Construção de Cenários para a Matriz Energética Brasileira em Função do Preço do Carbono by Secretaria de Assuntos Estratégicos PR

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia - COPPE Programa de Planejamento Energético PPE/COPPE/UFRJ

Construção de Cenários para a Matriz Energética Brasileira em Função do Preço do Carbono

Relatório Preliminar 1 – Levantamento da base de petróleo e gás para simulação de matriz energética de longo prazo

Coordenação: Roberto Schaeffer Alexandre Szklo André F P Lucena Equipe: Tiago Saraiva Ricardo Moreira Eveline Vasquez Larissa Nogueira Pedro Rochedo

Sumário

1- Apresentação ........................................................................................................................... 4 2- Potencial de produção de petróleo no Brasil........................................................................... 6 2.1- Conceitos Básicos .............................................................................................................. 6 2.2- Descrição da variante do modelo Hubbert ..................................................................... 11 2.2.1- O modelo clássico de Hubbert (1956) .................................................................... 11 2.2.2- O modelo Multi-Hubbert ........................................................................................ 13 2.2.3- O modelo Multi-Hubbert modificado ..................................................................... 15 2.3- Aplicação do modelo Multi-Hubbert modificado para a produção de petróleo brasileira ............................................................................................................................................ ....16 2.3.1- Definição dos ciclos de produção ........................................................................... 16 2.3.2- Metodologia ........................................................................................................... 19 2.3.3- Resultados de cenários para os ciclos onshore e pós-sal ....................................... 20 2.3.4- Exercício preliminar para o pré-sal ......................................................................... 26 2.3.5- Discussão ................................................................................................................ 30 2.4- Cenários de produção de gás natural associado no Brasil.............................................. 40 3- Potencial de aproveitamento do gás natural não convencional na matriz energética brasileira ...................................................................................................................................... 45 3.1- Estimativas atuais para recursos de gás natural não convencional no Brasil................. 45 3.1.1– Métodos de estimativa de recursos gasíferos não convencionais ........................ 45 3.1.2– Incertezas Metodológicas ...................................................................................... 48 3.1.3– Recursos e reservas no Brasil ................................................................................. 55 3.2- Análise da disponibilidade de recursos hídricos como limitante à exploração de gás não convencional no Brasil ........................................................................................................... 60 3.2.1- Análise de disponibilidade hídrica quantitativa em áreas com shale gas no Brasil 63 3.2.2- Análise de disponibilidade hídrica qualitativa em áreas com shale gas no Brasil .. 72 3.3- Exercício preliminar para elaboração de cenários de produção de gás não convencional no Brasil.................................................................................................................................. 81 3.3.1- Formulação Geral.................................................................................................... 81 3.3.2- Hipóteses do Exercício Brasileiro ............................................................................ 85 3.3.3- Exercício de Cenário para Produção de Gás Não Convencional no Brasil .............. 91

3.4- Monetização do gás natural não convencional na matriz energética brasileira ............ 96 3.4.1- A Legislação para o Gás Natural ........................................................................... 100 3.4.2- Cenários de Preço para o Gás Natural .................................................................. 103 3.4.3- Estudo de Caso: a Bacia do Paraná ....................................................................... 112 4- Considerações Finais ............................................................................................................ 134 Referências ................................................................................................................................ 139

1- Apresentação O setor de energia assume um papel central dentro da transição para uma economia verde. A matriz energética mundial é fortemente baseada em fontes fósseis, o que é um entrave ao desenvolvimento sustentável. Assim, o objetivo de alcançar numa economia verde, com baixa intensidade de carbono, uso racional dos recursos naturais e inclusão social é inviável considerando-se a atual estrutura mundial de consumo energético. Tal inviabilidade não se faz presente apenas pela possibilidade de exaustão de fontes fósseis. Pelo contrário, o recente aumento de reservas e o aproveitamento de fontes fósseis não convencionais indicam que o problema de depleção de fontes de energia fóssil não consiste em um entrave imediato ao sistema energético mundial. De fato, nos últimos trinta anos, as reservas provadas de óleo e gás natural aumentaram num ritmo médio anual de 2,5% e 2,8%, respectivamente, taxa superior ao aumento de consumo dessas fontes. O Brasil encontra-se numa posição favorável no contexto mundial quando se trata do uso de fontes renováveis de energia. De fato, 45% de toda energia primária produzida no país é renovável. Embora isso signifique que mais da metade do consumo de energia no país é nãorenovável, a participação das fontes renováveis na matriz energética nacional é inegavelmente alta quando comparada à média mundial (13%). Contudo, o desenvolvimento sócio-econômico do país implica em maior uso de energia, não necessariamente de fontes renováveis. Sobretudo a partir de 2030-2035, constata-se a possível depleção do potencial hidrelétrico remanescente do país, uma possível estagnação da produção de petróleo (possível pico da produção do pré-sal) e mesmo uma possível modificação drástica das plataformas veiculares mundiais, com repercussões para indústria nacional de cana de açúcar. De certo modo, a evolução do sistema energético brasileiro até 2030 parece indicar um cenário de abundância e manutenção do sistema atual, com modificações incrementais. A partir de 2040, no entanto, este sistema deve ser radicalmente modificado. Assim, cenários de longo prazo, até 2050, devem ser capazes de incorporar tanto a abundância das atuais fontes primárias de energia, em que se baseia o sistema energético nacional, quanto alternativas tecnológicas de longo prazo e novas fontes primárias de energia. Considerando-se ainda que o sistema energético se baseia em investimentos de longo tempo de maturação, alternativas energéticas para 2050 devem ser inseridas, mesmo que gradualmente, bem antes deste horizonte temporal.

Dessa forma, é importante avaliar em que medida o desenvolvimento brasileiro é compatível com os objetivos de uma economia verde menos intensiva em carbono e mais ambientalmente sustentável. Este trabalho se insere no projeto “Construção de Cenários para a Matriz Energética Brasileira em Função do Preço do Carbono” cujo objetivo final é analisar os efeitos de uma eventual taxa de carbono na Matriz Energética Brasileira. Assim, com o intuito de servir como base para esse objetivo final, este trabalho realiza um levantamento preliminar do potencial nacional dos recursos fósseis independentemente de cenários futuros de taxa de carbono. Inicialmente será feita uma avaliação de curvas de produção de petróleo (óleo cru e gás natural associado) para diferentes cenários de reservas últimas recuperáveis segundo uma metodologia Multi-Hubbert modificada. Em seguida, serão analisadas estimativas de reservas de gás natural não convencional no país, assim como serão feitas projeções preliminares de produção a partir dessas estimativas.

2- Potencial de produção de petróleo no Brasil

2.1- Conceitos Básicos Recursos petrolíferos correspondem às quantidades existentes de hidrocarbonetos que estão presentes naturalmente sobre (ou dentro da) a crosta terrestre. As avaliações de recursos estimam as quantidades totais em acumulações conhecidas e ainda por descobrir, sendo que estas avaliações se focam na maioria dos casos em quantidades que são potencialmente recuperáveis e comercializáveis em projetos comerciais (SPE, 2007). Desse modo, pode-se definir recurso como a quantidade finita de recursos naturais (hidrocarbonetos), sendo estes descobertos ou não, recuperáveis ou não, que são conhecidos usualmente como a quantidade estimada de petróleo in place (MAHECHA, 2014). Essa classificação inclui os tipos de hidrocarbonetos considerados dos tipos “convencional” e “não convencional”. (SPE, 2007; SZKLO et al., 2007). A partir desse conceito, as reservas podem ser definidas de maneira mais simples como a parcela de recursos técnica e economicamente viável de ser explotada. A Society of Petroleum Engineers (SPE) e o World Petroleum Congress (WPC) desenvolveram uma metodologia em que os recursos podem ser divididos em três categorias: potencial (não descoberto ou desconhecido), contingente (sub-comercial) e reservas (comercial) (OWEN et al., 2010). Segundo a Society of Petroleum Engineers (SPE, 2006), o uso de uma linguagem comum beneficia a todos os agentes envolvidos na cadeia de O&G, de tal forma que proporciona: •

Maior consistência e comparabilidade nos relatórios de reservas entre empresas e entre países;

•

Maior transparência na forma como as reservas são estimadas e calculadas;

•

Estimativas mais confiáveis, que considerem o avanço tecnológico e as boas práticas.

Nesse sentido, definem-se reservas de maneira mais formal como a porção dos recursos economica e tecnicamente recuperável que é estimada com uma determinada probabilidade de ser viável de ser produzida, no momento da sua determinação. (LAHERRERE, 2001; MCGLADE, 2012; SORRELL et al., 2009; SZKLO et al., 2007).

Na literatura existem duas abordagens para a medição de reservas, uma determinística1 (que classifica as reservas em medidas, indicadas e inferidas) e uma probabilística (que considera as reservas 1P, 2P e 3P segundo o nível de probabilidade de serem economicamente recuperáveis). O estabelecimento de probabilidades confere maior exatidão na medição de reservas. São atribuídas as probabilidades 1P (90%), 2P (50%) e 3P (10%) com os intervalos de confiança respectivamente para as reservas provadas, prováveis e possíveis (SPE, 2007; SZKLO et al., 2007) – ver Figura 1 – que faz parte dos Guias para a Administração do Recurso Petrolífero feitas pela SPE (2011):

Figura 1: Definição de recursos e reservas Fonte: SPE (2011)

Projeções da produção nacional de petróleo são importantes para a definição de políticas energéticas, particularmente para segurança energética, investimentos em exploração, produção e refino e para fins de diversificação da matriz energética. Diferentes metodologias foram aplicadas para prever curvas de produção de petróleo em regiões ou países. Técnicas de previsão da produção de petróleo são geralmente divididas em duas formas de modelagem 1

A abordagem deterministica não será escopo deste trabalho. Para maiores detalhes, as definições encontradas na literatura são descritas por SARAIVA (2013).

fundamentais: modelos do tipo Top-Down ou Bottom-Up (Saraiva, 2013). Entretanto, conforme relatado por Brandt (2010), a modelagem Bottom-Up tem grande complexidade em ser solucionada e necessita de um elevado volume de aporte inicial de dados. Portanto, para extensas áreas de abrangência (i.e. país ou mundo) não existe um consenso na utilização de modelos desse tipo, pois não é possível escrevê-los em uma forma funcional simplificada. Dessa forma as técnicas mais utilizadas de previsão para a produção de petróleo são do tipo Top-Down e geralmente são divididas em três principais abordagens: modelos econômicos, geofísicos e híbridos. Nos modelos econômicos, as variáveis: preços do petróleo, custos, questões regulatórias e tecnológicas explicam a evolução do fornecimento de petróleo. Na abordagem geofísica, os modelos geralmente geram ajustes nas curvas de produção, dentre os quais a teoria de Hubbert sobre o esgotamento das reservas é o modelo mais aceito. Normalmente, a literatura científica indica que os modelos de ajuste de curva, especialmente a abordagem clássica de Hubbert (1956), são ferramentas simples e adequadas para projeções de primeira ordem da produção futura. Isto é particularmente verdadeiro quando os dados para as últimas reservas recuperáveis (URR)2 são incertos e os produtores são do tipo pricetakers. De acordo com a modelo de Hubbert (1956), o comportamento da taxa de descoberta de reservas de petróleo é resultado da combinação de dois efeitos (Rehrl & Friedrich, 2006 e Szklo, et. al., 2007): •

O efeito informação, onde taxa de descoberta cresce proporcionalmente às descobertas acumuladas no tempo - Este efeito considera as informações geológicas e as tecnologias conhecidas;

•

E o efeito depleção, onde a taxa de descoberta deverá cair com as descobertas acumuladas - Já que as descobertas acumuladas estão limitadas pela quantidade de recursos (oil in place) existente, ou seja, há uma quantidade máxima de recurso (Q∞) disponível independente do nível de informação acumulado.

Para quantificar as reservas e os recursos de combustíveis fósseis, os seguintes sinônimos são frequentemente utilizados: Ultimas Reservas Recuperáveis (URR) (Ultimate Reserve Recovery); Últimas Reservas Estimadas (EUR) (EstimatedUltimate Reserves); Ultima Produção Estimada (EUP) (EstimatedUltimateProduction); Ultimas Recuperáveis (UR) (Ultimate Recovery) ou Ultimas (Ultimate). Essa legenda representa o máximo de recurso escasso possível de ser extraído, contabilizando todo o histórico de produção acumulada, adicionado de todo o recurso ainda não descoberto com probabilidade de ser encontrado. Assim, em última instância, os recursos recuperáveis (URR) de uma região dependem de fatores econômicos e técnicos, tanto quanto da geologia e só podem ser estimados a um grau razoável de confiança quando a exploração da região estudada é bem avançada.

Hubbert (1956) descreve a tendência das curvas de descoberta ser uma antecipação das curvas de produção em países price-taker, separadas por um intervalo de tempo (∆t). Entretanto, para que essa tendência ocorra são necessários ajustes operacionais nos campos produtores, pois a extração em poços de petróleo possui uma característica pouco flexível e por isso necessitam de contínuos investimentos em descobertas de novos campos de produção, a fim de substituir os campos em depleção. Adicionalmente, Hubbert (1956) relatou que as curvas de produção de petróleo poderiam não ser exatamente simétricas3. Entretanto, a hipótese dos ciclos de Hubbert é assegurada pelo Teorema Central do Limite sob a condição de existir uma vasta quantidade de poços/minas e os mesmos possuam poucas restrições regulatórias. Assim, a produção de um país pode ser tratada estatisticamente como a soma de diversas variáveis aleatórias independentes, que por sua vez, garantiria o formato em sino das curvas de produção proposto por Hubbert. Como as previsões de Hubbert (1956) tiveram relativo êxito em estimar a real curva de produção dos 48 campos norte americano, seu modelo é amplamente utilizado na previsão da produção futura de recursos naturais esgotáveis. Diversos autores têm utilizado esse modelo (ou suas variações) para prever a produção mundial de petróleo (Rehrl & Friedrich, 2006; Maggio & Cacciola, 2009; Nashawi et. al., 2010; Mohr & Evans, 2010; Gallagher, 2011 e Wang et. al., 2011). Em conjunto, existem esforços para prever a produção de petróleo em algumas nações ou regiões específicas, como: EUA (Reynolds & Zhao, 2007); Brasil (Szklo et. al., 2007); campos no Mar do Norte (Blanchard, 2000) e nos países da OPEP (Nashawi et. al., 2010). No entanto, Brandt (2007) utilizou o modelo clássico de Hubbert para 139 regiões produtoras no mundo e descobriu que curvas simples de Hubbert não explicavam bem a real curva de produção de petróleo para grande parte dessas regiões. Brandt (2007) observou que a utilização de múltiplas curvas seria mais indicada na modelagem da produção de grande parte dessas regiões (as denominadas curvas Multi-Hubbert), especialmente em países com poucas bacias e campos (Laherrère, 1997). Esses múltiplos ciclos são dependentes da economicidade produtiva em cada ciclo, pois são influenciados por novas descobertas e pela capacidade de produção das novas fronteiras de produção (por exemplo, pré-sal) (Rehrl & Friedrich, 2006). Uma vez tendo estabelecido que o Brasil é um produtor tipo price-taker, as descobertas e produção do país poderiam, por hipótese, seguir o modelo de Hubbert (Szklo et. al., 2007). Na verdade, se analisado atentamente o Brasil é um caso interessante quanto ao papel futuro que 3

A descrição e formato da curva clássica de Hubbert será mais bem detalhado no sub-capítulo 2.2.1- O

modelo

clássico de Hubbert (1956)

o petróleo terá sobre as opções de fornecimento de energia, mesmo quando comparado aos demais países produtores do mundo. Isto se deve ao fato de que o país se tornou autosuficiente em termos de volume produzido de petróleo bruto em abril de 2006, entretanto o Brasil ainda depende da importação de petróleo para alcançar a qualidade necessária para o processamento do óleo em suas refinarias (Szklo et. al., 2012). Além disso, apesar de ter se tornado auto-suficiente em volume produzido, a política de petróleo do país manteve o foco em aumento das descobertas de petróleo através de leilões, até as grandes descobertas dos campos do pré-sal em 2008. Entretanto, o Brasil ainda é uma província fronteiriça na exploração de petróleo. Dessa forma, com uma ainda limitada taxa de perfuração de poços pioneiros o país possui um aumento continuo em suas reservas, dado que o efeito informação em suas descobertas acumuladas supera o efeito depleção das mesmas4. Em regiões de exploração fronteiriças, assim como nas bacias sedimentares do Brasil, há uma intensa variação nas probabilidades de adição de reservas e torna as previsões na produção de petróleo pouco triviais. Assim, modelos de curvas de ajuste mais detalhados poderiam ser propostos para o Brasil, na medida em que o modelo clássico de Hubbert já foi aplicado por Szklo et. al. (2007). Novas estimativas poderiam seguir modelos de múltiplos ciclos de Hubbert (o modelo multi-Hubbert) como elaborado por: Brandt (2007); Nashawi et. al. (2010); Mohr & Evans (2010) e Laherrère (2009), ou mesmo, introduzir uma variável econométrica nesses modelos, seguindo o modelo híbrido de Maggio & Cacciola (2012). Esta seção consiste em estimar curvas de produção de petróleo no Brasil a partir de um modelo multi-Hubbert modificado baseado em Maggio e Cacciola (2009 e 2012). Essa metodologia permite aprimorar a modelagem hubbertiana tanto em termos de simulação de mais de um ciclo produtivo quanto em termos da análise dos efeitos de proporcionalidade (por exemplo,

alargando

ou estreitando

picos

de produção,

conforme variações

proporcionalidade dos efeitos de informação e/ou depleção). Pretende-se, assim, testar três diferentes cenários na produção das últimas reservas remanescentes brasileiras de petróleo (URR), supondo os seguintes níveis probabilísticos: 95%; 50% e 5% (P95; P50 e P5). Neste caso, primeiramente são identificados ciclos históricos de

Segundo BACOCCOLI E CUÑIA FILHO (2004) os indicadores de intensidade de exploração no Brasil variavam entre 10 km2/ ExpW (quilômetros quadrados por poço explorado), no Recôncavo Baiano a 177.700 km2/ ExpW na Bacia Pareceris-Alto Xingu em 2004. Para 2012 pode-se introduzir a camada do pré-sal, que, de acordo com o TCU (2012), consiste em uma área total estimada de 149.000 km2 com 27 poços perfurados sendo seu indicador de intensidade de exploração em torno dos 5.500 km2/ ExpW.

produção de petróleo no Brasil desde 1954 (período pós-criação da Petrobras) até 2012. Estes ciclos são modelados conforme um modelo multi-hubbert ajustado por um fator k, que é obtido através da minimização dos desvios quadrados dos resultados do modelo relativamente aos dados observados. Também é proposto um exercício preliminar, especulativo, que considera reservas para águas ultra-profundas no pré-sal brasileiro. Por fim esta seção contém as descrições dos modelos de Hubbert clássico; multi-Hubbert e multi-Hubbert modificado na seção 2.2 e a aplicação do modelo de Maggio e Cacciola (2009, 2012) para a produção de petróleo brasileira na seção 2.3, incluindo os cenários para o pós e pré sal.

2.2- Descrição da variante do modelo Hubbert

2.2.1- O modelo clássico de Hubbert (1956) Hubbert (1956) observou que as taxas de descobertas/produção para regiões de explotação de petróleo geralmente iniciavam com uma taxa de explotação lenta, que iria crescendo exponencialmente até alcançar um pico de produção, a partir do qual começava a decair até as reservas serem exauridas. Hubbert (1956) também notou o padrão de que os recursos em campos de fácil acesso e menores custos de produção (campos grandes) eram encontrados e produzidos primeiro. Essas observações levaram Hubbert (1956) a propor um formato em sino de a curva de produção de petróleo ao longo do tempo (Figura 2). A notoriedade do trabalho de Hubbert (1956) ocorreu quando suas previsões do pico de produção dos 48 campos Norte Americano foram confirmadas.

