10 DESENVOLVIMENTO. ENErGIa

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1 10 DESENVOLVIMENTO ENErGIa DO Gás Natural SOLar e Biogás - SULGÁS

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3 244 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 segurança 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 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 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) O gráfico a seguir mostra até 2035 a perspectiva de crescimento relativo do gás natural entre os energéticos alternativos. SHARESS OF PRIMARY ENERGY 50% 40% 30% 20% 10% 0% OIL GAS NUCLEAR COAL HYDRO RENEWABLES* *Includes biofuels Fonte: British Petroleum, 2015 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 (trilhões de m 3 ) TOTAL: 197,46 Tm 3 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 79,66 Oriente Médio Fonte: EIA ,68 17,16 15,30 Eurásia África Ásia & Oceania 11,95 América do Norte 7,86 América Latina 3,85 Europa 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) (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, (2) American Public Gas Association. (3) British Petroleum Energy Outlook 2035, Fevereiro (4) Estudo do Mercado Internacional de Gás Natural, Quantum e EPE, Junho

4 DESENVOLVIMENTO DO GáS NaTuraL E BIOGáS 245 PaÍSES COM MaIOr reserva aprovada DE GáS NaTuraL (trilhões de m 3 ) TOTAL: 197,54 Tm 3 GaS PrODuCTION BY TYPE and region Bcf/d RÚSSIA 500 IRÃ ,88 = 20% 47,80 = 24% QATAR 300 ESTADOS UNIDOS 200 Fonte: EIA ,40 = 2% 4,51 = 2% 5,12 = 3% 5,56 = 3% 6,09 = 3% 7,50 = 4% 8,24 = 4% 9,58 = 5% 25,07 = 13% 33,79 = 17% Em 2012, a produção mundial de gás natural foi de 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. ARÁBIA SAUDITA TURCOMENISTÃO EMIRADOS ÁRABES UNIDOS VENEZUELA NIGÉRIA ARGÉLIA CHINA 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 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) NON-OECD OTHER NON-OECD SHALE Fonte: British Petroleum, América do Norte Fonte: EIA Oriente Médio OECD SHALE OECD OTHER PrODuÇÃO MuNDIaL anual DE GáS NaTuraL (bilhões de m 3 ) TOTAL: bm Eurásia 486 Ásia & Oceania 292 Europa 212 África 163 América Latina

5 246 DESENVOLVIMENTO DO GáS NaTuraL E BIOGáS 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). TOTAL: bm 3 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%). Em 2012, a demanda mundial de gás natural foi de bilhões de m³. 681 = 20% ESTADOS UNIDOS RÚSSIA IRÃ QATAR 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 DE GáS NaTuraL (bilhões de m 3 ) = 38% 616 = 18% CANADÁ TOTAL: bm NORUEGA = 3% 104 = 3% 118 = 4% 144 = 4% 156 = 5% 160 = 5% CHINA ARÁBIA SAUDITA OUTROS América do Norte Fonte: EIA 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).

6 DESENVOLVIMENTO DO GáS NaTuraL E BIOGáS 247 CONSuMO MuNDIaL anual DE GáS NaTuraL (bilhões de m 3 ) TOTAL: bm 3 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. DEMaND BY region 723 = 21% ESTADOS UNIDOS RÚSSIA IRÃ Bcf/d = 53% 445 = 13% CHINA 200 JAPÃO = 4% 156 = 5% OUTROS OTHER NON-OECD MIDDLE EAST 127 = 4% CHINA OECD Fonte: British Petroleum, 2015 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.

7 248 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás RESERVAS PROVADAS DE GÁS NATURAL - AMÉRICA LATINA 2014 (bilhões de m 3 ) TOTAL: bm , , , ,36 Ao avaliar-se o consumo, a América Latina consumiu 226 bilhões de m 3 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 m 3 ) TOTAL: 226 bm 3 80 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 As reservas provadas de gás natural também reduziram de 750 Bm³ em 2011 para 280 Bm³ em Os investimentos decrescentes em exploração e produção, devidos à instabilidade política e às incertezas regulatórias, contribuíram para esse declínio , , ,00 Fonte: EIA Venezuela 483,56 459,44 435,45 378,84 371,28 281,50 198,47 97,99 76,80 México Brasil Peru Argentina Trinidad e Tobago 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). produção anual DE GÁS NATURAL - AMÉRICA LATINA 2012 (bilhões de m 3 ) TOTAL: 209 bm Fonte: EIA México 40 Trinidad e Tobago 38 Argentina 23 Venezuela 18 Bolívia 17 Brasil Bolívia 12 Colômbia Colômbia 12 Peru Chile Outros AL 2 Outros AL Fonte: EIA México 46 Argentina 30 Brasil 25 Venezuela 22 Trinidad e Tobago 12 Peru 9 Colômbia Chile 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. 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. RESERVAS, PRODUÇÃO E DEMANDA DO GÁS NATURAL NA BOLÍVIA 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 Bolívia Outros AL 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. RESERVAS, PRODUÇÃO E DEMANDA DO GÁS NATURAL NA ARGENTINA 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

