreira Ulrichsen e Mariana Oliveira Barbosa, advogada especialista em energia e especialista em gás natural, respectivamente, representarão o papel da Infinity Energias na ampliação de conexões e no fomento aos negócios nesta experiência de imersão no universo feminino da energia.

“A cadeia de gás natural está passando por um processo de grandes modificações, tanto na sua base regulatória (nível federal e estadual), quanto nos aspectos mercadológicos. Nesse contexto, destacam-se os nomes de importantes figuras femininas que impulsionam a abertura do mercado de gás e o avanço deste combustível da transição energética com um papel fundamental na reindustrialização do país, bem como o de originação renovável, o biometano. Portanto, ao participar de eventos como este, além de fortalecer as parcerias, também reafirmamos o papel da mulher onde ela quiser estar, inclusive em ambientes de discussão do setor energético.", explica Mariana Oliveira Barbosa.

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O ano de 2022 apresentou grandes desafios para o mercado de gás natural global e, consequentemente, para o contexto nacional, que passa por um processo de abertura. A guerra na Ucrânia, a redução do fornecimento do gás russo para os países europeus e a imaturidade da infraestrutura mundial voltada ao Gás Natural Liquefeito (GNL) impactaram (e muito) os preços da molécula em todos os mercados. Vale ressaltar que, desde 2021, o mercado de gás natural europeu já apresentava grande volatilidade de preços devido a uma conjuntura de fatores, tais como: momento de recuperação de indicadores econômicos pós-covid, ocorrência de frio intenso no continente, baixos níveis de reservatórios de gás natural, aumento da geração térmica à gás em compensação ao regime de baixa geração eólica na Europa mesmo após o alto investimento na fonte (sobretudo offshore) e paralizações de termelétricas a carvão e nucleares.

A partir deste panorama, que foi agravado pela Guerra, a expectativa para o próximo ano é de que não seja rapidamente atingido um equilíbrio, o que está intimamente ligado a construção de uma infraestrutura de GNL a nível mundial e a negociação de contratos de fornecimento. Nessa linha, a Alemanha inaugurou o seu primeiro terminal de GNL, com uma construção em tempo recorde de 10 meses [1], que já está carregado com gás nigeriano para remediar o desabastecimento do Nordstream. Ainda que haja outros quatro terminais projetados, não há sinalização de contratos importantes de suprimento de GNL firmados para entregas a longo prazo, como é do interesse de grandes fornecedores, uma vez que a Alemanha almeja atingir a neutralidade de carbono até 2045. Outro ponto relevante sobre o mercado europeu é relacionado a um acordo de preço-teto entre os países europeus a ser aplicado por um ano a partir do dia 15 de fevereiro [2]. Por um lado, a medida visa eliminar o ágio da guerra, tentando prepará-los para o próximo inverno e, por outro lado, preocupa algumas autoridades sobre possíveis perturbações no mercado europeu com implicações financeiras e de segurança do fornecimento para a Europa.

Ainda no tocante ao contexto europeu, nessas últimas semanas, nota-se que as temperaturas se encontram mais brandas e os reservatórios em níveis superiores quando comparado ao mesmo período do último ano, o que contribuiu com o alcance de preços no mercado holandês TTF (padrão de referência europeu) em patamares anteriores à Guerra na Ucrânia no último dia 28. Por outro lado, a expectativa para 2023 é que haja uma redução do nível dos reservatórios de armazenamento de gás natural devido à diminuição das temperaturas e à retomada das atividades da China e sua respectiva compra de gás natural. Dessa forma, a Europa deve enfrentar um déficit de gás natural já em 2023, tendo ainda o horizonte mais longo bastante nebuloso, devido à instabilidade do mercado e às iniciativas relacionados à transição energética que vem conflitando com aspectos de segurança de suprimento trazidos à luz nas turbulências deste ano. Dessa forma, o cenário ainda está incerto para balizar decisões de investimento em novas infraestruturas de gás que são intensivas em capital e de retorno a longo prazo. As ações voltadas para a mitigação das mudanças climáticas tomam cada vez mais forma e devem impactar sobretudo as indústrias carbono intensivas, que importam para os países do continente. Um exemplo disso é relacionado com os últimos acordos atingidos pelo Conselho da União Europeia sobre o Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que é uma tarifa de carbono sobre os produtos intensivos de carbono. Isso pode impactar o setor industrial brasileiro, uma vez que se espera um pagamento com ágio por produtos que tenham uma redução das emissões de gases de efeito estufa na cadeia produtiva das mercadorias importadas para a Europa a partir de outubro de 2023. [3]