Taxa de produção: Última Produção Acumulada

Tempo: t Figura 2: Relação envolvendo um ciclo completo de produção de qualquer recurso exaurível Fonte: HUBBERT (1956)

Após identificar os padrões de explotação dos recursos exauríveis, Hubbert (1962) apresentou uma solução matemática para seu conceito geométrico, apresentada pela Equação 1: QD = Q∞/(1+ae-bt)

Equação 1

Onde Q∞ é o valor ao qual QD irá tender no limite do tempo t, quando já não houver mais reservas provadas QR, ou seja, Q∞ será o último nível de recurso técnica-economicamente capaz de ser explotado em todo o ciclo de produção de um recurso natural exaurível. A equação acima foi revista por diversos autores posteriores a Hubbert, que mesmo utilizando diferentes técnicas para encontrar a forma discreta da Equação 1, convergiram para uma mesma solução para a taxa de produção (Kaufmann, 1990; Moreney& Berg, 1999; Cavallo, 2004; Szklo et al, 2007; Mohr, 2010; Brandt, 2007, 2010 e Nashawi, Malallah& Al-Bisharah, 2010), como observado pelas equações 2, 3 e 4: P = P50m / (1+cosh(-b(t-t0)))

Equação 2

b = (4Pm / Q∞) = 5/c

Equação 3

Sendo:

Assim, Q∞ = 0,8 Pm* c

Equação 4

Onde, P é a produção em t; Pm é o pico da produção ou a produção em t0; t0 é o tempo em que ocorrerá o pico da produção, já b e c são parâmetros obtidos através da definição de Q∞ e da estimativa de extensão da vida útil média dos campos (i.e. como exemplo: pode-se citar o caso dos campos do Brasil que têm em média 27 anos de vida útil) (Szklo et al, 2007).

2.2.2- O modelo Multi-Hubbert A curva Multi-Hubbert foi proposta pela primeira vez em Hubbert (1956), que, ao observar o comportamento da curva oriunda dos dados registrados do campo de Illinois, Estados Unidos, notou que tal campo obteve dois picos de produção de petróleo, ao invés de um único pico. Para Hubbert (1956) tal evento era um comportamento diferente dos demais, porém sem importância, pois esse fato era uma “exceção de afloramento ocasional” e esse efeito era geologicamente conhecido. Apesar de não acreditar que uma curva Multi-Ciclo pudesse explicar o comportamento da produção petrolífera de regiões maiores, como uma nação ou o mundo, Hubbert (1962) interpretou que um Multi-Ciclo aconteceria em um primeiro momento com o comportamento da curva da taxa da produção seguindo a forma de crescimento e decrescimento similar ao modelo simples. Contudo, ao final do primeiro ciclo ocorreria a exaustão não das reservas finais, mas sim das reservas de uma primeira etapa das descobertas (Q’∞). A partir daí um novo ciclo de mesmo formato, porém com um novo montante final de reservas (Q∞), seria iniciado, obtendo-se assim dois diferentes picos de produção (Figura 3).

Tempo (a)

Tempo (b)

Figura 3: Curvas de evolução da produção acumulada e da taxa de produção para o caso (a) de uma curva simples e para o caso (b) de uma curva Multi-Ciclo: Fonte: HUBBERT (1962)

Foi Laherrere (1997) que constatou que o comportamento da produção petrolífera em regiões com menor número de bacias e/ou campos geralmente eram representadas por mais de um pico de produção. Dessa forma Laherrere (1997) explicou que o modelo MultiHubbert é a sobreposição de curvas simples de Hubbert que serão somadas a fim de se obter o montante final de produção. A representação equacional desenvolvida é dada pelas Equações 5 e 6:

P = ∑ (2 mi)/ {1+cosh[bi(t-tmi)]}

Equação 5

Q∞i = (4Pmi /bi)

Equação 6

Sujeito a:

Onde, N é o número de ciclos existentes; Pmi são os diferentes picos de produção que ocorreram para cada ciclo, i= 1, 2...N; Q∞i, para i= 1,2,...N, são as Últimas Reservas Recuperáveis em cada ciclo; bi, para i= 1,2,...N, são as respectivas inclinações de cada ciclo e tmi, para i= 1,2,...N, são as datas correspondentes a cada pico de produção.

2.2.3- O modelo Multi-Hubbert modificado O Modelo Modificado Multi-Hubbert foi desenvolvido e proposto por Maggio & Cacciola (2009 e 2012). O modelo utiliza o mesmo princípio do modelo Multi-Hubbert de Laherrere (1997), porém, ao observarem que alguns dados gerados por modelos clássicos, obtiveram diferenças sensíveis relativamente a dados reais, Maggio & Cacciola (2009 e 2012) propuseram que um novo fator de alargamento da curva Multi-Hubbert (k) fosse introduzido gerando a seguinte equação: P = ∑ (2 mi)/ {1+ki*cosh[bi(t-tmi)]}

Equação 7

Q∞i = (4Pmi /bi)*[ln(1+√1− i2 – ln(ki)]/ √1− i2

Equação 8

Sujeito a:

Essa equação se difere da equação Multi-Hubbert tradicional pelo fator de alargamento k (0< ki ≤1, para i= 1, 2, 3, ..., N). Com a introdução do fator ki as datas (tmi) e os valores (Pmi) dos picos de produção são alargados; os valores dos picos se comportam sob o seguinte aspecto: Pmaxi = P50mi / 1+ki

Equação 9

Onde, Pmaxi serão os novos picos de produção para cada pico de produção do modelo Multi-Hubbert tradicional. É importante notar que todas as equações desenvolvidas por Maggio & Cacciola (2009 e 2012) se igualam às equações tradicionais do Hubbert típico, se ki tender a 1. O multi-ciclo simples procura identificar os diferentes ciclos observados para uma mesma região e reconhece cada um desses ciclos como um ciclo de Hubbert simples. Maggio & Cacciola (2009 e 2012) introduziram em sua proposta uma diferenciação do modelo multiciclo simples com o parâmetro k, com o objetivo de ajustar melhor os ciclos estimados aos dados observados. Como pode ser observado pela Equação 7, o modelo Multi-Hubbert modificado proposto por Maggio & Cacciola (2009 e 2012) pode ser modelado com a utilização de poucas variáveis exógenas (Pmi, ki, N, bi e tmi). Tais variáveis são calculadas fundamentalmente a parir de dados de URR’s, períodos de meia vida c e as variáveis de ajuste k estimadas nas primeiras rodadas da modelagem para cada ciclo de produção identificado.

O modelo do Maggio & Cacciola (2009 e 2012) pode ser uma solução elegante e prática para solucionar a igualdade entre os pesos dos efeitos de depleção e de informação na solução do problema clássico de Hubbert, tal qual proposta em Szklo et al (2007). Nada indica que os efeitos teriam o mesmo peso na função, mas é difícil depreender quanto cada efeito seria mais relevante para cada região. Logo, a solução do fator k parece indicar algo neste sentido, como uma solução prática causada pelo ajuste aos dados reais das curvas de produção e descoberta.

2.3- Aplicação do modelo Multi-Hubbert modificado para a produção de petróleo brasileira

2.3.1- Definição dos ciclos de produção A estimação das Ultimas Reservas Recuperáveis (URR) não é uma tarefa fácil, principalmente em sítios petrolíferos não maduros como as bacias sedimentares do Brasil. Na produção de petróleo o dimensionamento da URR possui fundamentalmente uma definição física: barris de petróleo. Porém a estimação dessas reservas possuem variáveis de determinação dinâmicas (econômicas e tecnológicas), o que exige que a determinação da URR tenha diferentes níveis de probabilidade.

Para a determinação do URR neste estudo, os dados pesquisados incluem a produção histórica do Brasil entre as datas de 1954 a 2012 (média anual em mil barris por dia). Os dados foram compilados a partir de diversos documentos como: BP (2012a); Petrobras ( 2012); ANP (2012) e Denilson Ferreira (2005). Frente às diferentes fontes de dados da produção brasileira, foi necessário comparar os mesmos para que se determinassem aqueles que melhor correspondessem aos demais. Dessa forma decidiu-se que a base fundamental de dados históricos (1964 a 1999) seria BP (2012a), sendo a mesma completada pelos dados iniciais fornecidos pela Petrobras (1954 a 1964) e finais pela ANP (2000 a 2012) representado pela Figura 4.

2.500,00

Mbbl/d

2.000,00

1.500,00

1.000,00

500,00

1954

1961

1968

1975

1982

1989

1996

2003

2010

Anos Produção Águas Profundas

Produção Águas Rasas

Produção Terra

Figura 4: Produção anual média do Brasil por ciclo em Mbbl/d: Fonte: Saraiva et al (2014)

Como pode ser observado pela Figura 4, a produção anual média do Brasil pode ser descrita pormulti-ciclos de produção (onshore, offshore <400m e offshore >400m), para cada ciclo foi considerado um montante de últimas reservas recuperáveis (URR) específico. Uma importante característica é que estes ciclos se superpõem no decorrer dos anos devido ao próprio conceito de reserva, onde reclassificações são feitas dinamicamente, para cada um dos ciclos. Dessa forma descobertas e explotações nos campos onshore, offshore <400m e offshore >400m continuam existindo independentemente das demais. Porém, a assunção deste estudo é de que as reservas remanescentes dos ciclos onshores e offshore <400m serão consideradas como reservas remanescentes do ciclo offshore >400. Tal assunção tem fundamental importância para os cálculos da modelagem multi-Hubbert modificado adotada, pois se fossem assumidas reclassificações em cada ciclo não seria possível ajustar ciclos de produção para as datas correspondentes aos ciclos observados. O primeiro ciclo é um ciclo fundamentalmente terrestre (on-shore). Para este ciclo suas reservas finais são consideradas como a soma das produções anuais entre os anos de 1954 à 1990, já que por suposto suas reservas remanescentes são tidas como esgotadas.

O segundo ciclo considerado é um ciclo fundamentalmente de águas rasas (<400m; offshore). Para esse ciclo a mesma consideração de reservas remanescentes é assumida do ciclo onshore, conferindo a sua URR apenas a produção acumulada respectiva ao período dos anos de 1974 a 1999. Já o terceiro ciclo é o de águas profundas (>400m; offshore). Para esse ciclo as reservas consideradas são a soma da produção acumulada de 1986 até 2012 e um acréscimo das URR, que ainda não foram explotadas. Dessa forma a URR considerada no terceiro ciclo é igual à soma da produção acumulada do período indicado mais os níveis alternativos de probabilidades das reservas provadas, prováveis e possíveis (P95, P50 e P5), que foram utilizadas a fim de se realizar diferentes cenários para cada uma dessas probabilidades. Dessa forma para as estimações de reservas provadas P95foram utilizados os dados BP (2012) por permitirem uma maior correspondência com os dados reais observados das atuais reservas brasileiras, com um montante final de 29,1 bilhões de barris de petróleo (Gbbl). Para as reservas prováveis P50 e possíveis P5 serão utilizados os dados correspondentes ao USGS (2000), correspondendo a: 42,234 Gbbl e 100,848 Gbbl respectivamente. Como há uma defasagem temporal entre as estimativas do USGS (2000) e o ano base deste estudo, foram deduzidos dos totais as quantidades já produzidas de petróleo no Brasil, entre 2000 a 2012, que totalizam 8,327 Gbbl e também foi adicionado a produção total brasileira de 1954 até 2000 de 13,18 Gbbl. Assim, os URRs correspondentes a P50 e P5 da produção brasileira de petróleo são 47,75 e 106,42 Gbbl, respectivamente. À guisa de exercício, mas sem finalidade de projeção, também será considerada, em uma modelagem a parte, um quarto ciclo: o ciclo do pré-sal para águas ultra-profundas offshore. Para esse ciclo ainda há poucos dados observados, impedindo o ajuste de mínimos quadrados de uma curva do tipo Hubbert a partir de dados históricos. Porém, na medida em que já existem previsões de uma importante incorporação de reservas e produção ao cenário brasileiro, optou-se por realizar tal exercício. Neste caso, será tão-somente proposto um exercício a fim de estimar possíveis picos de produção brasileira de petróleo considerando diferentes possibilidades de reservas para o pré-sal. Para a realização desse exercício será considerado somente o nível de probabilidade P50 para as reservas do terceiro ciclo e três diferentes montantes de reservas serão testados para o pré-sal. Para o pré-sal foram consideradas reservas estimadas por diferentes fontes: Dalla Costa & Souza-Santos (2009); Fishman (2010); Wood (2010), Maugeri (2012) e USGS (2000), onde as estimativas de reservas variam entre 30 a 100 bilhões de barris de petróleo. Portanto serão

considerados três cenários para reservas do pré-sal: 30 Gbbl, que consiste no nível mínimo de reservas mencionados em Dalla Costa & Souza-Santos (2009), Denmark (2009) e Wood (2010); 50 Gbbl, que consiste em uma aproximação do recurso adicionável, estimado como médio para o post-sal tem USGS (2000); e 100 bilhões de barris de petróleo, que consiste no nível máximo de reservas mencionados por Fishman (2010); Wood (2010), Maugeri (2012) e Denmark (2009). É importante ressaltar que tais resultados não possuem qualquer fator probabilístico. Note-se aqui que se trata de estimativas muito menos rigorosas de adição de reservas no pré-sal do que o que foi adotado nos demais ciclos produtivos.

2.3.2- Metodologia A metodologia aplicada nessa seção deriva do modelo Multi-Hubbert modificado, que foi desenvolvido por Maggio & Cacciola (2009 e 2012). A equação básica utilizada neste estudo é a Equação 7. Para a simulação, foi utilizada a plataforma Microsoft Excel, inclusive para a minimização de desvios quadrados. Para solucionar o modelo de Maggio & Cacciola (2009 e 2012) inicialmente é necessário solucionar um modelo base, um Multi-Hubbert simples. Conforme observado na seção 2.1.2 a curva Multi-Hubbert simples depende fundamentalmente das variáveis exógenas Q∞i e bi(Últimas Reservas Recuperáveis e tempo de meia vida da explotação em cada ciclo i (i=1,2,...,i), respectivamente). Por meio dessas se é capaz de calcular todas as outras variáveis necessárias ao modelo Pmi; ci; tmi, conforme mostram as equações 10, 11 e 12: Pmi=Q∞i/(0.8*ci)

Equação 10

ci=5/bi

Equação 11

Pi=2*Pmi/ (1+cosh (bi (t-tmi)))

Equação 12

Com a solução da Equação 12 foi formado um grupo de curvas base para a estimação da produção de petróleo no Brasil. Por essas curvas foi possível calcular as variáveis exógenas b’s; c's e k’s. Tais variáveis foram determinadas a partir da otimização por mínimos quadrados para cada etapa e ciclo. Foi utilizado o solver do Excel para realizar a minimização da função objetivo – soma dos desvios quadrado entre a curva estimada e a curva observada de produção de petróleo –para cada ciclo de Hubbert proposto.

Para as estimativas das variáveis b e c, inicialmente foram feitas minimizações dos erros para as inclinações das curvas, b's. Os novos resultados geraram novos tempos de meia vida c's os quais foram reinseridos na fórmula realizando uma adequação de todos os fatores dependentes até que o erro mínimo fosse encontrado. Posteriormente, para o cálculo dos parâmetros k’s são realizadas minimizações do quadrado dos novos erros/desvios, calculados pelas novas curvas de estimação geradas pelos ajustes das variáveis b’s e c's, com esse novo ajuste é observado um alargamento dos picos de

produção das últimas curvas de estimação, conforme mostra a solução da Equação 8 proposta por Maggio & Cacciola (2009 e 2012). Esse efeito adequa melhor as curvas de produção às observadas e só é possível com a introdução do parâmetro k.

2.3.3- Resultados de cenários para os ciclos onshore e pós-sal Conforme indicado, os resultados correspondem aos cenários da produção de petróleo brasileiro desde 1954 até o possível esgotamento das reservas. Esta seção apresenta como principais resultados os gráficos que se referem às diferentes possibilidades de estimação da produção onshore e do pós-sal. Portanto, compreendem-se as reservas: onshore, águas rasas offsshore<400m e águas profundas offshore>400m. Como explicitado, são estabelecidas três estimativas diferentes de últimas reservas recuperáveis (URR) para as águas profundas offshore>400m, que incluem reservas provadas (P95); reservas prováveis (P50) e reservas possíveis (P5). Também são obtidos, conforme a modelagem modificada de Hubbert os seguintes resultados: picos de produção Pm; momentos de ocorrências dos picos de produção Tm; parâmetros c da curva típica de Hubbert e parâmetros k das curvas modificadas de Hubbert, os dois últimos estimados pela minimização dos desvios quadrados de cada um dos ciclos e das estimações. O primeiro cenário proposto para as estimativas da produção brasileira de petróleo utiliza reservas provadas. Trata-se de em um cenário conservador, porquanto apenas as reservas P95 do ano de 2011 disponibilizadas pela BP (BP, 2012a 2012b) são consideradas. Tal assunção leva a um URR de 29,10 bilhões de barris de petróleo. Esse cenário é um importante indicador da produção futura brasileira, pois essa estimativa é um possível formato da curva de produção do país até o esgotamento de suas reservas de óleo bruto supondo a não inclusão de qualquer montante de petróleo às reservas atuais. Porém, como discutido anteriormente, os conceitos

de reservas são revistos dinamicamente e, para o Brasil, a tendência é que novos montantes de reserva sejam adicionados em larga escala, no curto-médio prazo. Dessa forma os resultados presentes nessa estimativa não são os mais prováveis de serem efetivamente observados no futuro, mas são importantes para se testar o comportamento da curva de produção supondo um mínimo de reservas esperado. A curva Multi-Hubbert (k) (P95) na Figura 5 mostra o formato da produção brasileira para este nível de reserva. O segundo cenário considerado foi o das reservas prováveis (P50). Para essa estimativa foi considerado o relatório do USGS (2000), para uma probabilidade de 50% de as reservas nacionais terem pelo menos o valor indicado. Assim foi considerado um URR de 47,75 bilhões de barris. Segundo Szklo et al (2007) e Bentley et al (2007), este cenário é considerado indicado em termos metodológicos5 como a melhor estimativa para a produção das reservas do pós-sal, devido à falta de informação sobre as reservas brasileiras. A curva Multi-Hubbert (k) (P50) mostra o formato da produção brasileira para este nível de reserva. O terceiro e último cenário considerado foi o das reservas possíveis (P5). Essa estimativa também foi embasada nos dados fornecidos pelo USGS (2000), para uma probabilidade de 5% de o URR nacional ser de 106,42 bilhões de barris. A importância dessa estimativa está em indicar um cenário menos provável, porém com um valor próximo ao máximo de produção que o Brasil poderia sustentar para o pós-sal. A curva Multi-Hubbert (k) (P5) ilustra o formato da produção brasileira para este nível de reserva.

Bentley et al. (2007) e Meng and Bentley (2008) afirmam que, ao se observar a evolução histórica das definições de reservas, são as reservas 2P, que com o conhecimento geológico do mundo atual, devem representar volumes de reserva mais adequados quando comparadas às demais definições.

