Brasil Energia | Ed. 466 - Dezembro, 2020

Brasil Energia , nº 466, 1 de dezembro de 2020 49 A estocagem de gás natural é um dos desafios para o desenvolvimento de um mercado aberto no Brasil nos próximos anos. A infraestrutu- ra de armazenagem será estratégica para equilibrar oferta e demanda, especialmente no mercado terme- létrico, e garantir mais segurança ao abastecimento. Hoje, esse papel é desempenhado, de forma limita- da, pela importação de GNL. Mas o crescimento da produção vai exigir uma nova alternativa. E o caminho mais rápido para a construção des- sa infraestrutura é o uso de campos terrestres depletados para armaze- nagem subterrânea de gás. Um estudo realizado pela EPE para o Reate 2020 aponta um po- tencial mapeado para armazena- gem subterrânea de 1,22 bilhão de m³ de gás natural útil no país, em campos depletados. Ao todo, o le- vantamento analisou 64 campos devolvidos ou em devolução para a ANP. A análise considerou o volume de gás produzido durante a sua vi- da útil e a proximidade com a in- fraestrutura de transporte. Dos 64 campos, apenas 35 tinham histó- rico de produção disponível. Esse dado é utilizado como indicador da capacidade mínima de armaze- namento. Na prática, a armazena- gem em campos depletados exige que 50% da capacidade seja ocupa- da pelo chamado gás de base, dei- xando o espaço restante para o gás que será efetivamente utilizado. “Consideramos uma produção mínima de 200 milhões de m 3 de gás ao longo da vida útil do cam- po”, explica a diretora de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustí- veis da EPE, Heloísa Borges Este- ves. “Abaixo disso, o investimento não é viável.” Já a proximidade com os gasodutos reduz o investimento para conectar a área de armazena- gem à malha e por isso a EPE bus- cou campos localizados a menos de 15Km de um duto de transporte. Ao final do estudo, foram três os campos apontados com maior potencial para a ativida- de no Brasil: Barra do Ipiranga e Rio Barra Seca, no Espírito San- to, e Fazenda Boa Esperança, na Bahia, com capacidade útil de 700 milhões, 372 milhões e 148 milhões de m³, respectivamente. Heloísa explica que os campos depletados têm uma vantagem sobre alternativas como a estoca- gem em cavernas salinas ou aquí- feros. “Nesses campos, já existe informação geológica abundan- te, o que reduz o tempo de pes- quisa e o investimento necessá- rios”, diz. O custo para a implementação de um projeto desse tipo pode va- riar muito. “De US$ 0,12 a US$ 0,70 por metro cúbico”, segundo a diretora da EPE. Se considerarmos um custo de US$ 0,50 para o de- senvolvimento de uma área de es- tocagem em Barra do Ipiranga, is- so representaria um Capex aproxi- mado de US$ 350 milhões. O custo de operação, por sua vez, represen- ta anualmente um gasto equivalen- te a 10% do Capex. O tempo de desenvolvimento também varia conforme as condi- ções específicas de cada local, mas a implementação das áreas de esto- cagem pode levar cinco anos. Mes- mo inexistindo a atividade no Bra- sil “muitas empresas que atuam no exterior já estão de olho na oportu- nidade de desenvolver essa estrutu- ra no mercado brasileiro”, conside- rou Heloisa. O maior entrave ao desenvolvi- mento da atividade é a regulação do investimento. A aprovação da Lei do Gás seria fundamental para que essa infraestrutura avance no modelo de autorização no lugar da concessão. Hoje, os três campos in- dicados pela EPE se encontram em devolução pela Petrobras. Isso im- pediria, por exemplo, que pudes- sem ser licitados para fins de esto- cagem, antes do fim do processo de devolução. Um produtor com um campo em declínio, também não pode, com a regulação atual, trans- formar o campo em área de estoca- gem, pois isso não está previsto na concessão. O tempo de implementação de uma estrutura de armazenagem subterrânea em campo depletado varia de cinco a oito anos. “Essa es- trutura precisa avançar junto com o desenvolvimento da produção de gás e as decisões de investimento precisam ser tomadas o quanto an- tes”, defende Heloisa. n