Os dados foram apresentados nesta quarta-feira (4) durante o lançamento da publicação Perspectivas do Gás Natural no Rio de Janeiro 2019, organizado pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan). O documento traz informações e análises de interesse do mercado, em textos assinados por instituições públicas e privadas que atuam no setor e fizeram considerações no evento.

De acordo com a EPE, o principal condutor do crescimento será a produção na camada pré-sal das bacias de Campos e de Santos e na camada pós-sal da bacia de Sergipe-Alagoas. Dos 147 milhões de metros cúbicos ao dia, 71 milhões viriam da camada pré-sal.

Para atingir essa projeção, no entanto, a estatal aponta a necessidade de ampliação da infraestrutura. Isso porque a produção superará o volume suportado pelas atuais rotas de escoamento a partir dos campos do pré-sal. A malha para transporte até os potenciais pontos de demanda também precisará de investimentos.

“Vemos a necessidade de infraestrutura adicional de escoamento. Estamos falando de chegar em 2030 na área do pré-sal com 71 milhões de m³ por dia. O que equivale a quase 30 milhões a mais de necessidade de escoamento”, disse o diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, José Mauro Coelho. Segundo Coelho, as atuais rotas que estão em operação ou em construção totalizam uma capacidade de 44 milhões de m³, volume que deverá ser alcançado pela produção brasileira em 2026.

A EPE estima que, até 2030, o Brasil poderá se tornar um dos cinco maiores produtores de petróleo do mundo. Para a EPE, o crescimento significativo na produção de gás natural ocorrerá atrelado às estratégias que o país traçou para a exploração de petróleo na camada do pré-sal. A empresa lembra que, entre 2009 e 2018, a produção brasileira de gás natural cresceu em média 7,6% ao ano. Nesse período, a produção a partir da camada pré-sal saltou de 1% para 51% de toda a produção nacional.

No ano passado, o Brasil ocupou a 32ª posição no ranking dos países com as maiores reservas provadas de gás natural com 368,9 bilhões de m³. O Sudeste responde por 79% das reservas, sendo 62,5% no Rio de Janeiro. De acordo com a EPE, o estado do Rio precisa ser capaz de aproveitar esse cenário para atrair investimentos de infraestrutura em escoamento, processamento e transporte de gás natural; fomentar investimentos na geração de energia; estimular o uso de gás natural na indústria e ampliar o consumo nos setores industriais e de transportes.

Remuneração do transporte

Nas conclusões da publicação, a Firjan diz que o programa Novo Mercado de Gás, lançado em julho pelo governo federal com o objetivo de promover uma abertura do setor, não transformará a realidade de imediato e demandará um processo contínuo de diálogo. Um dos desafios apontados pela entidade é repensar o modelo de remuneração do transporte, que impacta no custo do metro cúbico do gás natural.

Dados incluídos no documento mostram que, entre 2016 e junho de 2019, o produto brasileiro foi 40% mais caro que o importado da Bolívia e que os preços na Alemanha, no Reino Unido e nos Estados Unidos são ainda mais baixos. Segundo a Firjan, hoje a oferta nacional de gás natural no país representa 70% do total. O restante da oferta é importado.

A publicação traz ainda detalhes da agenda regulatória proposta pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para garantir maior previsibilidade ao mercado. A autarquia vinculada ao Ministério de Minas e Energia planeja, já para o ano que vem, publicar norma que estabelece os critérios de autonomia e independência dos transportadores de gás natural. Além disso, quer regulamentar a interconexão entre os gasodutos e rever regras relacionadas às tarifas de transporte.

A agenda cita medidas previstas para 2021, 2022 e 2023, entre as quais estão a criação ou revisão de regras sobre repasse de receita entre os transportadores, registro de contratos de compra e venda de gás natural, capacidade de transporte dos gasodutos e o acesso aos terminais de gás natural liquefeito (GNL).