7.000,00

6.000,00

Mbbl/d

5.000,00

4.000,00

3.000,00

2.000,00

1.000,00

2082

2078

2074

2070

2066

2062

2058

2054

2050

2046

2042

2038

2034

2030

2026

2022

2018

2014

2010

2006

2002

1998

1994

1990

1986

1982

1978

1974

1970

1966

1962

1958

1954

Anos Média da produção anual

Multi-Hubbert(k) (P95)

Multi-Hubbert(k) (P50)

Multi-Hubbert(k) (P5)

Figura 5: Curvas multi-Hubbert modificado comparativas em relação a diferentes URR adotados (exceto recursos do pré-sal): Fonte: Saraiva et al (2014)

A Figura 5 mostra as variações gráficas das curvas estimadas conforme o modelo multiHubbert modificado, para diferentes níveis de URR. Em Multi-Hubbert(k) (P95) é identificado o primeiro cenário proposto, onde as reservas remanescentes são dotadas de um volume final de 15,2 bilhões de barris de petróleo, com probabilidade de 95% de efetivamente ocorrer. Com esse montante ainda a ser explotado, a produção de petróleo no Brasil teria seu pico de produção em 2015 com um máximo de 2,37 milhões de barris por dia, e depois viria a decrescer a uma taxa b = 0,13 até o fim do volume remanescente. Em Multi-Hubbert(k) (P50) se tem o segundo cenário proposto com as reservas a serem explotadas de 33,85 bilhões de barris, probabilidade de 50% de ocorrer. Sob esta perspectiva o Brasil conheceria seu pico de em 2022 com o pico produtivo de 3,33 milhões de barris por dia, e posteriormente viria a decrescer sua produção a uma taxa b = 0,11. O terceiro e último cenário consiste na curva Multi-Hubber(k) (P5) apresentada com reservas remanescentes de 92,52 bilhões de barris, probabilidade de 5%. Com esse montante o Brasil tenderia a conhecer seu pico de produção em 2035 com um pico de 6,59 milhões de barris, onde a partir daí decresceria sua produção a uma taxa b = 0,09. A Tabela 1 mostra todos os dados observados em cada ciclo e etapas estimadas para a produção brasileira de petróleo no pós-sal.

Tabela 1: Parâmetros obtidos para a estimação da produção brasileira de petróleo no pós-sal (isto é, sem considerar recursos do pré-sal). b

URR (MMbbl)

Onshore

0,15

1,00

1.414

Offshore<400m

0,19

0,83

2.287

Offshore>400m

0,14

0,97

25.404

29.104

Onshore

0,15

1,00

1.414

Offshore<400m

0,16

0,94

2.287

Offshore>400m

0,11

0,98

44.054

47.754

Onshore

0,15

1,00

1.414

Offshore<400m

0,16

0,93

2.287

Offshore>400m

0,09

0,96

102.725

106.425

Ciclos P95

Multi-Hubbert (k) (P95) P50

Multi-Hubbert (k) (P50) P5

Multi-Hubbert (k) (P5)

Tmax (anos)

2015

2022

2035

Pmax (Mbbl/d)

2.370

3.327

6.592

SQM (%)

1,24

1,66

2,02

Fonte: Saraiva et al (2014)

A Tabela 1 apresenta os principais parâmetros das estimativas das curvas geradas para os gráficos da Figura 5. Conforme relatado anteriormente os resultados aqui apresentados partiram inicialmente de estimações das variáveis Pm e Tm conforme as Equações 10 e 11, para depois serem realizadas as estimações do multi-Hubbert modificado. Dessa forma, inicialmente os c’s foram considerados iguais a 27 anos (Szklo et al, 2007) e os k’s foram considerados iguais a 1, assim um conjunto de dados foi gerado, os quais retratariam funções multi-Hubbert simples. Por fim os b’s e os k’s tratados nas funções simples como variáveis

exógenas, foram otimizados por mínimos quadrados para cada etapa e ciclo e a curva inicial foi então transformada em uma curva multi-Hubbert modificada. Os resultados gerados corroboraram com a teoria desenvolvida por Maggio & Cacciola (2009 e 2012), onde a variável de ajuste k estaria compreendida entre os valores 0 e 1 e assim a produção brasileira de petróleo sofreu um “alargamento do pico de produção6”. Já a adoção variável k=1 para um primeiro ciclo de produção (para este trabalho o ciclo onshore) foi considerado uma premissa do modelo e dessa forma tal ciclo seguiu uma curva simples de Hubbert conforme a assunção dos autores. O cálculo dos erros se deu a partir da diferença entre as curvas estimadas via um multiHubbert simples e a curva histórica. O desvio percentual médio referido na Tabela 1são a raiz quadrada da soma dos desvios ao quadrado divididos pela produção total observada no período. Os desvios percentuais médios calculados para os ciclos multi-Hubbert estimados foram de: 1,24%; 1,66% e 2,02%, respectivos às probabilidades P95; P50 e P5, enquanto nas estimações realizadas em Maggio & Cacciola (2012) os erros variaram entre 2,3 e 2,5% nas três amostras realizadas pelos autores. Essa diferença pode ter ocorrido devido as amostras utilizadas, tanto sob o aspecto quantitativo quanto qualitativo; devido as diferentes características entre as curvas de produção assumidas em ambos os trabalhos e por se tratarem de estudos de casos diferentes, onde esse trabalho aborda uma região especifica (Brasil) enquanto em Maggio& Cacciola (2012) o estudo tratou da reserva mundial de petróleo. Já em relação aos outros fatores estimados, foram obtidas quatro diferentes referências sobre previsões de produção do petróleo brasileiro que utilizaram curvas de Hubbert para suas estimativas (Szklo et al, 2007; Ferreira, 2005 e Nashawi, et al., 2010a, 2010b). Tais resultados serviram como termos comparativos aos resultados encontrados neste trabalho. Szklo et al (2007) utilizaram curvas simples de Hubbert e três níveis de probabilidade do URRs consideradas à época em suas estimativas da produção brasileira de petróleo: P75; P50 e P30. O nível de URR considerado para um nível de probabilidade de 75%(P75) foi de 41,03 bilhões de barris, o que se aproxima em valores absolutos aos utilizados neste trabalho para as reservas P50 de 47,7 bilhões de barris e, assim, é um importante indicativo para comparação. O resultado de Szklo et al (2007) foi de um pico de produção de 3,28 MMbbl/d em 2020, valores que se coadunam com os resultados aqui obtidos: pico de 3,33 milhões de barris por

Tradução de “fatter top” (Maggio & Cacciola, 2009)

dia em 2022. Essa diferença se deve à URR testada e à capacidade do modelo multi-Hubbert variado de alargar o pico de produção. Já Nashawiet et al (2010b) utilizam o nível de reserva P75 proposto por Szklo et al (2007) e realizam as estimações sobre a abordagem multi-Hubbert proposta em Nashawi et al (2010a). Em Nashawi et al (2010b) foi encontrado um pico de produção de 4,27 MMbbl/d também em 2020, resultado que coaduna com o resultado deste trabalho em relação à data do pico de produção. Contudo, o pico de produção excedeu em muito as estimações aqui encontradas. Este fato pode advir da diferença entre a solução do modelo de Nashawi et al (2010b) por um polinomial, enquanto o modelo aqui testado foi solucionado por derivações. Outra explicação poderia estar na diferença das amostras temporais utilizadas para ajustar os modelos. Nashawi et al (2010b) estimaram a produção de petróleo de 47 diferentes países e utilizaram uma média da produção para os anos de 2006-2009 de todos esses países. Já este trabalho objetivou apenas a produção do território brasileiro e utilizou a evolução da produção histórica do Brasil desde 1954 até 2012. Dessa forma é possível compreender que as estimações de Nashawi et al (2010b) podem conter fatores enviesados de um período restrito, enquanto este trabalho buscou explicar o formato da curva de produção brasileira em todo seu período de produção. Já em Ferreira (2005) foi utilizada uma função multi-Hubbert simples. O autor testou três conjuntos separados de multi-Hubbert para no final somá-los e atingir uma curva multiHubbert nacional. Os conjuntos testados foram: produção terrestre; produção marítima e produção de LGN (Líquido de Gás Natural). A URR final utilizada pelo autor para a produção final de petróleo brasileiro foi de 22 bilhões de barris, valor próximo aos 29,1 bilhões de barris testados na probabilidade P95 neste estudo. O valor encontrado por Ferreira (2005) para o pico de produção foi de 2,2 milhões de barris por dia em 2010, que está próximo aos 2,34 milhões de barris por dia em 2015, estimado neste trabalho para reservas P95.

2.3.4- Exercício preliminar para o pré-sal Como colocado anteriormente, os resultados desta seção foram realizados apenas à guisa de exercício prático, na medida em que não existem ainda dados de produção observados no présal brasileiro que permitam o ajuste de mínimos quadrados de curvas de produção. Dessa forma foi nesta seção proposto um exercício que considera três cenários para o pré-sal, considerando reservas de: 30, 50 e 100 bilhões de barris de petróleo. Como será mais bem

descrito no decorrer desta seção, as estimações aqui propostas consideraram no modelo Multi-Hubbert ajustado o total das reservas brasileiras (P50), desde 1954, somadas a cenários para possíveis reservas do pré-sal. Portanto, para este exercício o ciclo do pré-sal foi inserido como um quarto ciclo nas curvas referentes à probabilidade P50 atribuída ao pós-sal do modelo multi-Hubbert modificado, anteriormente aplicado. Para os cálculos do pico de produção, bem como a data de pico do pré-sal, foi suposto que o ritmo de produção para este ciclo seria o mesmo que a do terceiro ciclo do pós-sal. Dessa forma optou-se pela utilização do mesmo tempo de meia vida c e do fator de correção k calculados no terceiro ciclo para as reservas com probabilidade P50 (amostra mais provável de ocorrência para o pós-sal), devido a não existência de dados suficientes que permitam parametrizar o formato da curva de produção exclusiva do pré-sal. O primeiro cenário proposto para o pré-sal considerou de forma ad hoc reservas de 30 bilhões de barris a partir das hipóteses de Dalla Costa & Souza-Santos (2009). Supondo esse nível de reserva o URR final totaliza um montante para as estimações de 77,7 bilhões de barris de petróleo para o estado brasileiro, ao se considerarem as reservas estimadas para o pós-sal em 47,7 bilhões de barris. O segundo cenário considerado para o pré-sal supôs um nível de reservas de 50 bilhões de barris de petróleo, conforme Fishman (2010); Wood (2010) e USGS (2012). Ao supor esse nível de reservas para o pré-sal, é obtido um nível final da URR de 97,7 bilhões de barris de petróleo. O terceiro e último cenário considerado para o pré-sal supôs um nível de reservas de 100 bilhões de barris de petróleo, conforme Fishman (2010) e Wood (2010). Ao supor esse nível de reservas para o pré-sal é considerado um nível total da URR de 147,7 bilhões de barris de petróleo. A Figura 6 ilustra como seria o comportamento das curvas de produção brasileira supondo reservas dessa magnitude.

9.000,00 8.000,00 7.000,00

Mbp/d

6.000,00 5.000,00 4.000,00 3.000,00 2.000,00 1.000,00

1954 1957 1960 1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023 2026 2029 2032 2035 2038 2041 2044 2047 2050 2053 2056 2059 2062 2065 2068 2071 2074 2077 2080 2083

Anos Média da produção anual

Multi-Hubbert(k) pre-sal (30)

Multi-Hubbert(k) pre-sal (100)

Multi-Hubbert(k) (P50)

Multi-Hubbert(k) pre-sal (50)

Figura 6: Curvas multi-Hubbert modificado comparativas em relação a diferentes URR adotados (incluindo recursos do pré-sal) Fonte: Saraiva et al (2014)

Na Figura 6é possível verificar os diferentes comportamentos observados para as diferentes estimações para o pré-sal. Em Multi-Hubbert(k) pré-sal (30) é considerado um nível remanescente de reserva igual a 63,85 bilhões de barris ainda a serem explotados. Para tal montante, a produção brasileira de petróleo (incluindo pré-sal) teria seu pico de produção em 2027 com um máximo de produção de 4,85 milhões de barris por dia. Já em Multi-Hubbert(k) pré-sal (50) o cenário considerou um nível de reservas de 83,85 bilhões de barris ainda a serem explotadas. Estas reservas resultaram em uma data de pico de produção em 2034 e um pico de produção de 5,4 milhões de barris por dia. A última estimação testada para o pré-sal é representada pela curva Multi-Hubbert(k) pré-sal (100). Neste teste foi atribuído um nível de reservas de 133,85 bilhões de barris a serem exploradas. Dessa forma, foi encontrado um pico de produção de 8,24 milhões de barris por dia e uma data do pico de produção em 2047. Os resultados encontrados para os cenários incluindo o pré-sal estenderam a capacidade produtiva do Brasil ao se comparar com os resultados anteriores quando apenas reservas do pós-sal eram consideradas. Como pode ser observado na Figura 6 quando o ciclo do pré-sal foi adicionado às URR finais, um salto na produção e na data de pico de produção foi observado quando comparado ao resultado de probabilidade P50 do pós-sal. Esse comportamento é logicamente esperado por se tratar de adição às reservas já existentes. Contudo o interessante de ser notado na Figura 6 é que, em níveis de URR bem similares, como na comparação da curva Multi-Hubbert(k) pré-sal (50) com a curva Multi-Hubbert(k) (P5) na Figura 5, o pico de produção se comportou de forma bem distinta. De fato, no segundo caso se observa um topo mais estreito com um pico atingindo valores superiores aos dos resultados encontrados em Multi-Hubbert(k) pré-sal (50). Neste último caso, percebe-se que por cerca de 30 anos o país teria produção superior a 4 milhões de barris por dia. Assim, no caso testado com mais um ciclo produtivo (pré-sal) houve um achatamento do pico de produção e o topo se tornou mais alargado. Este é um resultado interessante, pois demonstra uma das principais funções da utilização do modelo Multi-Hubbert modificado, que é exatamente permitir a identificação de patamares mais alongados de produção. Novamente, ressalta-se que os resultados aqui desenvolvidos para a região do pré-salsão meramente especulativos e ilustrativos de possíveis situações de produção de petróleo no Brasil por não derivarem de estimativas probabilísticas de reservas, nem tampouco permitirem a elaboração de ajustes de mínimos quadrados.

Para formulação de melhores cenários para o pré-sal seria necessário obter níveis reais de probabilidade de adição de reservas, bem como uma amostragem real de sua produção, para que se pudesse realizar a minimização dos desvios quadrados e, assim, ajustar os resultados à curva de produção efetivamente observada. Logo, estudos futuros também deveriam aprimorar a curva referente ao pré-sal, a partir de melhores estimativas de reservas e dados reais de produção (uma série mais longa). Por exemplo, nada impede que o ciclo do pré-sal inclua mais de uma curva de produção, devido aos diferentes regimes fiscais que regem a exploração e produção nesta região: concessão, partilha de produção e cessão onerosa. Mas, para testar este fato, novamente é necessário obter uma série mais extensa de dados de produção.

2.3.5- Discussão Primeiramente, é importante notar que os valores de recurso último recuperável simulados neste estudo se coadunam com as estimativas de IEA (2013) para o Brasil, segunda a qual o país teria um URR de 120 bilhões de barris, sendo 96 bilhões de barris correspondentes a bacias offshore e 107 bilhões de barris remanescentes. No estudo aqui proposto, incluindo-se o exercício para o pré-sal, trabalha-se com recursos P50 e estima-se o URR mais provável como 98 bilhões de barris. Existe evidentemente ainda muita incerteza sobre o volume de recursos técnica e economicamente recuperáveis não apenas no pré-sal, mas em todas as fronteiras exploratórias do país, incluindo a fronteira equatorial. Outra incerteza relevante diz respeito ao ritmo de incorporação destes recursos como reservas e, por extensão, a sua produção. Esta incerteza deriva não apenas das características dos reservatórios petrolíferos nacionais, mas, sobretudo, de aspectos institucionais e econômicos associados à sua exploração, desenvolvimento e aproveitamento produtivo. Em grande medida, trata-se aqui do enorme desafio de produzir e transportar o petróleo (óleo, gás natural e condensado) na região do pré-sal, o que requer plataformas de perfuração capazes de suportar o peso dos dutos entre a superfície e os reservatórios, veículos submarinos operados remotamente, sistemas de apoio a plataformas que lidem com a enorme distância para a costa (o que impede o uso de helicópteros convencionais), entre outros: vários equipamentos e serviços associados são extremamente especializados e dependem de poucos fornecedores no mundo (IEA, 2013).

De fato, as reservas do cluster do pré-sal localizam-se a uma profundidade de mais de 6 mil metros sendo que cerca de 2 mil metros são de camada de sal. Há uma série de dificuldades para extrair os hidrocarbonetos depositados na camada do pré-sal, exigindo que se empreguem materiais e equipamentos especiais, com tecnologias diferentes das usuais e ainda em desenvolvimento (PETROBRAS, 2011): •

Primeiro, atravessar uma camada espessa de sal em águas ultraprofundas não é uma tarefa trivial.

•

Segundo, a plasticidade e a solubilidade da camada do pré-sal vão demandar tecnologias novas para manutenção da estabilidade do poço.

•

Terceiro, os hidrocarbonetos estão depositados em rochas carbonáticas, ambiente pouco conhecido pela Petrobras, pois sua experiência concentra-se nas rochas de arenito.

•

Por fim, a produção se dará em condições de elevada temperatura e pressão, com presença de CO2 em grande volume (cerca de 12% vol) (EPE, 2013), que poderá ser armazenado no próprio campo subterrâneo.

Além das dificuldades tecnológicas, há o desafio de produzir hidrocarbonetos a uma distância média de 170 km da costa brasileira, distribuindo-se ao longo de uma faixa de aproximadamente 800 km de extensão do litoral dos estados do Espírito Santo e de Santa Catarina. A Figura 7 lustra a localização dos campos do Pré-sal.

800 km

Cluster

Figura 7: Ilustração da localização dos campos do Pré-sal. Fonte: Nepomuceno (2008)

As instalações marítimas de produção de óleo e gás natural são constituídas por um conjunto de processos físicos e químicos que visam a separação das fases líquido/gasosas e suas respectivas especificações antes de serem transportadas para as instalações terrestres (terminais, refinarias, UPGN) (Maia, 2007). A Figura 8 mostra um diagrama de uma instalação marítima típica, ou seja, uma planta de processamento primário de petróleo bruto.

Figura 8: Diagrama de uma instalação marítima típica Fonte: Freitas e Santana (2007)

As plataformas atuais são construídas para resistir às pressões exercidas pelas imensas colunas d’água. Os sistemas de elevação, (flowlines e risers) chegam à plataforma e são conectados aos manifolds, conjuntos de válvulas e instrumentos de controle necessários para proporcionar flexibilidade na operação da plataforma. Em seguida, encontram-se os lançadores e recebedores de pigs, fundamentais na manutenção das linhas de elevação e equipamentos submarinos; estes por ação mecânica limpam as linhas removendo parafina e outras substâncias que aderem às paredes internas. O petróleo que chega aos manifolds é alinhado para dutos principais. Assim, o petróleo é direcionado ao trocador de calor onde se recupera a energia que seria desperdiçada aumentando a temperatura do petróleo em cerca de cinco graus centígrados. O petróleo, então, segue para o Separador Trifásico que separa a água, o óleo e o gás. No Separador, ocorre o tratamento mecânico, caracterizado pelo uso de acessórios, que permite a separação contínua das fases água, óleo e gás. A água segue para a Estação de Tratamento de Água e o gás segue para a Unidade de Processamento de gás natural, ambas onshore, em linhas separadas. O óleo segue para o Tratador de óleo onde passa por tratamento térmico, continua o tratamento químico e ocorre o tratamento eletrostático. O óleo que sai do tratador segue para Tanques de Armazenamento, onde o tratamento químico é finalizado, durante o tempo em que fica em repouso, facilitando a decantação da água e a estabilização do óleo. Após um tempo de repouso, determinado pelo projeto da Planta de Processamento Primário, o óleo é conduzido aos navios que irão para a refinaria (Freitas et al., 2007).

Ademais, dentre os processos referentes à produção de gás natural podem ser destacados (Maia, 2007): •

Separação óleo-gás: Processo físico de separação das fases líquida (petróleo) e gasosa (gás natural), onde este último ainda apresenta uma composição inadequada para transporte e comercialização (teor de umidade e gases ácidos).

•

Depuração do gás: Processo físico de remoção de partículas oleosas, carreadas pelo gás no processo anteriormente citado.