8 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 249 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 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 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 Enquanto o consumo de gás aumenta, a produção interna não acompanha esse ritmo de crescimento. A malha de gasodutos conta com km. Os principais gasodutos são: Neuba I, Neuba II e San Martin, os quais conectam as províncias 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.

9 250 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 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 BRAZIL NATUrAL GAS PROVED RESERVES ( ) trillion CUBIC FEET 17, NATURAL GAS PROVED REERVES Fonte: EIA 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 A produção diária no mês de junho/2013 foi recorde, sendo produzidos 79,988 milhões de m 3. Contribuíram para essa produção a elevação da produção em mar, com 56,608 milhões de m 3 (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 m 3 em 2012, para 20,580 milhões de m 3 em 2013 (gráfico a seguir). PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL no brasil - 1O ANOS Milhões m 3 /dia Fonte: ANP, ,152 21,217 28,285 20,206 30,203 18,307 32,517 17,213 41,857 17, GN - TERRA 41,360 16,562 46,341 16,562 49,112 16,843 GN - MAR , ,367 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 m 3 em 2004 para 77,189 milhões de m³ em 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 m 3. 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 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.

10 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 251 produção de gás natural - brasil Milhões m 3 /dia Fonte: ANP 0 66, jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez OUTRAS OPERADORAS PETROBRAS 65, , O gráfico a seguir apresenta a evolução histórica da produção de gás natural, no período de , BRAZIL NATUrAL GAS PRODUCTION ( ) BILLION CUBIC FEET , , , , , , , , , , 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. 81, BRAZIL NATUrAL GAS CONSUMPTION ( ) BILLION CUBIC FEET NATURAL GAS CONSUMPTION Fonte: EIA 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. 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 O gráfico seguinte mostra o histórico da demanda de gás natural, no período de Fonte: EIA NATURAL GAS PRODUCTION Fonte: EIA PRODUCTION CONSUMPTION

11 252 DESENVOLVIMENTO DO GáS NaTuraL E BIOGáS 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

12 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 253 A tabela a seguir demonstra o volume de gás comercializado por distribuidora em m³/dia no mês de dezembro de COMPANHIAS INDUSTRIAL AUTOMOTIVO RESIDENCIAL COMERCIAL GER. ELETR. COGERAÇÃO MATÉRIA-PRIMA OUTROS TOTAL Algás 517,33 88,10 8,26 11,02-1, ,69 Bahiagás 1.893,56 203,36 9,01 40,11 529, ,84 529,77 17, ,42 BR 2.543,67 89,73 7,60 7, ,89 58, ,69 Cebgás ,85 5,85 Ceg 1.312, ,24 283,13 262, ,36 200, ,77 Ceg Rio 2.027,02 521,35 8,84 6, , ,76 Cegás 242,39 161,10 1,72 6, ,01 26,95 18, ,22 Cigás 46,25 12,00-0, ,85-8, ,39 Comgás 9.104,22 624,37 541,44 350, ,38 792,04-18, ,49 Compagás 910,28 90,13 14,25 14, ,36 93,90 171, ,52 Copergás 1.008,23 171,79 4,28 11, ,87 38, ,08 Gás Brasiliano 818,23 22,28 3,93 5, ,08 870,97 Gás Natural 969,30 35,45 12,32 14, ,23 Gasmar , ,30 Gasmig 2.800,03 98,03 0,67 22, ,72 3, ,56 Gaspisa Goiasgás - 3, ,21 Msgás 171,94 14,26 1,01 2, ,09 2, , ,24 Mtgás 1,01 4, ,61 Pbgás 229,99 91,92 1,97 3, ,09 Potigás 107,81 135,69 1,63 6,76-18, ,59 Scgás 1.332,44 269,23 1,78 13, ,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, ,74 TOTAL , ,37 910,09 804, , ,91 728, , ,55 Fonte: Abegás - dez/2014

13 254 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 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 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 Pré- Sal), ocorrido em 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.