Contexto Nacional

Já no Brasil, a mudança na presidência traz uma expectativa de possíveis impactos e incertezas sobre o futuro da Petrobras, que tem o governo federal como acionista majoritário e é o principal player no mercado de gás nacional. Nesse sentido, menciona-se a votação do PL que altera a Lei das Estatais (PL 2.896/2022), que provavelmente ocorrerá no próximo ano [4]. O principal item de alteração trazido pelo Projeto é a diminuição do tempo de quarentena de 36 meses para 30 dias nos indicados ao comando de estatais e agências reguladoras que tenham participado de campanhas eleitorais. Isto impacta diretamente o nome a ser colocado na presidência da Estatal. Magda Chambriard, um dos nomes ventilados para ocupar tal posição, em uma de suas recentes entrevistas, ressaltou o papel da Petrobras em investir no setor de gás natural, construindo gasodutos e trazendo o gás natural offshore para a costa [5]. Todos esses aspectos acabam por impactar diretamente o mercado, quer seja na estratégia de investimentos de infraestrutura e na formulação dos preços do gás natural.

De acordo com o ex-diretor da ANP, Felipe Kury, o upstream não deve ter uma grande intervenção com a troca do governo, mas no midstream, esse fato pode ter uma influência maior devido às retomadas de discussão sobre os desinvestimentos ainda não realizados pela Petrobras (no caso do gás natural, temos como principal ponto a venda da participação da Petrobras na TBG – Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil). Por fim, no downstream, a mudança no governo federal também deixa uma margem para discussão sobre a política de preços adotado pelo agente dominante, o Preço de Paridade de Importação (PPI) [6].

No aspecto regulatório e a nível federal, destaca-se a expectativa de avanços em novos projetos de lei que fomentem a instalação de novas infraestruturas essenciais, além da criação de um programa de gas release, com várias medidas no intuito de desconcentrar a oferta em apenas um agente dominante e promover uma maior competição e concorrência, um dos pilares do Novo Mercado de Gás Natural. Ademais, a nível estadual, espera-se o avanço das regulações e a harmonização sobre os tópicos relacionados à abertura do mercado e exigidos pelas agências reguladoras, como o limite mínimo de migração, as obrigações do agente comercializador nos estados, as definições sobre a tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD), entre outros.

Por se tratar de uma indústria de rede, uma das formas de redução de tarifa do gás natural passa pelo aumento do número de clientes e aumento das vendas, sendo fundamental a necessidade da realização de investimentos, sobretudo na infraestrutura. Neste ano, houve a divulgação de algumas previsões para os próximos anos que ressaltam o apetite de novos investimentos em gasodutos de transportes por parte das empresas transportadoras. Em contrapartida, houve a postergação do início da Rota 03 (uma rota de escoamento do Pré-sal para a costa brasileira) para 2024.

Embora sinais claros de abertura do mercado de gás natural tenham sido apresentados em 2022, é possível notar dificuldades no avanço e diversificação da comercialização de gás. Muitos dos contratos com as distribuidoras finalizam no ano de 2023 e é esperado uma corrida para a negociação desta demanda. No entanto, ainda há muita incerteza sobre a suficiência do suprimento, as origens e em que condições esses preços chegarão para a distribuidora. O atraso na operação da Rota 03 e o choque global dos preços de GNL devem fazer com que as concessionárias negociem preços mais altos do que aqueles fechados anteriormente, gerando tendência de alta nas tarifas reguladas ao consumidor. Isso também é esperado para o mercado livre.

Na figura a seguir é possível conferir a evolução do consumo e dos preços praticados entre os produtores e as distribuidoras e os consumidores livres nas diferentes regiões agregadas (Norte-Nordeste, Sudeste, Sul-Centro-Oeste) e os preços praticados nas vendas aos comercializadores (gás processado na saída de UPGN, Terminal de GNL ou ponto de recebimento na malha de transporte). Nota-se o impacto, sobretudo entre os meses de abril/2022 em diante, relacionado à alta dos preços internacionais que compõem também o preço da molécula em todos os contratos de compra e venda de gás natural no Brasil.

Dados: ANP [7]

Portanto, o ano de 2023 deverá ser desafiador em relação aos novos contratos de compra de gás natural e isso vai exigir uma inovação para o aproveitamento das diversas possibilidades proporcionadas pela abertura do mercado e o avanço de novos modais, que ainda aparecem pouco atuantes, como é o caso do transporte de GNL através de caminhões. Além disso, o avanço no arcabouço regulatório, apropriação sobre as definições e a composição de cenários com diferentes premissas serão fundamentais para mitigar as incertezas nas apostas futuras de fornecimento de gás natural.

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