•

Sistema de compressão: Processo de fornecimento de energia de pressão ao gás utilizando-se turbo ou moto-compressores.

•

Sistema de remoção de CO2: Processo em que o CO2 é removido, caso o gás natural produzido possua teor de CO2 maior ou igual a 2% vol.

•

Sistema de desidratação: Processo químico de remoção da água existente no gás, sob a forma de vapor (umidade do gás).

•

Reinjeção de gás (armazenamento): É um método de recuperação secundária convencional de petróleo baseado no processo imiscível de reinjeção de gás no reservatório, através de um poço injetor submarino.

•

Exportação: Processo de transferência de gás para o continente, através de gasodutos, que operam a alta pressão (10 a 17 x 10 MPa).

•

Gás lift: Método de elevação artificial do petróleo que estimula os poços produtores, através da injeção contínua de gás na coluna de produção (tubulação que interliga o poço submarino à instalação de produção).

•

Sistema de gás combustível: Sistema de consumo interno ou consumo próprio nas instalações de produção de petróleo. Este sistema é dividido em gás combustível de alta pressão e de baixa pressão. No caso do gás de alta pressão, este é consumido por turbinas a gás para geração de eletricidade para o consumo da instalação marítima (consumo energético). Já o gás de baixa pressão é consumido para fins não energéticos (consumo não energético). Ainda há uma parcela do gás de baixa pressão que é utilizado nos queimadores (sistema de alívio). O consumo interno do gás representa aproximadamente 14% da vazão volumétrica do gás produzido pela instalação marítima. Desse montante, 80% é utilizado para fins energéticos.

•

Sistema de vent: liberação de correntes residuais de gás natural para a atmosfera, provenientes de equipamentos da planta de processamento de petróleo e de gás natural.

•

Sistema de alívio: constituído pela despressurização e alívio de gases da planta de processo, quando da ocorrência de situações de emergência. Este sistema dispõe de vaso coletor para remoção de líquido e de um sistema de queimadores (flares), que é responsável pela queima controlada de combustível gasoso e pela emissão de gases de combustão para a atmosfera.

•

O óleo e o gás natural proveniente de formações geológicas situadas em lâminas d’água profundas são produzidos através de poços submarinos e de tubulações. Existem equipamentos que ficam submersos que também fazem parte dos processos de produção de óleo e gás natural, entre os quais se destacam (Thomas, 2001):

•

Árvore-de-natal molhada (Christmas-tree): é um sistema posicionado no fundo do mar, composto por válvulas conectadas ao poço e à unidade de produção na superfície. Estas válvulas permitem o fluxo de produção de petróleo e gás, do poço para a superfície, assim como a injeção de líquido e gás da superfície para o poço.

•

Cabeça de poço (Subsea Wellhead): Cabeça de poço submarina, sobre o fundo do mar.

•

Flowline gathering manifold: Manifold submarino que recebe linhas oriundas de árvores-de-natal molhadas e as distribui para risers de produção conectados às plataformas.

•

Manifold / template (Manifold): Estrutura metálica apoiada no fundo do mar e que acomoda válvulas e acessórios que permitem que este esteja conectado à árvore- denatal molhada, outros sistemas de produção, de tubulações e risers.

•

Corrente de ancoragem conectada à plataforma de produção em um extremo e ao sistema de ancoragem no fundo do mar em seu outro extremo.

•

Pipeline trenching and burial: Sistema para escavação do solo marinho e lançamento de tubulação no fundo do mar.

•

Proteção de cabeça de poço (Wellhead Proctection): Estrutura metálica para proteção física da cabeça de poço e de sistemas solidários.

•

Riser de injeção de gás (Gas-Injection Riser): Conjunto de tubos flexíveis que conectam a unidade de produção e a árvore-de-natal molhada e/ou manifold de produção, permitindo a injeção de gás no poço.

•

Riser de produção (Production Riser): Conjunto de tubos flexíveis que conectam a árvore-de-natal molhada e/ou manifold de produção à superfície, na unidade de produção, permitindo o fluxo de petróleo e do gás produzido.

•

Tubo flexível submarino.

•

Umbilical de controle (Control Umbilicals): Umbilicais para controle eletrônico ou hidráulico de sistemas no fundo do mar, tais como válvulas, bombas e compressores. Estes sistemas poderão pertencer ou estar associados a árvores-de-natal submarina e/ou manifold submarino.

•

Well servicing: Sistema de manutenção de poço.

•

Esses equipamentos possibilitam o escoamento do petróleo bruto, desde sua origem (formações geológicas) até as instalações marítimas de produção (plataformas e ou navios). A produção bruta que chega nessas instalações é uma mistura basicamente composta por água, óleo e gás, como dito anteriormente. Após ser submetido aos processos anteriormente descritos, o óleo é bombeado para outra instalação marítima denominada de FSO (Floating and Storage Oil) por meio de tubulações (oleodutos) (PETROBRAS, 2011 e Maia, 2007).

O FSO é uma instalação estacionária e a cada cerca de três dias realiza uma operação de transferência do óleo armazenado para outra instalação denominada de navio aliviador. Esse navio tem o papel de levar o óleo produzido aos terminais petrolíferos situados no continente (Maia, 2007 e PETROBRAS, 2011). No caso de produção de gás natural, este passa pelos processos também descritos anteriormente e a produção é transferida para as Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) no continente. O consumo interno ou próprio de gás natural de uma instalação marítima de produção de petróleo e gás pode chegar a 14% da vazão volumétrica do gás produzido, como mencionado anteriormente (Maia, 2007). Considerando-se os projetos de plataformas previstos pela PETROBRAS na Figura 9, uma instalação marítima deverá produzir, em média, 130.000 barris de petróleo por dia, ainda que se prevejam FPSO de muito maior capacidade a operar no médio para o longo prazo no pré-sal brasileiro.7

Conforme a estimativa da IEA (2013) a capacidade seria de 150 kbpd. Existem ainda estimativas entre 200-300 kbpd.

Figura 9: Projetos de plataformas da PETROBRAS previstos para os próximos anos. Fonte: Petrobras, 2011.

Considerando-se também a produção de petróleo estimada para o pré-sal e que as instalações marítimas novas serão do tipo FPSO devido à exploração em águas ultraprofundas, estimativas do número de plataformas necessárias para atender o aumento de produção previsto são apresentadas no Tabela 1. Tabela 1: Estimativas de novas plataformas para o Pré-sal Ano

Número de Novas Plataformas

2015

2020

2025

2030

Nota: as plataformas de capacidade de 130 kbpd produzirão em média 100.000 bpd. Fonte: Elaboração própria

Ă&#x2030; importante destacar que o nĂşmero de plataformas apresentado ĂŠ referente ao acrĂŠscimo na produĂ§ĂŁo a partir do total previsto. Ou seja, para atender a produĂ§ĂŁo total em 2030, serĂŁo necessĂĄrias, no mĂnimo, cerca de 30 novas plataformas. Interessantemente, considerando-se que existem atualmente cerca de 160 FPSOs8 em operaĂ§ĂŁo no mundo (34 no Brasil), nota-se que, para expandir a produĂ§ĂŁo na prĂłxima dĂŠcada o paĂs precisarĂĄ de pelo menos mais 30 FPSOs. O paĂs serĂĄ o grande mercado demandante de serviĂ§os para-petrolĂferos offshore. Em termos de custos mĂŠdios de produĂ§ĂŁo no prĂŠ-sal, a IEA (2013) estima que o investimento de capital necessĂĄrio para implantar 1 barril de petrĂłleo de capacidade de produĂ§ĂŁo nos campos do prĂŠ-sal, por dia, estĂĄ entre 45000 e 55000 dĂłlares, em valores reais de 2012. AlĂŠm disso, o custo operacional por barril ĂŠ estimado entre 15 e 20 US$/bbl (IEA, 2013). Assim, o custo de investimento mĂŠdio por barril por dia de capacidade (C) ĂŠ igual:

( )

EquaĂ§ĂŁo 13

Onde VP ĂŠ o valor presente do investimento de capital em 1 b/d capacidade; r ĂŠ a taxa de desconto do investimento, em percentual ao ano; t o tempo de vida Ăştil do campo, em anos. O custo de investimento deve levar em conta que a capacidade instalada de produĂ§ĂŁo de um campo corresponde a sua produĂ§ĂŁo de pico, e nĂŁo Ă capacidade mĂŠdia ao longo de sua vida. Foi considerado aqui que a capacidade mĂŠdia de produĂ§ĂŁo do campo ao longo de sua vida Ăştil representa, aproximadamente, 40% do pico (LUCCHESI, 2011)- ver Figura 10. O custo de investimento por barril produzido (Cinv) serĂĄ dado por (OHARA, 2014):

C = ,

EquaĂ§ĂŁo 14

A PETROBRAS utiliza plataformas fixas para campos localizados em lĂ˘minas dâ&#x20AC;&#x2122;ĂĄgua de atĂŠ 300 m (PETROBRAS, 2011). AlĂŠm das plataformas fixas, utiliza plataformas flutuantes especĂficas para a exploraĂ§ĂŁo em ĂĄguas profundas (300 a 1500 m) e em ĂĄguas ultraprofundas (acima de 1500 m de lĂ˘mina dâ&#x20AC;&#x2122;ĂĄgua) (BNDES, 2008), como as plataformas semisubmersĂveis e FPSOs. As plataformas semisubmersĂveis sĂŁo compostas de uma estrutura de conveses, apoiada por colunas em flutuadores submersos. JĂĄ as FPSOs (floating, production, storage and offloading â&#x20AC;&#x201C; plataforma flutuante de produĂ§ĂŁo, armazenamento e escoamento), sĂŁo navios com capacidade para processar e armazenar o Ăłleo, e prover a transferĂŞncia do Ăłleo e/ou gĂĄs natural para outras unidades (BNDES, 2008).

O custo de produĂ§ĂŁo total do petrĂłleo brasileiro do prĂŠ-sal (Cprod) serĂĄ, entĂŁo, dado por: C = C + C

EquaĂ§ĂŁo 15

Figura 10: Curva de produĂ§ĂŁo padrĂŁo Fonte: Lucchesi (2011)

AlĂŠm disso, nos contratos de partilha, modelo fiscal aplicado Ă maior parte dos campos futuros do prĂŠ-sal brasileiro9, uma parcela do petrĂłleo extraĂdo ĂŠ de propriedade do governo (Luchesi, 2011). O petrĂłleo produzido no campo ĂŠ divido em duas partes: o Ăłleo-custo (cost oil) e o Ăłleo-lucro (profit oil). A parcela referente ao Ăłleo-custo ĂŠ destinada integralmente ao investidor, para pagar os custos relacionados Ă produĂ§ĂŁo, enquanto o restante da produĂ§ĂŁo, chamada Ăłleo-lucro, ĂŠ dividido entre o governo e os investidores (OHARA, 2014). Portanto, o Ăłleo do governo deve ser descontado do total da produĂ§ĂŁo do campo, jĂĄ que nĂŁo pode ser vendido pelos produtores e nĂŁo farĂĄ parte do retorno ao seu investimento. Adotando-se para a parcela de petrĂłleo do governo o valor de 41,65% do Ăłleo-lucro e 30 anos como tempo de produĂ§ĂŁo do campo, ambas utilizando como referĂŞncia o campo de Libra (EPE, 2013), tem-se que o preĂ§o de indiferenĂ§a, ou preĂ§o de breakeven do petrĂłleo do prĂŠ-sal, por sua vez, ĂŠ calculado por (OHARA, 2014). P"#$%&$ $ = C +

â&#x2C6;&#x2122; ( )* ( +)

EquaĂ§ĂŁo 16

Onde x ĂŠ a participaĂ§ĂŁo do governo sobre o Ăłleo-lucro.

Salvo aqueles licitados antes da mudanĂ§a do marco regulatĂłrio e aqueles sob regime de cessĂŁo onerosa (LUCCHESI, 2011).

Assim, o preço de indiferença (breakeven) do petróleo do pré-sal, dependerá, ainda, do retorno esperado pelos investidores no empreendimento. Ohara (2014) realiza esta estimativa, indicando, para a taxa média de 10% a.a., o preço de breakeven do pré-sal entre 55,9 e 70,2 US$/bbl (Figura 11).

Figura 11: Variação do preço de breakeven com a taxa interna de retorno Fonte: Ohara (2014)

2.4- Cenários de produção de gás natural associado no Brasil Os cenários preliminares de produção de gás natural convencional do Brasil foram feitos a partir das estimativas de gás natural associado e não associado a petróleo, ambas calculadas segundo metodologias distintas. As projeções de gás natural associado foram realizadas até 2050 a partir dos dados obtidos do exercício de simulação de curvas multi-hubbert de produção de petróleo, conforme metodologia exposta no item 2.2 deste relatório. Tais estimativas foram obtidas através de uma razão gás-óleo (RGO) estimada através de dados de ANP (2012) e Gás Energy (2009). Nesse contexto, os dados obtidos nas referências da ANP foram: produção nacional de petróleo no ano de 2011 e produção de gás natural associado no ano de 2011. No entanto, esses números indicam a RGO bruta, que desconsidera as perdas na produção de gás natural

que são relevantes para a estimativa da disponibilidade líquida deste combustível para o mercado consumidor – em verdade, para as unidades de processamento de gás natural, de onde se extrairão os líquidos de gás natural e o chamado gás “seco”. Assim, as perdas na produção de gás natural devido à reinjeção e autoconsumo do combustível na plataforma foram consideradas. A proporção reinjetada no poço para recuperação avançada foi estimada em 7% a partir de dados da Gas Energy (2009) relativos ao período de julho de 2009 e a proporção auto-consumida na plataforma para atender sua própria demanda energética foi baseada nas estimativas de Maia (2007). Os números utilizados para a estimativa de RGO líquida utilizada encontram-se na Tabela 2 a seguir:

Tabela 2: Dados utilizados para a estimativa de razão óleo-gás líquida do pós-sal brasileiro Estimativas para Razão Óleo-Gás Produção de Petróleo (1.000 bbl) Produção de GN Associado (MMm3) RGO bruta (mil m3/bbl)

768,471 17,650 0.023

Perdas por Reinjeção

Auto-consumo Plataforma

14%

RGO líquida (mil m3/bbl) 0.018 Fonte: Elaboração própria a partir de ANP (2012), GAS ENERGY (2009), Maia (2007).

Note-se aqui que, para a estimativa da RGO líquida: 1. Adotou-se um valor conservador para a fração de gás reinjetada, na medida em que esta fração tem oscilado entre 7 e 17%, segundo ANP (2012). 2. Não se consideram as perdas de gás por queima (chamado flare), na medida em que se assumem estas perdas como passíveis de serem reduzidas, ou mesmo praticamente eliminadas (salvo a queima de segurança em flare) – em contraposição às perdas por autoconsumo energético na plataforma e por reinjeção para recuperação de petróleo, que derivam seja das necessidades energéticas das plataformas seja do maior valor relativo do óleo relativamente ao gás. Dessa forma, a partir das curvas P50 e P90 de produção de petróleo do pós-sal, das curvas b50 e b30 de produção de petróleo da camada pré-sal e das RGOs bruta e líquida obtidas, as estimativas de produção nacional de gás associado ficam em torno de 110 x106 m3/dia no cenário mais conservador e 160 x106 m3/dia no cenário menos conservador (Figura 12),

enquanto a oferta líquida nacional de gás natural associado chegam a 87 x106 m3/dia em 2030 no cenário mais conservador e quase 127 x106 m3/dia em 2035 no cenário menos conservador e, neste caso, mais provável (associado à estimativa de recursos conforme o cenário 2P) - ver a Figura 13. 180,00 160,00 140,00 MMm3/d

120,00

b30

100,00

b50

80,00

p95

60,00

p50

40,00 20,00 0,00 2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Figura 12: Estimativas de produção bruta de gás natural associado Fonte: Elaboração própria

140 120

MMm3/d

100 b30 80

b50

p95

p50

20 0 2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Figura 13: Estimativas de oferta líquida disponível de gás natural associado Nota: vide na seção 2.2 os detalhes dos cenários da análise multi-Hubbert. Fonte: Elaboração própria

As estimativas de gás natural não associado (livre) foram obtidas a partir da produção de gás natural não associado em 2011, disponível em ANP (2012), e dos dados de projeção da produção dos poços de gás natural de Mexilhão, Camarupim, Manati, Canapú, Merluza, PeroáCangoa e Pescada. Dados de outros poços de gás natural não associado foram desprezados por serem consideradas de produção relativa muito pequena. Para a estimativa de oferta líquida, assumiu-se um percentual de perdas de 5% devido ao auto-consumo na plataforma, que tende a ser menor do que em plataformas de petróleo10. A partir da normalização dos dados de Wood Mackenzie a partir de ANP (2012), a produção de gás natural não associado no Brasil chega ao pico de 26 x106 m3/dia em 2015, conforme mostra a Figura 14 a seguir:

30,0 25,0

MMm3/d

20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 2010

2015

2020

2025 Produção

2030

2035

2040

2045

2050

Oferta

Figura 14: Projeção de produção e oferta líquida de gás natural não associado 2010-2050 Fonte: Elaboração Própria.

Dessa forma, a produção total de gás natural convencional no Brasil para o período 2010-2050 pode vir a acumular 724 x106 m3/d no período 2010-2050 em uma estimativa mais conservadora e 1125 x106 m3/dia em uma estimativa mais otimista conforme mostra a Figura 15 a seguir: .

Em plataformas de petróleo há maiores gastos energéticos com separação bifásica e bombeamentos multifásicos.

200,00

Gás Natural Nacional

MMm3/d

150,00

100,00

50,00

0,00 2010

2015

Prod P50

2020

2025

Prod P95

2030

2035

Oferta P50

2040

2045

2050

Oferta P95

Figura 15: Estimativa de oferta líquida disponível nacional de gás natural convencional 20102050 Fonte: Elaboração Própria.

Nesse caso, ao contrário do que ocorre com a estimativa de produção de gás não convencional, para a qual cenários mais conservadores são mais razoáveis, julga-se adequado adotar como mais provável a previsão mais otimista, associada aos recursos 2P.

3- Potencial de aproveitamento do gás natural não convencional na matriz energética brasileira

3.1- Estimativas atuais para recursos de gás natural não convencional no Brasil

3.1.1– Métodos de estimativa de recursos gasíferos não convencionais As estimativas de recursos de gás não convencional no mundo são bastante incertas (MCGLADE et al., 2013). As razões para essas incertezas recaem sobre as metodologias adotadas, que influenciam significativamente os resultados obtidos. MCGLADE et al. (2013)11 identificaram que a maior parte dos estudos adota três tipos de abordagens: utilização de dados da literatura existente, que pode ocorrer com ou sem adaptações; análise do tipo bottom up de parâmetros geológicos; e extrapolação de experiências anteriores de produção por meio da curva de análise de declínio (Decline Curve Analysis, DCA). A análise de recursos e reservas potenciais no Brasil requer, de todo modo, uma abordagem capaz de elaborar um cenário crível conforme as possibilidades de obtenção de informações. Inicialmente, serão feitas considerações a respeito das três metodologias identificadas. Posteriormente, será verificada qual dentre essas metodologias melhor se adequa a este estudo e, por fim, será feita uma análise do caso brasileiro com base nas últimas rodadas de licitação.