14 DESENVOLVIMENTO DO GáS NaTuraL E BIOGáS 255 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 diesel, 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. 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 (2012) uso DO GáS Para GEraÇÃO TÉrMICa - BraSIL (2013) 7,9% 3,3% 2,7% 1,6% HIDRÁULICA 4,4% 2,4% 2,6% HIDRÁULICA 0,9% BIOMASSA 11,3% BIOMASSA 6,8% EÓLICA 1,1% EÓLICA GÁS NATURAL GÁS NATURAL DERIVADOS DE PETRÓLEO 7,6% DERIVADOS DE PETRÓLEO NUCLEAR NUCLEAR CARVÃO E DERIVADOS CARVÃO E DERIVADOS 76,9% 70,6% Fonte: BEN EPE Fonte: BEN EPE

15 256 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 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 MW) e a UTE Novo Tempo (PE 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. CENÁRIO ESTADUAL DO GÁS NATURAL 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. INFRAESTRUTURA DE SUPRIMENTO DE GÁS NATURAL AO RIO GRANDE DO SUL 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, é realizada a distribuição de gás natural em pressões mais baixas pela Sulgás até seus clientes. O gasoduto Gasbol possui km de extensão, sendo 557 km em território boliviano, administrado pela empresa Gas Transboliviano (GTB), e km em território brasileiro, trecho administrado pela Transportadora Brasileira de Gás (TBG). O duto começou a ser construído em 1997, iniciando sua operação em 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 Fonte: Distribuidoras de gás do Sul RS 2,8 SC 4,8 PR+SP 12,8 demanda reprimida de transporte de gás. A figura a seguir mostra a situação dos três estados da Região Sul. 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. 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% 75% 64% PARANÁ Não Térmico: 2,0 Power (100%) santa catarina Não Térmico: 1,8 rio grande do sul Não Térmico: 1,8

16 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 257 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. 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. 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 fornecimento a grandes clientes, enquanto que as outras são empregadas nas redes de baixa pressão para o atendimento a clientes de médio e pequeno consumos. O mapa a seguir mostra um panorama da rede de distribuição da Sulgás no Estado do Rio Grande do Sul. Fonte: Sulgás, 2015

17 258 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 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 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 m 3 /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 m 3 /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 m 3 e capacidade de regaseificação de 10 Mm 3 /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 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.

18 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 259 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 Além das alternativas já citadas, estão: 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; 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. DEMANDA ATUAL DE GÁS NATURAL 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 , subindo para 1,8 MMm³/dia no período de O gráfico a seguir mostra o total do mercado não térmico da Sulgás, em dezembro de Mil m 3 /dia 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. 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). comercial Mil m 3 /dia 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5, residencial Fonte: SULGÁS, dez, 2014 Mil m 3 /dia Por sua vez, o setor industrial tem apresentado menor crescimento, mantendo praticamente o mesmo consumo desde 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. Sulgás mil m 3 /dia RMPOA e Serrana Residencial 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 Veicular 190,0 195,7 201,6 207,6 213,8 220,3 286,3 372,2 G.E.E. 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, , , , , , , ,8 TOTAL Fonte: Sulgás, 2015 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-

19 260 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás melétrica e do terminal de regaseificação previstos para operarem em 2018, o que torna factível a distribuição de gás na região a partir de 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 m 3 /dia em 2030, conforme demonstra a tabela a seguir. PROJEÇÃO da DEMANDA NÃO TERMELÉTRICA TOTAL REGIÃO SUL REFINARIA (AUTOIMPORTADOR) RMPOA - SERRA Sulgás mil m 3 /dia REGIÃO SUL 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 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 m 3 /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 Demanda do Mercado Termelétrico Potência MW Cenário Atual Consumo (mil m 3 /dia) Ampliação/Novos Projetos (MW) Cenário Futuro* Fonte: Sulgás, 2015 Consumo (mil m 3 /dia) Empreendedor UTE Sepé Tiarajú Petrobras Termosul Montenegro AES UTE Rio Grande Bolognesi UTE Uruguaiana AES Total *Cenário baseado em projetos licenciados

20 DESENVOLVIMENTO DO Gás Natural e Biogás 261 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 MMm 3 /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. 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. 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 escala. 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. A interiorização do gás natural também ocupa lugar de destaque. São investimentos em três projetos estruturantes nas cidades de Gramado, Santa Cruz e Lajeado. 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. 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 (CH 4 ), o gás carbônico (CO 2 ), o gás sulfídrico (H2S), o oxigênio (O 2 ), o nitrogênio (N 2 ) e o vapor de água (H 2 O). 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 e kcal/m 3. 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. Alternativamente, o biometano purificado pode alimentar turbinas e geradores de energia elétrica, que pode ser enviada às redes de distribuição das concessionárias. 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. 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 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.