A metodologia adotada neste trabalho é fortemente baseada no artigo “Methods of estimating shale gas resources - Comparison, evaluation and implications”, de autoria de Christophe McGlade, Jamie Speirs e Steve Sorrell, publicado no número 59 do ano de 2013 do periódico Energy (pp 116-125), publicado pela Elsevier.

a) Utilização de dados da literatura existente (com ou sem adaptações) Vários estudos se utilizam de estimativas de recursos feitas por outros estudos e agrupam ou adaptam esses dados para determinar suas próprias estimativas. Alguns estudos, por exemplo, MIT (2011), Mohr e Evans (2010, 2011), analisam um grupo de estimativas e usam a variação entre os dados de referência para identificar um intervalo de incerteza para valores regionais ou nacionais. Outras abordagens adotam revisões bibliográficas e incrementam os dados originais com dados próprios de pesquisa primária adicional. Um cuidado adicional a ser tomado nessas abordagens consiste em explicitar todos os parâmetros acrescentados à metodologia original, de modo a permitir a transparência do método e facilitar a análise dos resultados das estimativas realizadas. Uma das possibilidades dessa abordagem é a obtenção de dados dos produtores de gás natural em operação como referência para estabelecer um limite superior nas estimativas de recursos para novas reserva de gás não convencional. Como há poucos produtores de gás não convencional no mundo, essa metodologia é mais utilizada nos Estados Unidos. Para informações e estimativas de recursos para regiões fora dos Estados Unidos, o Advanced Resources International (ARI, 2011) é uma fonte bastante utilizada. Outra metodologia possível é a utilizar avaliações científicas das propriedades dos folhelhos para desenvolver dados de recursos tecnicamente recuperáveis.

b) Análise bottom up dos parâmetros geológicos Esta abordagem é mais adequada para fornecer estimativas de recursos para regiões pouco desenvolvidas. EIA/ARI (2013) emprega essa abordagem para estimar os volumes de gás que existem em plays12 de folhelhos poucos conhecidos em regiões do mundo, onde o histórico de dados de perfuração ou exploração seja pequeno ou inexistente. O método depende de avaliações geológicas da extensão e características do tipo de folhelho para estimar o volume de gás existente in place (original gas in place, OGIP). Sobre o valor obtido a partir dessa avaliação aplica-se uma porcentagem que considera o fator de recuperação, de modo a

Um play exploratório é uma parte da bacia sedimentar considerada relativamente homogênea em termos dos controles geológicos para a formação de acumulações de petróleo e gás natural. (EPE, 2012). MCGlade et al (2013) usam a definição de que play é “um conjunto de acumulações postuladas ou conhecidas com propriedades geológicas, geográficas e temporais similares, tais como rocha matriz, caminho de migração, temporariedade, mecanismo de trapa e tipo de hidrocarboneto.

produzir uma estimativa do dos recursos tecnicamente recuperáveis (technical recoverable resources, TTR). Um grande número de parâmetros deve ser estimado ou calculado quando é utilizado esse tipo de método para determinar volumes recuperáveis de gás. Entre esses parâmetros destacam-se a área ou o volume do folhelho, o conteúdo orgânico total (que é medido como uma porcentagem da massa total), os minerais (argila/quartzo etc) contidos no folhelho e a pressão de gás. Alguns desses parâmetros são usados em mais de uma fase do processo. Adicionalmente, existem ainda alguns parâmetros cuja estimativa é necessariamente subjetiva, ainda que seja elaborada por meio de uso de conhecimento técnico e geológico. Por exemplo, ARI (2013) apresenta dois parâmetros chamados “fatores de sucesso”, que reduzem a estimativa original de OGIP de modo a reduzir o risco de superestimar o valor obtido de recursos in place.13 Outro parâmetro essencial é o fator de recuperação, que reflete a proporção estimada de OGIP que é considerada tecnicamente recuperáveil considerando um determinado fator de erro (risked estimate). O fator de recuperação é comumente estabelecido em função da mineralogia do folhelho, nas propriedades do reservatório14 e na complexidade geológica (EIA/ARI, 2013). Os valores escolhidos normalmente para o fator de recuperação estão entre 20 e 30%, embora fatores fora dessa faixa possam ser ocasionalmente empregados (mínimo 15% e o máximo 35%). À guisa comparação, os fatores de recuperação de gás convencional podem chegar a 80% (MIT, 2011).

c) Extrapolação de experiência de produção Esta abordagem é mais apropriada para produzir estimativas de recursos para regiões desenvolvidas, onde a produção é relativamente avançada. Ela consiste em extrapolar os resultados obtidos da experiência de produção em uma determinada região para outras áreas ainda não desenvolvidas do mesmo folhelho ou de outro play com folhelho similar. Há dois métodos gerais utilizados. 13

Esses fatores são o fator de probabilidade de sucesso do play, que representa a probabilidade de que o play seja desenvolvido (i.e., de que vazões suficientemente altas sejam atingidas) e o fator de sucesso da área prospectada, que representa o nível de conhecimento geológico do play, e a probabilidade de que não haverá nenhuma complicação geológica ou problemas na área prospectada que viriam a reduzir os volumes de gás presente.

As propriedades de reservatório são os fatores tais como porosidade das rochas, permeabilidade relativa e a proporção com que esses poros estão preenchidos com gás em vez de com água (saturação de gás).

O primeiro, comumente aplicado quando se trata do mesmo play, é estimar o OGIP ou o TRR, por meio da multiplicação da área (ou da massa) estimada para o play de folhelho por um determinado rendimento estimado por unidade de área (ou massa). O rendimento por unidade de área é comumente chamado de produtividade e é medido em milhões de metros cúbicos por quilômetro quadrado (mcm/km2). Para plays de folhelhos pouco desenvolvidos, os valores para esses cálculos normalmente são baseados no histórico da experiência de produção ou em estimativas de regiões geologicamente semelhantes (análogos), onde mais informações estão disponíveis. Apesar de essa metodologia ser relativamente aproximada, essas estimativas formaram a base de quase todas as estimativas dos recursos de gás de folhelho fora da América do Norte até 2009 (MCGLADE et al., 2013). O segundo método é mais complexo e mais preciso. Por meio dessa metodologia, a área investigada é dividida em setores produtivos hierarquizados de acordo com a sua produtividade, e estimativas mais precisas dos rendimentos do gás por unidade de área para cada setor são determinadas de acordo com um número maior de parâmetros. Dois dos parâmetros mais importantes para essa análise são o recurso último recuperável por poço (Estimated Ultimate Recovey, EUR)15 e o espaçamento médio de poços (número de poços por unidade de área). A produção dos poços de gás não convencional costuma declinar muito rapidamente após a partida e as estimativas do EUR/poço podem ser obtidas de curvas de ajuste estatístico da produção histórica de um poço ou de grupo de poços extrapolada para perspectiva futura de produção. No entanto, essa abordagem é aplicável apenas em regiões onde a produção é relativamente bem estabelecida, uma vez que requer uma quantidade significativa de dados sobre a produção histórica de vários poços.

3.1.2– Incertezas Metodológicas As estimativas dos recursos gasíferos não convencionais no mundo variam consideravelmente – ver Figura 16.

O padrão da indústria para discutir a recuperação final de um poço individual é a EUR, que é normalmente referida como EUR/poço. A EUR é essencialmente idêntica ao termo URR, embora o termo URR, antes aplicado neste documento, seja normalmente preferido quando se referem a áreas ou regiões.

Figura 16: Variação de Estimativas de recursos globais de gás de folhelho definidas de acordo com as fontes de informação Fonte: McGlade et al (2012)

Primeiramente, destacam-se as incertezas comuns a todas as metodologias de estimativa de recursos gasíferos não convencionais. De fato, existe uma crescente evidência de que os plays de folhelho são altamente heterogêneos, o que resulta em que algumas áreas sejam mais produtivas do que outras. Uma frequente distinção entre áreas denomina as mais produtivas de 'sweet spots' ("pontos doces" ou veios concentrados16) e as áreas menos produtivas de 'non-sweet spots' (pontos insossos ou veios dispersos). Os veios concentrados apresentam vazões de produção e recuperação final de poços individuais consideravelmtne mais elevadas. Há também uma variação significativa na produtividade dos poços dentro do veio concentrado (sweet spot), embora esta distinção dependa em parte de como os veios concentrados são definidos. As comparações entre pontos concentrados entre si e também entre veios concentrados e demais áreas permanecem incertas no que se refere à frequência, à extensão e ao grau de variação, mesmo em folhelhos relativamente bem desenvolvidos. Consequentemente, as estimativas de recursos são sensíveis à maneira com que a região é desagregada em áreas mais e menos produtivas ou mesmo se a região é desagregada ou não. Há estudos que não fazem distinção entre áreas e não mencionam a existência de veios concentrados. Outros (por 16

O termo sweet spot é uma metáfora adaptada de esportes com taco ou raquete: é o ponto central do taco ou da raquete onde mais provavelmente a bola bate em uma rebatida. No restante do texto serão usadas as expressões veios concentrados e veios dispersos.

exemplo, EIA/ARI, 2013) reduzem a área total de um play de folhelho para uma área prospectiva, mas não diferenciam posteriormente a presença de veios concentrados. Até o momento, a produção de gás de folhelho na América do Norte concentrou-se predominantemente nas áreas mais produtivas dentro de cada play. Portanto, presumir que as taxas de produção futuras seriam comparáveis àquelas desenvolvidas anteriormente para o restante do play provavelmente poderia induzir a uma relevante superestimativa da TRR. A delimitação inadequada dos plays de folhelho pode trazer um grande efeito sobre o tamanho estimado do recurso, dada a grande extensão de área dos plays de folhelhos existentes. Para reduzir esse risco, o United States Geological Survey - USGS classifica os plays de folhelho incialmente a partir da divisão em um número de pequenas unidades de avaliação e emprega uma abordagem probabilística para fornecer uma gama de estimativas para a razão entre a área de veios concentrados e a área de veios dispersos em cada unidade de avaliação. Essa incerteza deve-se reduzir conforme aumenta a experiência de produção, e a natureza e o grau de variação entre regiões diferentes torna-se mais clara. Isso evidencia, no entanto, a importância crítica da delimitação de plays de folhelhos para a realização de avaliações de recurso. Um problema relacionado à avaliação de recursos é a validade das premissas estimadas para EUR/poço, espaçamento de poços e/ou para parâmetros geológicos em áreas fora daquelas em que produção está ocorrendo. Apesar de estimativas para estas áreas serem necessárias para estimar o potencial completo de recursos de um play de folhelho, o nível de confiança nessas estimativas é significativamente menor em áreas menos conhecidas do que para as áreas desenvolvidas. Apesar das preocupações sobre a validade das estimativas utilizadas, análises de sensibilidade são menos utilizadas do que estimativas. A dificuldade em lidar com incertezas pode ser considerada a principal fragilidade das atuais estimativas de recursos existentes. O uso de distribuições estatísticas pode ser simples e eficaz: o USGS, por exemplo, atribui uma faixa para todas as variáveis relevantes estudadas, assume uma distribuição de probabilidade triangular (ou similar) ao longo de cada faixa e as combina usando uma técnica de amostragem aleatória simples. Uma última questão é o potencial de alterações futuras nas tecnologias que possam aumentar as estimativas de recursos. A maior parte dos estudos estima a TRR, o que explicitamente exclui a adoção das tecnologias futuras, embora a medida da URR leve-as em consideração, o que torna essa medida mais útil que a anterior. Fontes que forneçam estimativas da URR deveriam, em princípio, permitir a inclusão de novas tecnologias.

Por exemplo, Medlock (apud MACGLADE, C.E (2012)) usa uma abordagem econométrica para estimar os custos de produção de gás de folhelho para bacias no mundo. Ele obtém que, dos 170 Tcm tecnicamente recuperáveis globalmente, cerca de dois terços devem ser economicamente viáveis a custos inferiores a US$ 0,35/m3 (US$10/milhão BTU). Esse resultado sugere que melhorias tecnológicas poderiam desempenhar um papel importante no aumento dos volumes que podem ser considerados economicamente recuperáveis.

a) Incertezas na utilização de dados da literatura existente Estudos baseados em revisão bibliográfica baseiam-se em uma diversidade de fontes e, portanto, em uma variedade de métodos de estimativa de recursos, o que retira parte da incerteza que recai sobre a escolha do método. Esses estudos também tendem a estimar quantitativamente a incerteza na estimativa final dos recursos. Contudo, a maior parte dos estudos baseados na literatura técnica disponível tende a usar avaliações subjetivas na escolha das referências utilizadas e no peso que é atribuído a cada referência. Nesse sentido, faltam explicações suficientemente claras a respeito das razões que os levaram a privilegiar determinadas fontes em detrimento de outras, ou sobre como a referência citada foi usada. Os estudos de MIT (2011) citam o ICF, USGS e o NPC como as fontes utilizadas para as suas estimativas de gás não convencional. O valor médio escolhido pelo MIT para o gás de folhelho nos EUA corresponde aos valores usados pelo ICF. No entanto, não está clara a relação das estimativas do MIT para os volumes de gás de folhelho com P10 e P90 com os estudos referenciados do USGS e NPC.

b) Incertezas na análise bottom up dos parâmetros geológicos A abordagem geológica emprega equações para estimar os volumes de gás in place adsorvido17. No entanto, existem vários problemas relacionados a essa metodologia. O primeiro, e talvez mais importante, é a subjetividade inerente à escolha do fator de recuperação a ser aplicado ao gás in place . Foi por essa razão que o USGS escolheu não usar esta abordagem afirmando que "a estimativa de um fator global de recuperação às vezes deve ser bastante qualitativa"'. EIA/ARI (2013) tentou remover parte da subjetividade em suas

O termo gás adsorvido se refere a moléculas de gás que se aderem de alguma forma ao meio em que estão contidas.

estimativas de fatores de recuperação, que ficavam entre 20% e 30% na maioria das circunstâncias, por meio da vinculação com a mineralogia das rochas fontes. No entanto, fatores de recuperação de 15 e 40% têm sido utilizados, enquanto Strickland et al. apud Macglade (2013) relatam que, em alguns casos, os fatores de recuperação podem ser em torno de 1 a 2%. Adicionalmente, fatores subjetivos que convertem o OGIP "total" para um OGIP "estimado" podem ter efeitos siginificativos sobre os volumes estimados de gás recuperáveis. A probabilidade de sucesso do play estimado por EIA/ARI (2013) variou de 30% a 100%, enquanto o fator de sucesso da área em prospecção variou de 20% a 75%. Quando os volumes de OGIP são grandes, o produto desses três fatores incertos corresponde a uma faixa significativa de incerteza a respeito do recurso tecnicamente recuperável (supondo que o gás in place pode ser estabelecido com maior confiança). Não obstante exista a aceitação genérica de que a estimativa de fatores de recuperação é um desafio, pouco progresso parece ter sido feito no estabelecimento de tais fatores para o folhelho, mesmo quando a geologia é bem compreendida. Um problema adicional se relaciona com a estimativa das variáveis geológicas necessárias para este método. É importante lembrar que os dados somente podem estar disponíveis para um subconjunto dessas variáveis: particularmente, para plays de folhelho inexplorados, essas estimativas devem necessariamente ter grande margens de confiança. Hubbert (1982) observou que para estimativas de recursos de petróleo convencional: "é fácil mostrar que nenhuma informação geológica existe a não ser a que é fornecida pela perfuração... que tem um intervalo de incerteza que é menor por várias ordens de grandeza". Mesmo quando a perfuração exploratória ocorre, o intervalo de incerteza ainda pode ser amplo. Por exemplo, muitas vezes é difícil estimar a saturação de gás,18 que é um parâmetro chave na estimativa do gás in place do registro de dados do poço. Isso é particularmente problemático, uma vez que a maioria das fontes não avalia e indica explicitamente os valores das incertezas consideradas ou nos cenários finais produzidos de recursos. Em princípio, a perfuração extensa é o único meio confiável de avaliar a extensão e os volumes de gás de folhelho existentes, o que pode ser comprovado pelo grande número de poços que foram perfurados fora das áreas de veios concentrados nos Estados Unidos. Isso mostra que a produtividade dessas áreas pode variar enormemente e que, apesar de exibir alguma correlação com parâmetros tais como a espessura de folhelho, aquela característica não é muito conhecida até que a perfuração esteja bem encaminhada. 18

A saturação do gás é a fração porosa do folhelho que é preenchida com gás em vez de água.

c) Incertezas na extrapolação de experiência da produção Essa abordagem evita alguns dos problemas relacionados anteriormente, mas introduz outros, um dos quais pode ser considerado controverso. Considerando a ampla variação na produtividade de plays de folhelho, um dos principais problemas que surgem com a abordagem baseada na utilização de um análogo simples é a escolha apropriada do análogo. Por essa razão, estudos que são baseados na simples extrapolação por analogia são entendidos como estimativas preliminares do recurso potencial. Por exemplo, no presente estudo para o caso Brasileiro foi adotada a experiência de um poço produtor de folhelho de Barnett, nos Estados Unidos, como pode ser visto na seção 3.3. (este é o análogo adotado) Contudo, optou-se por selecionar um poço com produtividade relativamente baixa dentro de Barnett, de modo a obter resultados mais conservadores para a estimativa brasileira. Adicionalmente, este estudo incluiu condições de contorno limitadoras, como a capacidade de utilização de água para o fraturamento hidráulico. Assim, como será visto, este estudo realiza uma estimativa preliminar e adotou critérios conservadores nesta estimativa. Estudos que utilizam abordagens mais detalhadas de extrapolação deveriam fornecer estimativas de recursos mais confiáveis. No entanto, uma questão central é a metodologia apropriada para estimar a EUR de poços individuais. A produção de poços de gás de folhelho diminui continua e rapidamente dentro de um mês ou dois de produção inicial, com a taxa de produção frequentemente declinando 50% no prazo de um ano. As taxas mais elevadas de declínio de produção levam a uma vida de produção mais curta e a uma recuperação final menor. Contudo, com apenas 2 e 3 anos de experiência de produção, é difícil saber se a produção continuará a declinar no mesmo ritmo, ou se a taxa de declínio irá desacelerar no futuro. Existem diversas opções disponíveis para a 'forma' e para a taxa de declínio da produção futura e estas escolhas diferentes podem levar a estimativas significativamente diferentes do EUR/poço. Analistas como Berman (2010) sugeriram que as taxas futuras de declínio têm sido subestimadas nos EUA e que, por essa razão, tanto a longevidade dos poços e quanto a razão EUR/poço estão superestimadas. No entanto, outros analistas contestam esta interpretação e defendem que as estimativas são realistas com evidência no impressionante histórico recente da produção de gás de folhelho.

O declínio da produção é comumente modelado por uma curva de declínio exponencial negativa, que apresenta uma taxa de declínio constante, ou uma curva de declínio hiperbólica que tem uma taxa de declínio que se reduz ao longo do tempo (Figura 17). Os parâmetros para estas curvas são geralmente derivados por ajuste estatístico de dados históricos de produção, com o parâmetro chave sendo denominado como a constante b. Valores maiores de b implicam taxas mais lentas de declínio de produção e maior recuperação final (Figura 18). Dados sobre as taxas de declínio de gás de folhelho são escassos. Dada a sensibilidade aos parâmetros econômicos, constantes b entre 1,4 e 1,6 têm sido utilizados por empresas de gás de folhelho em atividade nos EUA.

Figura 17: Comparativo entre as taxas de declínio exponencial e hiperbólica para um mesmo ponto inicial Fonte: Mc Glade (2013)

De fato, há algum embasamento na literatura atual para constantes b nesta faixa: dados de 8700 poços horizontais Barnett Shale foram mais bem ajustados em curvas de declínio hiperbólicas com valores de b variando de 1,3 a 1,6 e uma média de 1,5. Adicionalmente, a análise de 1957 poços horizontais em plays de folhelho de Barnett, Fayetteville, Woodford, Haynesville e Eagle Ford sugere que, embora nem sempre sejam sustentáveis valores da constante b acima de 1,4, valores superiores a unidade são realistas em plays de gás de folhelho.

Figura 18: Variação do declínio hiperbólico com o valor de b Fonte: Mc Glade (2013)

Uma visão diferente é fornecida por Berman apud Mc Glade (2013), que discute uma análise de a companhia Chesapeake Energy realizada em um grupo de 44 poços com experiência de mais de 12 meses de produção experiência no folhelho de Haynesville. A Chesapeake ajustou uma curva hiperbólica para esses dados com uma constante b de 1,1. No entanto, Berman argumenta que esta estimativa é otimista e mostra que curvas com uma faixa diferente de constantes b ajustam os dados comparativamente bem. Berman sugere que uma constante b de 0,5 poderia refletir mais precisamente a incerteza para os investidores. Essa diferença afeta significativamente o EUR/poço: uma constante b de 1,1 resulta em uma estimativa de 185 mcm/poço, enquanto um valor de 0,5 resulta em apenas 85 mcm/poço.

3.1.3– Recursos e reservas no Brasil No Brasil existem 38 bacias sedimentares. Dessas, 29 apresentam interesse para exploração de óleo e gás (ANP, 2013b) e cobrem uma área de 7,5 milhões de km2. Desses, 2,5 milhões de km2 estão localizados offshore. A Figura 19 (EPE, 2012) mostra o nível de conhecimento atual das bacias sedimentares brasileiras. O mapa representa tanto a incerteza sobre o comportamento regional de fatores geológicos nas bacias efetivas, quanto sobre a disponibilidade de dados geológicos e geofísicos das bacias sedimentares. Segundo ANP (2013e), menos de 5% de toda a área de bacias sedimentares brasileiras está em concessão. Esse baixo conhecimento das bacias sedimentares brasileiras indica que existem

possibilidades significativas de exploração de recursos petrolíferos. No que diz respeito ao gás não convencional o desconhecimento é ainda maior, o que indica que existe a necessidade de aprofundar o conhecimento sobre as novas bacias sedimentares, a fim de estimar com maior certeza o potencial de recursos no país, particularmente os recursos não convencionais.

Figura 19: Mapa da Importância Petrolífera de Área (IPA) de acordo com a necessidade de conhecimento da área. As áreas em verde são as mais conhecidas (1), enquanto as em vermelho são as menos conhecidas (9). Fonte: EPE (2012)

A Figura 20 mostra a Importância Petrolífera de Área (IPA) geral de acordo com a importância econômica no atual estágio de conhecimento das bacias sedimentares brasileiras. Esse índice permite verificar a relativamente baixa importância de áreas em terra, majoritariamente

decorrente do baixo conhecimento. Assim, com o avanço do conhecimento das áreas a importância de reservas de bacias, como a do Paraná, pode aumentar.

Figura 20: Mapa da Importância Petrolífera de Área (IPA) geral de acordo com a importância econômica no atual estágio de conhecimento das bacias sedimentares brasileiras Fonte: EPE (2012)

A ANP estima as reservas totais de gás natural do Brasil em 918,6 bilhões de m3, dos quais cerca de 459,2 bilhões de m3 são reservas provadas (ANP, 2013a). A maior parte das reservas provadas encontra-se offshore (84,2 %), sendo o Rio de Janeiro o principal detentor de reservas (246,4 bilhões de m3). No que se referem a gás não convencional, os dados são controversos. O potencial de shale gas das bacias sedimentares do Paraná, Solimões e Amazonas foi estimado pelo método da

analogia por (EIA/DOE, 2013) em 1.279 tcf (36,2 trilhões m3) de OGIP, com 245 tcf (6,9 trilhões de m3) de recursos tecnicamente recuperáveis. A ANP (2013e) apresenta ressalvas em relação ao método de analogias do EIA/DOE (2013) e não endossa o dado a respeito da bacia do Paraná. A razão da escolha pelo EIA/ARI dessa bacia foi igualmente o nível de informação existente e a perspectiva de exploração econômica. A ANP estima um volume de cerca de 288 tcf de recursos não convencionais tecnicamente recuperáveis (URR), considerando, principalmente, as bacias sedimentares de Parnaíba (64 tcf), Parecis (124tcf), São Francisco (80tcf) e Recôncavo (20 tcf) (ANP, 2013f). O principal método utilizado pela ANP para esses cálculos é o da analogia (ANP, 2013d). Para a Bacia do Paraná a ANP (2013b) estima em 3,4 tcf o gás in place das áreas colocadas em licitação.

Figura 21: Áreas consideradas com maior chance de prospecção Fonte: EIA/ARI (2013)

A diferença entre as expectativas sugere a dificuldade das estimativas de recursos não convencionais. Ao comparar a Figura 21 (EIA/ARI) e a Figura 20 (EPE), observa-se que enquanto os primeiros consideram áreas como a bacia do Paraná conhecidas o suficiente para

serem grandes detentoras de reservas, a empresa brasileira apresenta abordagem bastante mais cautelosa em relação ao nível de conhecimento da área. Na 12ª Rodada de Licitações, dedicada ao Gás Natural, foram colocados 240 blocos exploratórios para serem arrematados, distribuídos em 13 setores de 7 bacias, totalizando uma área de 164 mil km2. A Figura 22 mostra a distribuição desses blocos nas bacias sedimentares brasileiras. As áreas que despertaram interesse e os agentes que as arremataram encontram-se no anexo I. Das sete bacias ofertadas, duas não despertaram interesse do mercado: Parecis (PAR-L e PAR O) e São Francisco (SSF-N).

Figura 22: Bacias Sedimentares do Brasil e os blocos ofertados na 12ª rodada de licitações; a bacia do Paraná ocupa em terra boa parte da região meridional do País Fonte: ANP (2013b)

Espera-se que a partir da 12ª Rodada a exploração em terra de gás natural impulsione a indústria, assim como o novo marco regulatório do setor. Segundo IEA (2013), a produção de gás natural não convencional no Brasil deverá ganhar ritmo comercial no início dos anos 2020, sendo capaz de produzir cerca de 6 bilhões de metros cúbicos em 2035. Nesse mesmo estudo,

estima-se o custo de extração de gás entre US$ 4 e 9 por Milhão de Btu, com expectativa de reduções de custo por escala e por localização vantajosa em relação ao mercado consumidor. O PEMAT (EPE, 2014) não indica a exploração de recursos não convencionais no horizonte estudado de 10 anos, embora mencione que parcela dos recursos não descobertos no horizonte considerado é proveniente da Bacia do São Francisco, sem definir se esses recursos são provenientes de áreas convencionais ou não convencionais.

3.2- Análise da disponibilidade de recursos hídricos como limitante à exploração de gás não convencional no Brasil19 O shale gas é estimulado por fraturamento hidráulico, que pode exigir entre 8 a 19 milhões de litros de água por poço horizontal, dependendo da sua profundidade, distância horizontal e o número de vezes que o poço é fraturado (EPA, 2010). Tal pressão hídrica cria preocupações sobre as fontes destes volumes. Além disso, a quantidade de aditivos para realizar o faturamento encontra-se entre 0,5% a 2% (base mássica) do volume total de água (GWPC e IOGCC, 2013). No entanto, a quantidade de aditivo usado é tão significativa que 11,4 milhões de litros de água para o fraturamento resultaria em cerca de 57.000 litros de águas residuais (SOEDER, KAPPEL, 2009). O tipo e a composição dos aditivos químicos são definidos conforme as características geológicas da bacia sedimentar e as características químicas do corpo hídrico (VIDIC, R. et al, 2013; GWPC e IOGCC, 2013). Esses aditivos se caracterizam por possuir composição biocida, voltada para impedir o crescimento de microrganismos e reduzir a incrustação biológica nas fraturas; são anti-corrosivos para sua aplicabilidade aos tubos de metal; e ácidos para remover resíduos de lama de perfuração dentro da área próximo ao poço (VIDIC, R. et al, 2013; GWPC e IOGCC, 2013). Do mesmo modo, utilizam-se areias com a finalidade de manter as fraturas abertas quando o bombeamento for interrompido. Segundo NEW YORK STATE DEPARTMENT OF ENVIRONMENTAL CONSERVATION (2009), a areia corresponde aproximadamente a 9% da massa total do fluido. Uma vez realizado o fraturamento, parte do fluido utilizado volta para cabeça do poço. Segundo VIDIC. et al, (2013), na Pensilvânia o retorno representou entre 9% e 53%, mas autores como ANDREWS et al. (2009) citam um retorno de 60% a 80%. No retorno, o fluido 19

O presente estudo é uma tradução do articulo artigo aceito pela revista Resources Policy, intitulado “Major Challenges for Developing Unconventional Gas in Brazil - Will Water Resources Impede the Development of the Country´s Industry”. Realizado Seus pelos autores são Tathiany Rodrigues Moreira de Camargo; Paulo Roberto de C Merschmann; Eveline V Arroyo; Alexandre S Szklo.

pode conter uma variedade de componentes, tais como salmouras, metais pesados, radionuclídeos, areia e outros resíduos químicos – como traços de elementos radioativos e elementos orgânicos – que excedem significativamente os padrões de qualidade, fazendo seu tratamento difícil e caro (ANDREWS et al, 2009; HARPER, 2008). Entre os sais detectados nos EUA, destacam-se as concentrações de Na, Ca e Cl, porém esses sais também podem ser provenientes de muitas outras fontes (MULLANEY et al., 2009). Em contraste, Sr, Ba e Br são altamente específicos dos refluxos do fraturamento e das águas produzidas na exploração do shale (HALUSZCZAK et al, 2013; WARNER et al, 2012). Ambos precisam de um tratamento prévio antes de serem dispostos em algum corpo hídrico receptor. Além do uso de plantas de tratamento de águas residuais, uma das alternativas praticadas nos EUA é a injeção de efluentes em poços especiais para resíduos (ANDREWS et al., 2009; PREUSS, 2010). Esses poços são comumente usados para a exploração de óleo e gás convencional, no entanto, as características químicas do efluente fazem com que este procedimento seja complexo, demorado e dispendioso (VIDICet al., 2013). Outra pratica realizada é o reuso direto das águas do fraturamento hidráulico, seja com alguma diluição prévia ou pré-tratamento (VIDIC et al., 2013). Esta ação diminui o volume a ser tratado e eliminado, reduzindo os custos de controle ambiental e aumentando a viabilidade econômica da extração do gás (GREGORY et al., 2011). No entanto, a qualidade do efluente poderia danificar a infraestrutura dos poços, além de originar outras reações químicas comprometendo as propriedades dos aditivos (VIDIC et al., 2013). Finalmente, outra preocupação é a possibilidade de derrames e fugas em corpos de água (EPA, 2012). Ademais, o impacto sobre as águas subterrâneas está relacionado a falhas na construção dos poços (defeito no selo que é colocado para evitar a migração de gases em águas rasas). Contudo, VIDIC et al. (2013) indicam que a taxa de incidência de problemas e falhas nos poços é relativamente baixo (entre 1% e 3%). Além disso, a atividade per se de perfuração e o fraturamento hidráulico pode originar “fraturamentos involuntários” com a liberação do metano já contido no subsolo, que também pode se infiltrar em águas subterrâneas. O risco de contaminação direta devido ao transporte de gás a poços de água potável aumenta com a diminuição da distância vertical entre o poço de gás e o aquífero (VIDIC et al., 2013). Assim, a controvérsia sobre a origem do metano em águas subterrâneas é difícil de resolver, uma vez que muitas áreas poderiam possuir fontes de metano não relacionadas com o fraturamento hidráulico e a informação de linha de base da pré-perfuração é muitas vezes indisponível (VIDIC et al., 2013).

Porém, o metano possui baixa solubilidade, estando presente na água como um soluto e por esse motivo não é considerado um perigo para a saúde. O problema ocorre quando o metano é oxidado por microrganismos, o que resulta na redução de oxigênio. Isto pode aumentar a solubilidade de elementos como o arsênico ou ferro (VIDIC et al., 2013). Além disso, as bactérias anaeróbias que prosperam sob tais condições podem reduzir sulfato para sulfeto, criando problemas na qualidade da água e do ar (VIDICet al., 2013). RÉVÉSZ et al. (2010) defendem que concentrações acima de 10 mg/L de metano indicam que a acumulação de gás pode resultar de uma ruptura . Por outro lado, tem-se que uma parcela da água utilizada para o fraturamento pode também contribuir com a poluição da água subterrânea, uma vez que nem toda a água utilizada volta para superfície. Contudo, são necessários estudos específicos de modelagem de fluxo realistas que levem em conta a heterogeneidade das formações geológicas, as condições do fraturamento e a condutividade hidráulica do meio (VIDIC et al., 2013). A fim de reconhecer a infiltração dos efluentes do fraturamento ou metano nas águas subterrâneas devem-se realizar monitoramentos antes e depois da atividade exploratória. O uso de isótopos poderia ajudar a reconhecer que a origem do metano encontrado nas águas subterrâneas (VIDIC et al., 2013). Além disso, dever-se-ia considerar a distância de perfuração relativamente à localização dos poços subterrâneos a estudar. A análise da disponibilidade tanto quantitativa como qualitativa de água busca avaliar se o recurso hídrico poderia ser um limitante para o desenvolvimento da exploração do gás não convencional no Brasil. Este estudo centra-se nas bacias sedimentares de Paraná, São Francisco e Parnaíba. Cabe indicar que a delimitação geológica (bacia sedimentar) não é a mesma que a delimitação hídrica, que possui sistemas distintos de classificação e codificação das áreas hidrográficas. Neste estudo a classificação principal foi a adotada pelo Conselho Nacional de Recursos Hídricos (CNRH). O CNRH reconhece como unidade maior à Região Hidrográfica20 Dessa forma, a bacia sedimentar do Paraná situa-se entre as regiões hidrográficas do Atlântico Sul, Uruguai e Paraná; igualmente, a bacia sedimentar do São Francisco está na região

Segundo a Resolução No 32, de 15 de outubro de 2003, a região hidrográfica é o espaço territorial brasileiro compreendido por uma bacia, grupo de bacias ou sub-bacias hidrográficas contíguas com características naturais, sociais e econômicas homogêneas ou similares, com vistas a orientar o planejamento e gerenciamento dos recursos hídricos.

hidrográfica de São Francisco, e na bacia sedimentar de Parnaíba se localizam as regiões hidrográficas de Atlântico Nordeste Ocidental e Parnaíba.

3.2.1- Análise de disponibilidade hídrica quantitativa em áreas com shale gas no Brasil Esta seção examina a disponibilidade quantitativa superficial de água em regiões brasileiras com potencial para a exploração do shale gas. Ela é dividida em duas subseções. A primeira apresenta a metodologia para a seleção dos locais analisados e para a avaliação da vulnerabilidade hídrica nestes locais. A segunda parte apresenta os resultados da aplicação de tal metodologia.

3.2.1.1- Metodologia Para avaliar as fontes hídricas superficiais que podem sofrer pressão para atender a demanda de água para exploração do gás não convencional, foi analisada a sub-bacia mais crítica em cada bacia e região hidrográfica. O índice de criticidade usado para selecionar as sub-bacias mais vulneráveis, relativamente à sua disponibilidade, é o mesmo que foi aplicado pela Agência Nacional da Água (ANA). O índice de criticidade baseia-se na avaliação da relação entre a demanda de água superficial e a disponibilidade hídrica considerando uma vazão de referência de Q95%21 (MMA 2006a). Em cada sub-bacia selecionada, a vulnerabilidade à escassez de água para o fraturamento hidráulico foi analisada. O indicador proposto compara a vazão necessária para a exploração do gás não convencional com a vazão máxima de outorga em um trecho do rio. A definição da vazão máxima de outorga depende do órgão responsável da emissão de tal concessão. Se a água for retirada de um rio federal, a ANA é o órgão responsável pela emissão da outorga. Se a água for retirada de um rio estadual, a Agência Estadual de Meio Ambiente é responsável pela emissão da concessão (ANA, 2005). A Tabela 3 apresenta os critérios quantitativos utilizados pela ANA e pelos órgãos ambientais dos Estados onde as sub-bacias analisadas estão localizadas para a emissão da outorga.

Vazão associada à permanência de 95% no tempo.

Tabela 3: Critérios quantitativos para decidir sobre a emissão de outorgas Instituição outorgante/Estado

Critério para vazão total

Critério para vazão individual

ANA

≤ a 70% da Q95%

≤ a 20% da Q95%

Instituto de Águas do Paraná/ PR

≤ a 50% da Q95% ≤ a 30% do Q7,1022 em fio d'água. Para captações em barragens manter pelo menos 70% do Q7,10 a jusante

≤ a 50% da Q95%

Instituto Mineiro de Gestão de Águas/ MG

Não há critério

Secretaria do Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Piauí (SEMAR)/ PI

≤ a 80% da Q95% (rios) ≤ 80% Q90%reg (açudes)

Não há critério

Departamento de Recursos Hídricos da Secretaria Estadual do Meio Ambiente/ RS

≤ 90% da Q90% média para os meses de estiagem e irrigação (novembro, dezembro, janeiro e fevereiro)1

Não há critério

Secretaria Estadual de Meio Ambiente e Recursos Naturais (SEMA)/ MA

Não são emitidas outorgas de direito de uso da água

O critério para todo o estado do RS não está disponível. O critério aqui apresentado foi sugerido no Plano de

Gerenciamento da Bacia do Rio dos Sinos

Fonte: ANA (2005)

Nota-se que estes não são os únicos critérios utilizados para decidir sobre a emissão das outorgas. Por exemplo, a ANA examina as prioridades para a utilização da água de acordo com o planejamento dos recursos hídricos, os limites dos padrões de qualidade das águas, as metas progressivas, intermediárias e finais de qualidade e quantidade de água do corpo hídrico em questão. Além disso, a ANA estende a comparação entre a vazão outorgável máxima e a vazão outorgada para além do ponto de captação, incluindo os trechos do rio a jusante desse ponto e situados na mesma bacia (ANA, 2009). Tendo em vista a escassez de informações e o uso de diferentes metodologias por diferentes órgãos para a divisão das regiões hidrográficas, algumas adaptações na seleção dos dados foram realizadas, quais sejam: •

A vazão outorgável máxima é determinada como uma porcentagem da vazão de referência (Q95% ou Q7,10). Para decidir sobre a emissão da outorga, a vazão outorgável máxima é comparada à vazão outorgada num trecho de rio e, a vazão associada à outorga solicitada é comparada à vazão outorgável máxima para um usuário individual. Entretanto, não há dados disponíveis sobre as vazões outorgadas em trechos de rios. A menor unidade hidrográfica com dados sobre vazões outorgadas (ou

Vazão mínima com sete dias de duração e período de retorno de 10 anos

demandas) e vazões de referência é a sub-bacia (considerada para rios federais) ou a Unidade de Gestão de Recursos Hídricos - UGRH23 (considerada para rios estaduais). As metodologias das agências que emitem outorgas foram adaptadas para serem aplicadas ao nível de sub-bacias ou de UGRH; •

Para as sub-bacias que possuem pelo menos um rio federal cruzando seu território, a vulnerabilidade hídrica foi analisada utilizando o critério de vazão outorgável máxima da ANA. Para as outras sub-bacias, a vulnerabilidade hídrica foi analisada com base no critério de vazão outorgável máxima aplicado pelo órgão de meio ambiente do estado onde tal sub-bacia está situada. Entretanto, as divisões hidrográficas utilizadas pelas secretarias estaduais do meio ambiente são diferentes da utilizada pela ANA. Portanto, ao identificar o principal rio estadual em cada uma destas sub-bacias (definidas pela ANA), localizou-se a principal UGRH percorrida por este rio. As vulnerabilidades hídricas destas UGRHs foram então analisadas.

A localização das bacias sedimentares, regiões hidrográficas, bacias hidrográficas, sub-bacias hidrográficas e rios foi realizada utilizando ArcGis 10.1. Este software também foi importante para superpor as bacias sedimentares de shale gas com as áreas hidrográficas.

3.2.1.2- Resultados

A Tabela 4 apresenta as sub-bacias com maior criticidade hídrica. Para cada sub-bacia identificada apresenta-se a região hidrográfica, a bacia hidrográfica e a bacia sedimentar onde ela se localiza. Além disso, também é identificado o nome de um rio que percorre cada subbacia. Nos casos em que a sub-bacia é percorrida por um rio federal, este é o rio identificado. Nas outras situações, identifica-se um rio estadual importante que percorre a sub-bacia em questão.

. As UGRHs constituem unidades territoriais “com dimensões e características que permitam e justifiquem o gerenciamento descentralizado dos recursos hídricos” e, em geral, são formadas por partes de bacias hidrográficas ou por um conjunto delas, que de forma alguma podem ser consideradas como bacias hidrográficas (DAEE, 2004)

Tabela 4: Sub-bacias com maior criticidade hídrica e as suas características

Bacia sedimentar

Região Hidrográfica

Paraná

Bacia

Grande

Grande PR 07

Mogi-Guaçu

Federal

Iguaçu

Iguaçu 01

Iguaçu

Estadual/PR

Paraná

Ivaí

Estadual/PR

Paranaíba

Meia Ponte

Paranaíba

Federal

Paranapanema

Tibagi

Estadual/PR

Tietê

Tietê 1

Atibaia

Federal

Guaíba

Sinos

Estadual/RS

Litoral_SC_PR_e_SP

Litoral_RS _SC_03

Mampituba

Federal

Uruguai Alto

Uruguai Nacional

Uruguai

Federal

Uruguai Médio

Quaraí

Uruguai

Federal

Ibicuí

Santa Maria

Negro

Alto São Francisco

Paraopeba

Médio São Francisco

Verde Grande

Federal

Parnaíba Alto

Parnaíba 03

Gurguéia

Estadual/PI

Parnaíba Médio

Parnaíba 05

Canindé

Estadual/PI

Parnaíba Baixo

Parnaíba 07

Parnaíba

Federal

Gurupi

Cajuapara

Federal

Itapecuru

Litoral MA 01

Mearim

Atlântico Sul

Uruguai

São Francisco

Parnaíba Parnaíba Atlântico Nordeste Ocidental

Sub-bacia com Jurisdição / a maior Rio prinicipal Estado criticidade

Santa Maria Estadual/RS Negro

Federal

Paraopeba Estadual/MG

Preguiça ou Estadual/MA Grande Mearim

Estadual/MA

Fonte: MMA (2006a, 2006b, 2006c, 2006d, 2006e, 2006f); ANA (2013a); ANP (2013b)

A Figura 23 mostra o mapa do Brasil dividido pelas regiões hidrográficas. As sub-bacias hidrográficas críticas são identificadas por polígonos vermelhos. Além disso, são apresentadas as bacias sedimentares do Paraná, São Francisco e do Parnaíba.

Figura 23: Sub-bacias hidrográficas analisadas e bacias sedimentares. Fonte: Elaboração própria baseado em ANA (2013b); ANEEL (2013); ANP (2013b)

A Tabela 5 apresenta a vulnerabilidade hídrica nas sub-bacias percorridas por um rio Federal. Ou seja, para cada sub-bacia, são apresentadas a vazão máxima outorgável para sub-bacia e a vazão máxima outorgável para um usuário individual, de acordo com os critérios estabelecidos pela ANA (Tabela 3). Também são apresentadas as vazões outorgadas, o que permite estimar

as vazões disponíveis para outorga. Tais estimativas são realizadas selecionando-se o menor valor entre o resultado da subtração da vazão outorgável máxima pela vazão outorgada e o valor da vazão máxima outorgável para um usuário individual, evidenciando a capacidade de cada sub-bacia para atender a um pedido adicional de outorga de uso superficial da água. Tendo em vista que a ANA analisa não só a situação do trecho onde é realizada a captação, incluindo os trechos a jusante situados na mesma bacia (ANA, 2009), foram incluídas na Tabela 5 as sub-bacias situadas a jusante da sub-bacia mais crítica, percorridas por um dos rios federais identificados na Tabela 4 e situadas na mesma bacia da sub-bacia mais crítica.

Tabela 5: Vulnerabilidade hídrica nas sub-bacias percorridas por um rio Federal

Vazão a outorgada 3 (m /s)

(Vazão outorgável máxima)(Vazão outorgada)

Vazão outorgável máxima (usuário individual) (m3/s)

Estimativa da vazão disponível para outorga 3 (m /s)

Sub-bacia

Sub-bacias a jusante

Vazão outorgável máxima 3 (m /s)

Grande PR 07

51,38

20,60

30,78

14,68

Meia Ponte

39,83

10,90

28,93

11,38

Paranaíba 02

73,08

2,50

70,58

20,88

Paranaíba 03

215,95

3,00

212,95

61,70

Tietê 1

53,55

47,60

5,95

15,30

5,95

Verde Grande

1,09

8,09

-7,00

0,31

-7,00

Parnaíba 07

9,59

6,80

2,79

2,74

RS_SC_03

Litoral_RS_SC_03

24,43

13,19

11,24

6,98

Uruguai Nacional

94,25

9,50

84,75

26,93

Uruguai 01

19,07

2,25

16,82

5,45

Uruguai 02

24,44

26,05

-1,61

6,98

-1,61

Quaraí

8,94

24,42

-15,48

2,55

-15,48

Quaraí

8,94

24,42

-15,48

2,55

-15,48

Negro

2,42

2,48

-0,06

0,69

-0,06

Gurupi

78,33

1,21

77,12

22,38

Meia Ponte

Uruguai Nacional

Como a ANA apresenta os valores de vazões outorgadas apenas desagregados por rio (ANA, 2013c), utilizaram-se

os dados de demanda de água para usos consuntivos como estimativas das vazões outorgadas nas sub-bacias.

Fonte: MMA (2006a, 2006b, 2006c, 2006d, 2006e, 2006f); ANA (2005)

A Tabela 6 apresenta a vulnerabilidades hídrica de cada UGRH percorrida por um importante rio estadual. Para cada UGRH, são apresentadas a vazão máxima outorgável e a vazão máxima outorgável para um usuário individual, de acordo com os critérios estabelecidos pelas secretarias estaduais do meio ambiente (Tabela 3). Também são apresentadas as vazões

outorgadas, o que permite estimar as vazões disponíveis para outorga. Em seguida, o mesmo procedimento metodológico usado para rios federais é realizado para os rios estaduais.

Tabela 6: Disponibilidade de água das sub-bacias atravessadas por rios estaduais (Vazão Vazão de Estimativa da máxima outorga Vazão vazão para máxima outorgada disponível outorga)(usuário 3 para outorgas (m /s) (Vazão individual) (m3/s) outorgada) (m3/s)

UGRH

Sub-bacia relacionada

Vazão máxima para outorga (m3/s)

Alto Iguaçu

Iguaçu 01

24,10

9,51d

14,59

24,10

14,59

Alto Ivaí

Ivaí

47,22

2,11d

45,11

47,22

45,11

Baixo Tibagi

Tibagi

55,55

7,84d

47,71

55,55

47,71

Paraopeba

19,50

36,21

-16,71

Parnaíba 03

13,76

1,41d

12,35

Parnaíba 05

22,20

2,53d

19,67

Sinos

21,31

10,03

11,28

Santa Maria

10,94

26,29d

-15,35

3,13

-15,35

4,06

0,62d

3,44

1,16

19,50

11,27d

8,23

5,57

SF3- Bacia do rio Paraopeba

Litoral MA 01

Mearim

A SEMAR não disponibiliza dados sobre a vazão de referência ou a vazão outorgada para as UGRH do Estado do Piauí. Utilizou-se, então, a divisão hidrográfica e o valor da vazão de referência disponibilizados pela ANA para calcular a vazão máxima outorgável nesta área. b A indisponibilidade de informações sobre os critérios utilizados pela SEMA, levou à aplicação da divisão hidrográfica e dos critérios de análise para emissão de outorga sugeridos pela ANA. c O Estado do Maranhão não apresenta a outorga como instrumento de gestão de recursos hídricos (ANA, 2005). Assim, nestes casos, utilizaram-se a divisão hidrográfica e os critérios de análise para emissão de outorga sugeridos pela ANA. d Dada a indisponibilidade dos valores de vazões outorgadas, foram utilizados os valores das demandas dos usos consuntivos como estimativas dos primeiros. Fontes: ANA (2005); SEMA (2010); Dorneles et al. (2013); CBH Paraopeba (2013); MMA (2006c, 2006e, 2006f)

Com base nas estimativas anteriores sobre a disponibilidade de água, a Figura 24 apresenta a estimativa do número de poços horizontais de exploração de shale gas que poderiam ser perfurados por dia para cada área analisada. Esta estimativa considera que todo o fluxo disponível para outorga, cuja estimativa foi apresentado na Tabela 6, seria atribuído à exploração de gás não convencional. Além disso, é necessária uma vazão de cerca de 0,20 m3.s1

por poço horizontal. Cada poço horizontal de perfuração deveria ser concluído no prazo de

24 h (RAHM E RIHA, 2012).

Número de poços horizontais perfurados 250 200 150 100 50

Sub-bacia

Mearim

Litoral MA 01

Santa Maria

Sinos

Parnaíba 05

Parnaíba 03

SF3- Bacia do rio Paraopeba

Baixo Tibagi

Alto Ivaí

Alto Iguaçu

Tietê 1

Gurupi

Negro

Quaraí

Uruguai Nacional

Litoral_RS_SC_03

Parnaíba 07

Verde Grande

Meia Ponte

Grande PR 07

UGRH

Figura 24: Número de poços horizontais de shale gas passíveis de ser perfurados por dia conforme a disponibilidade hídrica de sub-bacias e UGRHs. Fonte: Elaboração própria.

Cabe indicar que a estimativa mostrada na Figura 24 deve ser usada para comparar as regiões e destacar as áreas mais críticas em termos de abastecimento de água. Evidentemente, não se espera que o total da vazão disponível para as outorga será destinado exclusivamente para a atividade de exploração do shale gas.

Assim, observa-se que na sub-bacia Uruguai Nacional não há possibilidade de emissão de outorgas adicionais devido ao fato de que as sub-bacias a jusante, percorridas pelo rio Uruguai e situadas na mesma bacia da sub-bacia Uruguai Nacional, já apresentam uma demanda maior do que a vazão máxima outorgável. Destaca-se também o fato de que, com exceção da subbacia Uruguai 02, as sub-bacias ou UGRHs que apresentam pequena ou nenhuma possibilidade de emitir outorga para uso da água na perfuração de poços apresentam vazão outorgável máxima inferior a 20,00 m3/s. A maior parte delas se concentra no Sul e no Nordeste do país, como pode ser identificado na Figura 24 ao observar as estimativas para as sub-bacias Parnaíba 07, Quaraí, Negro e para as UGRHs Santa Maria, Litoral MA 01 e Mearim. No Sudeste se destacam também a sub-bacia Verde Grande, cuja disponibilidade hídrica é a menor entre todas as sub-bacias e UGRHs analisadas, e as UGRHs Alto Tietê e SF3-Bacia do rio Paraopeba, cujas demandas elevadas de água associam-se à baixa disponibilidade hídrica. Também é relevante mencionar que a seleção do local mais apropriado para a produção de shale gas deve considerar a disponibilidade de água. Na bacia sedimentar do Parnaíba, por exemplo, enquanto as sub-bacias Mearim, Litoral MA 01 e Parnaíba 07 apresentam pequena disponibilidade hídrica, a sub-bacia Gurupi apresenta uma disponibilidade significativa, influenciada pela baixa demanda de água nesta área. Outro exemplo é o da bacia sedimentar do Paraná. Nesta bacia, enquanto a sub-bacia Tietê 1 apresenta pequena disponibilidade hídrica, as sub-bacias Grande PR 07 e Meia Ponte e as UGRH Alto Ivaí e Baixo Tibagi apresentam disponibilidade hídrica considerável. Dessa maneira, evidencia-se que a disponibilidade hídrica não deverá ser uma restrição para a exploração do gás não convencional no país, à exceção da bacia sedimentar do São Francisco e a área da bacia sedimentar do Paraná correspondente à Região Hidrográfica do Uruguai. Finalmente, assumindo que cada sub-bacia hidrográfica estudada representa toda uma bacia hidrográfica, a Figura 25 mostra sem preenchimento as bacias hidrográficas sem potencial para obter concessões de água adicionais. Aqueles com potencial para obtenção de outorga que permitam a perfurar menos de 50 poços horizontais por dia possuem preenchimento verde. Finalmente, as bacias com potencial para obter outorgas que permitam a perfurar mais de 50 poços horizontais por dia são preenchidos de lilás.

Figura 25: Potencial de outorga de água de bacias hidrográficas brasileiras Fonte: Elaboração própria.

3.2.2- Análise de disponibilidade hídrica qualitativa em áreas com shale gas no Brasil Esta seção apresenta as características da qualidade das águas superficiais e subterrâneas em regiões brasileiras com potencial para exploração do shale gas. O conhecimento da qualidade da água é importante, uma vez que ela poderia ser a fonte hídrica para a exploração do gás não convencional e/ou o corpo receptor de uma possível poluição. Dessa maneira, busca-se identificar a legislação aplicável de padrões de qualidade para águas superficiais e subterrâneas, além de realizar um levantamento de informação dos relatórios existentes sobre

a descrição da qualidade hídrica. Ela é dividida em duas subseções. O primeiro descreve a qualidade das águas superficiais e a segunda parte descreve a qualidade das águas subterrâneas.

3.2.2.1- Qualidade da água de superfície O Brasil conta com duas legislações básicas para o controle da poluição hídrica, a Resolução CONAMA No 357-2005 e a Resolução CONAMA No 430-2011. A primeira dispõe principalmente sobre a classificação dos corpos de água (águas doces, salobras e salinas) em função dos usos preponderantes (treze classes de qualidade) e diretrizes ambientais para o seu enquadramento. A segunda estabelece as condições e padrões de lançamento de efluentes, o qual dependerá do tipo de classe de água que servirá de corpo receptor. Além disso, a Resolução CONAMA No 430-2011 indica que, por meio de uma norma específica ou no licenciamento da atividade, se deveria estabelecer a carga poluidora máxima para o lançamento de substâncias passíveis de estarem presentes ou serem formadas nos processos produtivos, listadas ou não no padrão de qualidade de lançamento. O relatório publicado pela ANA (2012) utiliza indicadores para avaliar o nível de qualidade das águas superficiais, entre eles o Índice de Qualidade das Águas (IQA), que considera nove parâmetros de qualidade das águas: oxigênio dissolvido (OD), coliformes termotolerantes, pH, demanda bioquímica de oxigênio (BDO), temperatura, nitrogênio total, fósforo total, turbidez e sólidos totais (ANA, 2012). O IQA é um índice que avalia a condição de utilização da água para fins de abastecimento público, considerando um tratamento convencional. Portanto, outros usos da água não são diretamente contemplados no IQA, como é no caso da água industrial. Assim, no caso água para exploração do shale gas, não se teria como identificar a presença da maioria dos parâmetros gerados dessa atividade por parte do órgão regulador, sendo necessário criar um programa de monitoramento especial. A Tabela 7 apresenta a localização das regiões e bacias hidrográficas e suas fontes de poluição, com o objetivo de detalhar valores de referência respeito à qualidade das águas superficiais nas bacias involucradas na possível perfuração do shale gas no Brasil. Ele também apresenta dados relativos ao abastecimento de água e demanda desses mananciais.

Tabela 7: Características das águas superficiais das regiões hidrográficas relacionadas com o desenvolvimento do shale gas no Brasil

Região Hidrográfica

Bacia

Alto São Francisco

Estados

Minas Gerais

População da População bacia com da bacia com abastecimento coleta de de água (%) esgoto (%)

Carga orgânica

Associada à elevada densidade populacional, agropecuária (suinocultura, principalmente) e indústrias como as alimentícias, matadouros e curtumes.

São Francisco Médio São Francisco

Minas Gerais e Bahia

Alto Parnaíba

Maranhão e Piauí

Médio Parnaíba

Ceará, Maranhão e Piauí

---

Parnaíba

---

Associado às baixas vazões que dificultam a diluição dos efluentes e à elevada densidade populacional. Além de indústrias como as alimentícias e matadouros. Associado às baixas ou intermitentes vazões que dificultam a diluição dos efluentes e pouco tratamento de esgoto sanitário. Além disso, associado à lixiviação de nutrientes utilizados na agricultura, como o fósforo e o nitrogênio. Associado às baixas ou intermitentes vazões que dificultam a diluição dos efluentes, à elevada densidade populacional e pouco tratamento de esgoto sanitário. Além disso, associado à lixiviação de nutrientes utilizados

Caraterísticas de outras fontes de poluição Indústrias metalúrgicas, siderúrgicas e têxteis. Atividades de mineração (contaminação por arsênio e mercúrio, degradação do solo de grandes áreas, a lixiviação e disposição inadequada de rejeitos). Agropecuária, áreas susceptíveis à erosão devido ao uso da terra.

Indústrias têxteis e metalúrgicas

Agricultura (uso de agrotóxicos e fertilizantes). A quase totalidade dos municípios não possui sistema de tratamento de esgoto. Somente 12 sedes municipais dessa RH possuem algum tipo de tratamento de esgoto. Na maioria das cidades da região não existe sistema de coleta e disposição adequada do lixo produzido (alta concentração de nitratos, nitritos, amônio, entre outros elementos poluidores oriundos da decomposição da matéria orgânica.)

na agricultura, como o fósforo e o nitrogênio.

Uruguai

Baixo Parnaíba

Ceará, Maranhão e Piauí

Uruguai Alto

Rio Grande do Sul e Santa Catarina

Uruguai Médio

---

100

Ibicui

Negro

Nordeste Ocidental

Gurupi

Maranhão e Pará

Associado às baixas ou intermitentes vazões que dificultam a diluição dos efluente, à elevada densidade populacional e pouco tratamento de esgoto sanitário. Além disso, associado à lixiviação de nutrientes utilizados na agricultura, como o fósforo e o nitrogênio. Associado à elevada densidade populacional e geração de esgotos domésticos. Indústria alimentaria, agroindústria de abate de suínos e aves e beneficiamento de soja e milho. Agricultura (soja, em rotação com milho, feijão, trigo, aveia, etc.). Pecuária (efluentes da criação de suínos) Agricultura (arroz, cargas geradas de nitrogênio, fósforo e potássio) Associado à elevada densidade populacional nessa área hidrográfica e pouca disponibilidade hídrica Associado ao crescimento populacional sem coleta de esgoto e disposição inadequada de resíduos sólidos. Associado à Agricultura.

---

Indústria de papel e celulose ---

Agrotóxicos nas áreas de lavoura. ---

Indústrias de serrarias e madeireiras. Atividade siderúrgica de ferro-gusa. Atividade mineradora de ouro.

Itapecuru

Maranhão

Mearim

Maranhão

São Paulo e Minas Gerais Paraná e Iguaçu Santa Catarina Paraná, Mato Groso Paraná do Sul, São Paulo Goiás, Minas Gerais e Paranaíba Distrito Federal Grande

Paraná

Associado a usinas de açúcar e destilarias de álcool Associado ao esgoto doméstico, Associado a atividades de suinocultura

Indústria de elo, siderúrgica, cimento, cerâmica, celulosa. Existência de lixões e locais de despejos de resíduos hospitalares.

Indústria de serrarias e madeireiras, cerâmica e siderúrgica. Existência de lixões e locais de despejos de resíduos hospitalares. Usinas de açúcar e destilarias de álcool

Associado a usinas de açúcar e destilarias de álcool

Associado atividades agropecuária

Plantas industriais, extração mineral, pecuária, agricultura.

Paranapan São Paulo e ema Paraná

São Paulo e Minas

Tietê

Associado ao crescimento populacional sem coleta de esgoto e disposição inadequada de resíduos sólidos. Associado à agricultura Associado a efluentes das indústrias de curtumes, destilarias e laticínios. Associado ao crescimento populacional sem coleta de esgoto e disposição inadequada de resíduos sólidos. Associado à agricultura Associado a efluentes das indústrias de curtumes, destilarias e laticínios.

Associado a atividades de suinocultura Associado a usinas de açúcar e destilarias de álcool Associado à alta densidade populacional e esgoto domestico

---

Usinas de açúcar e destilarias de álcool Atividades do setor químico, celulose, mecânica e metalúrgica.

Gerais Rio Grande do Sul e Guaíba 91 28 Santa Catarina Atlântico Sul Rio Grande Litoral do Sul, SC, PR e Santa 87 13 SP Catarina e Paraná Fonte: MMA (2006a, 2006b, 2006c, 2006d, 2006e, 2006f); ANA (2012)

não coletado

Associado a esgotos domésticos Associado à agricultura.

---

Indústria e mineração

---

3.2.2.2- Qualidade das águas subterrâneas Na legislação brasileira, a água subterrânea é regulada pelas mesmas duas leis que regulam o controle da poluição das águas superficiais, mencionadas na seção anterior. A Tabela 8 indica a disponibilidade de água subterrânea explorável contida em cada região hidrográfica com potencial de recursos de gás não convencional no Brasil. Além disso, ela detalha as principais características da qualidade das águas subterrâneas e áreas já poluídas que devem ser levadas em consideração frente a uma possível poluição devido ao fraturamento hídrico.

Tabela 8: Características das águas subterrâneas das regiões hidrográficas relacionadas com o desenvolvimento do shale gas no Brasil Disponibilidade Região explorável Hidrográfica

Características gerais e da qualidade das águas

(m3/s) De forma geral, as águas subterrâneas são de boa qualidade química. Os principais problemas

São De 29 a 294

identificados são a elevada salinidade nos sistemas aquíferos, de origem natural e não à atividade

Francisco antrópica. Representa a principal fonte de abastecimento de água para as populações residentes, principalmente, no semi-árido, onde os rios são intermitentes. Parnaíba

De 7 a 130 Poluição associada ao lançamento de lixo sem controle e fossas negras. Concentração elevada de íons (principalmente dos Cloretos) Sistema Aquífero Guarani apresenta, em geral, boa qualidade. Os principais usos são o abastecimento humano e industrial.

Uruguai

--No oeste do Estado de Santa Catarina, o Guarani apresenta restrições à potabilidade e irrigação, principalmente por ser muito salino e fortemente sódica.

A água subterrânea é a principal fonte de abastecimento da população do Estado do Maranhão. Estimase que mais de 70% das cidades do Estado usam água extraída de poços.

Nordeste 230 Ocidental

Em geral, a qualidade química dos seis aquíferos do sistema do Maranhão é de boa a excelente. Poluição associada ao crescimento da população que carece de saneamento e lançamento inadequado dos esgotos domésticos (presença de fossas negras) e industriais no solo e à disposição imprópria de

resíduos (lixo urbano e industrial), além dos hidrocarbonetos procedentes de vazamento de tanques de combustíveis. Nas áreas rurais, a contaminação, de uma forma geral, provém de insumos agrícolas com manejo incorreto (agrotóxicos, adubos químicos e corretivos). Tendência de salinização das águas devido ao muitos bombeamentos em alguns poços situados em uma faixa litorânea, que estaria rompendo o equilíbrio hidrostático entre água doce e salgada. Existência de alto teor de ferro no Sistema Aquífero Barreiras. Possui o principal potencial aquífero do país. Paraná

De 30 a 590 Poluição principal associada à geração de esgoto doméstico.

Atlântico --Sul

A qualidade da água é boa, podendo ser utilizada para qualquer finalidade sem restrições.

Fonte: MMA (2006a, 2006b, 2006c, 2006d, 2006e, 2006f); CERH (2006)

Conhecer a qualidade das águas superficiais e subterrâneas das possíveis áreas de exploração do shale gas ajuda a planejar de maneira mais adequada o gerenciamento dos recursos hídricos e a implementação das plantas de tratamento de efluentes. A Tabela 8 também indica que a população da Região Hidrográfica do Nordeste Ocidental e de Parnaíba dependem da água subterrânea como o abastecimento de agua potável. Além disso, a Região Hidrográfica Paraná detém a mais importante reserva de água subterrânea brasileira. Dessa forma, todos os sistemas de aquíferos são expostos a uma deterioração progressiva resultante de assentamentos urbanos, a expansão industrial e o crescimento da agricultura (CERH, 2006). Por essa razão, uma possível poluição devido à atividade do gás não convencional poderia impactar diretamente os usuários. Cabe indicar que alguns corpos hídricos já possuem uma concentração de parâmetros físicoquímicos que poluem as águas mesmo antes do desenvolvimento de uma indústria de shale gas. Entre os tipos de poluição, destacam-se a poluição orgânica das águas subterrâneas. Destarte, no caso da libertação de metano e a redução do oxigênio nessa fonte, poderia aumentar a poluição orgânica desse corpo hídrico. Assim, a atividade de shale seria mais uma fonte para piorar a qualidade das regiões hidrográficas.

3.3- Exercício preliminar para elaboração de cenários de produção de gás não convencional no Brasil

3.3.1- Formulação Geral Durante a produção do shale gas, os padrões de fluxo no curto prazo são afetados pelo fluxo do poço ou pela rede de fratura hidráulica por poços estimulados. A longo prazo, os padrões são determinados pelas heterogeneidades do reservatório e os limites dos fluxos (CLARKSON, 2013). A combinação entre as propriedades do reservatório, a geometria do poço e a fratura tem um impacto significativo sobre a sequência do fluxo nos reservatórios não convencionais (CLARKSON, 2013). A análise do reservatório depende de dois fatores principais: o volume do reservatório estimulado (influenciada diretamente pelas fraturas hidráulicas) e o reservatório depois da estimulação (NOBAKHT et al., 2012). Contudo, NOBAKHT et al. (2012) indicam que o fator mais importante é o reservatório estimulado (Figura 26c). Considerando um poço horizontal e

fraturamento múltiplo, como indica a Figura 26, para estimar preliminarmente a produção de um gás não convencional pode-se aplicar a formula denominada Método Simplificado de Previsão de Produção (NOBAKHT et al., 2012). Esse método considera que, no início da produção de gás, gera-se um fluxo linear durante um período de tempo, para depois atingir um fluxo cujas propriedades são dominadas pelas fronteiras do reservatório (“boundary-dominated flow”), o qual é representado por uma hipérbole declinada (NOBAKHT et al., 2012). O fluxo “dominado pelas fronteiras” dependerá das características físicas do reservatório e das fraturas, o que fará com que o fluxo tenha uma queda mais pronunciada (NOBAKHT et al., 2012).

Figura 26: Esquema de poços horizontais para produção do shale gas com fraturamento hidráulico múltiplo Fonte: Adaptação de MATOS (2013) e tradução de NOBAKHT et al (2012)

Dessa forma, o método prioriza o estudo da geometria do poço horizontal multifraturado, da seguinte maneira: (i) as fraturas são igualmente espaçadas ao longo de um poço horizontal; (ii) o poço horizontal é revestido ou contribui pouco com o gás transportado, quando comparado com as fraturas; (iii) as propriedades das fraturas individuais são semelhantes, a taxa de produção deste sistema segue o esquema mostrado na Figura 26d multiplicado pelo número de fraturas (NOBAKHT et al., 2012). O fluxo linear assume que a fratura possui uma condutividade infinita (permeabilidade alta e não perde pressão). Porém, origina-se uma queda de pressão no momento que o fluxo da fratura ingressa no poço. Este fato é expresso pela relação inversa do fluxo do gás (1/q) versus a raiz quadrada do tempo (√-) (skin effect). Ademais, o shale gas é produzido sob alto rendimento para maximizar a produção, fazendo com que ele seja esgotado em um menor período de tempo. Dessa maneira, a metodologia assume que o fluxo do poço encontra-se com pressão constante, sendo representado graficamente de forma linear (NOBAKHT et al., 2012). A equação que definiria o fluxo linear seria:

Equação 17

Onde: Variável q b´ m t

Descrição Taxa de produção Constante que representa efeitos próximos ao poço. Graficamente é a interseção da inversa da velocidade do fluxo do gás (1/q) versus a raiz quadrada do tempo (√-). Declinação da reta de produção do gás no fluxo linear Tempo de produção

Unidade mil ft3/dia ------dia

O fluxo dominado pelas fronteiras do reservatório se iniciará no final do fluxo linear (qelf) e no tempo (telf). A variação do fluxo de produção no tempo, em relação ao telf, é representado por (Delf). Eles são calculados mediante as seguintes equações:

Equação 18

Equação 19

Equação 20 Onde: Variável qelf telf Delf h A T Ø µg ct ppi ppwf

Descrição Fluxo do gás no final do fluxo linear Tempo no final do fluxo linear Taxa de declínio correspondente a qelfi Distância entre fraturas Área de drenagem do reservatório estimulado Temperatura do reservatório Porosidade do reservatório Viscosidade do gás Compressibilidade total Pseudopressão na pressão inicial Pseudopressão na pressão do fluxo

Unidade mil ft3/dia dia ---ft ft2 °R ---cp psi-1 psi2/cp psi2/cp

Dessa maneira, o fluxo dominado pelas fronteiras do reservatório é representado por uma hipérbole declinada mediante a seguinte equação:

Equação 21 Onde b é a constante de declinação da hiperbólica, cujo valor recomendado por NOBAKHT et al. (2012), a partir da observação de diferentes poços produtores de shale gas nos Estados Unidos, é 0,5.24

De fato, a análise realizada em um grupo de 44 poços com experiência de mais de 12 meses de produção no folhelho de Haynesville levou ao ajuste de uma curva hiperbólica para esses dados com uma constante b´ de 1,1. No entanto, Berman apud Nobakht et al (2012) argumenta que esta estimativa é otimista, sugerindo conservadoramente uma constante de 0,5 que poderia refletir mais precisamente a incerteza para os investidores.Vide discussão a respeito nas seções anteriores deste documento.

3.3.2- Hipóteses do Exercício Brasileiro

Como destacado na seção 3.1, a adoção de análogos geológicos para estimativa de produção de gás não convencional é um exercício que deve ser realizado com muita cautela. Como antes asseverado, dada a ampla variação na produtividade de plays de folhelho, um dos principais problemas que surgem com a abordagem baseada na utilização de um análogo simples é a escolha apropriada do análogo. Na ausência de dados empíricos e visando uma estimativa preliminar, especialista têm sugerido uso de análise probabilistica para lidar com esta incerteza (USGS, 2012). Uma outra opção, que foi adotada neste estudo, é adotar uma análise conservadora e optar pela analogia geológica adotando os parâmetros mais conservadores apropriados ao play cuja produção, em ordem de grandeza, se deseja estimar. Uma segunda fonte de incerteza, além da própria analogia geológica, diz respeito à taxa de perfuração de poços horizontais e realização de fraturamento hidráulico por bacia sedimentar. Esta incerteza é função de: 1. restrições de disponibilidade de água para fraturamento hidráulico; 2. restrições logísticas e de mercado para o gás natural; 3. questões institucionais relacionadas ao ritmo de licitações (leilões) da fronteira do gás não convencional no Brasi e, mesmo, às condições de atratividade relativa destes leilões, i.e., comparativamente a outros plays de hidrocarbonetos no Brasil e no mundo; 4. capacidade de a indústria para-gasífera brasileira responder a demanda por equipamentos e serviços no interior do país, num ritmo acelerado; 5. finalmente, restrições de natureza ambiental associadas ao descarte de rejeitos e mesmo a interferências dos projetos de produção no ambiente local. No presente estudo, avaliou-se a disponibilidade de água para fraturamento hidráulico nas bacias sedimentares brasileiras com perspectivas de gás não convencional (vide seção 3.1). Identificaramse, assim, as bacias com baixa, média e alta restrição para uso de água em fraturamento hidráulico. Em linhas gerais, constatou-se que, à exceção da bacia associada ao São Francisco, esta não parece ser uma restrição forte ao desenvolvimento do shale gas no país. Em relação à monetização do gás natural não convencional, este documento na seção 3.4 aprofundará este tema, especialmente, para a Bacia do Paraná, de forma a avaliar as alternativas

econômicas de uso e conversão do gás não convencional no Brasil, incluindo a possibilidade de investimento em estrutura de transporte do gás para mercados consumidores no Brasil. Os outros três aspectos (arranjo institucional, capacidade da indústria para-gasífera e restrições ambientais além da disponibilidade hídrica) representam enorme incerteza para a estimativa de produção no Brasil. Merecem estudos mais aprofundados, que fogem ao escopo deste trabalho. De fato, como os poços de shale gas apresentam taxa de declínio muito acelerada, (de 63 a 85% no primeiro ano de produção), o esforço de explotação deve ser contínuo para manter e mesmo aumentar a produção (MIT, 2011). Tal fato explica uma curva de investimento completamente diversa daquela verificada no caso do E&P de petróleo convencional (Figura 27). Como destacam Lage et al (2013), “as despesas de capital alongadas traduzem a necessidade contínua de perfuração para se manter a taxa de produção do projeto. As despesas operacionais (OPEX) dos projetos não convencionais são mais elevadas que as dos projetos convencionais, traduzindo o elevado custo de produção dessas reservas. O projeto também tem payback mais longo, pois o pico de produção do campo só é alcançado depois do investimento para desenvolvimento dos vários poços do projeto.”

Figura 27: Exemplo de fluxo de caixa de E&P para projeto de gás convencional e não convencional Fonte: Lage et al (2013)

Portanto, de forma a lidar com a considerável incerteza associado ao ritmo exploratório e explotatório de shale gas no Brasil, este estudo realizou cenários de ritmo de perfuração de poços de gás não convencional, assumindo desde cenários otimistas, conforme as possibilidades nacionais, que se aproximam do limite inferior da taxa de perfuração histórica da região de Barnett nos Estados Unidos, até cenários conservadores de perfuração, onde se estabelecem taxas de perfuração bastante reduzidas.

No presente estudo, primeiramente, foi utilizada a informação da produção observada de um poço para um período de tempo. Com essa informação, realiza-se a projeção do fluxo linear e o fluxo “dominado pela fronteira”. No caso do exercício aqui realizado, assumiu-se as características geológicas das bacias sedimentares brasileiras são similares às da bacia sedimentar do Barnett, bacia localizada nos Estados Unidos da América (EUA). Umas das jurisdições com maior produção do shale gas na bacia sedimentar de Barnett é o município de Tarrant, estado de Texas (POWELL SHALE DIGEST, 2013). Dessa maneira, a produção observada escolhida foi de um poço dessa jurisdição (poço Nº 1H, concessão Nº 260852 – AARON B) (THE RAILROAD COMMISSION OF TEXAS, 2014). As equações da metodologia de estimativa proposta dependem de informação observada em base diária. Porém, a informação publicamente disponível do poço 1H possui dados mensais. Portanto, foi necessário realizar um algoritmo com a finalidade trabalhar com dados diários. Para tanto, assumiu-se que os dados analisados ainda se encontram no fluxo linear. Adicionalmente, as informações das variáveis trabalhadas pertencem à bacia sedimentar do Barnett; porém elas não correspondem diretamente ao poço 1H. Por esse motivo é que o resultado possui uma margem de erro. Na tabela seguinte, descrevem-se os valores assumidos juntos com suas respectivas referências:

Tabela 9: Valores assumidos para estimação da produção de um poço horizontal de shale gas .

Variável

Valor

0,00002

b´

0,00018

A h Ø µg cti ppi - ppwf T

2250000 ft2 100 ft 0,100 0.0200 cp 0,00031 psi-1 3,34E+08 psi2/cp 150 ºF

Referência Dados trabalhados da base de dados de THE RAILROAD COMMISSION OF TEXAS (2014). Dados trabalhados da base de dados de THE RAILROAD COMMISSION OF TEXAS (2014). NOBAKHT et al. (2012) NOBAKHT et al. (2012) NOBAKHT et al. (2012) SHARMA (2009) SHARMA (2009) NOBAKHT et al. (2012) UZOH et al. (2010)

As unidades de medida são convertidas para o Sistema Internacional de Unidades (SI) depois de realizado os cálculos.

O relatório do MIT (2011) indica a probabilidade da taxa inicial de produção de vários poços da bacia sedimentar de Barnet em 2009 (Figura 28). Nessa figura pode-se verificar que a maior probabilidade é que um poço horizontal tenha uma produção na ordem de grandeza de 1000 mil ft3/dia (Mcf/day).

Figura 28: Variação de taxas de produção iniciais em poços da bacia sedimentar de Barnett em 2009 Fonte: MIT (2011)

Neste estudo, analisaram-se os dados observados de produção do poço 1H. Eles possuíam valores cinco vezes acima da média dada na Figura 28. De fato, o poço 1H possui uma produção equivalente a 5 poços horizontais em Barnett. Além disso, o mesmo relatório do MIT (2011) apresenta curvas de produção em mil ft3/dia (MCF/day) de três bacias sedimentares dos EUA, entre elas a bacia do Barnett (Figura 29). Nessa figura, pode-se notar que a produção do gás não convencional tem sido interrompida ao cabo de cinco anos, quando a taxa de gás natural já não justifica economicamente a extração (a curva hiperbólica atinge a assíntota horizontal). Dessa forma, a simulação realizada neste estudo considerou que a produção de um poço horizontal no Brasil ocorrerá por 5 anos, quando, então, o poço será abandonado.

Figura 29: Período da produção do shale gas em três bacias sedimentares dos EUA. Fonte: MIT (2011)

Segundo o POWELL SHALE DIGEST (2013), na bacia Barnett foram perfurados 14.272 poços horizontais desde 1982 a 2013, chegando a uma produção de 14 trilhões de ft3. Porém, foi apenas a partir de 2003 que começou a perfuração horizontal e o fraturamento hidráulico múltiplo. Nos últimos 12 anos e meio, o Barnett produziu 98,4% de sua produção de gás natural (POWELL SHALE DIGEST, 2013) – ver Figura 30.

Figura 30: Perfuração e produção em Barnett - EUA. Fonte: Newell (2011)

Como antes asseverado, é difícil estimar o ritmo de perfuração de poços e de fraturamento hidráulico no Brasil. Destarte, propõem-se cenários relacionados à quantidade de dias necessários para a construção de um poço horizontal no Brasil. Assume-se aqui, à guisa de exercício, que o país sustentará um ritmo contínuo de perfuração segundo um dos cenários adotados abaixo. Trata-se evidentemente de uma hipótese que pressupõe, como antes explicitado, um determinado grau de capacidade técnica e financeira da indústria para-gasífera nacional de mobilizar recursos para o shale gas, mas, sobretudo, um arranjo institucional com contínuos e regularmente espaçados leilões de exploração de shale gas. Note-se aqui que, de forma também conservadora, assumiu-se neste estudo que esta última condição somente se daria a partir da década de 2020 e, desta forma, a produção de gás não convencional no país em volumes crescentes e relevantes se daria apenas a partir de 2025. A partir deste período esta produção seria comparada àquela do gás convencional estimada conforme a curva de produção de petróleo no Brasil (vide Seção 2). •

Cenário 1: Construção de 05 poços horizontais em 1 dia.

•

Cenário 2: Construção de 04 poços horizontais em 1 dia.

•

Cenário 3: Construção de 03 poços horizontais em 1 dia.

•

Cenário 4: Construção de 02 poços horizontais em 1 dia.

•

Cenário 5: Construção de 01 poço horizontal em 1 dia.

•

Cenário 6: Construção de 01 poço horizontal em 2 dias.

•

Cenário 7: Construção de 01 poço horizontal em 4 dias.

•

Cenário 8: Construção de 01 poço horizontal em 5 dias.

•

Cenário 9: Construção de 01 poço horizontal em 8 dias.

•

Cenário 10: Construção de 01 poço horizontal em 10 dias.

3.3.3- Exercício de Cenário para Produção de Gás Não Convencional no Brasil

Como antes destacado, com a finalidade de testar o modelo conceitual proposto por NOBAKHT et al. (2012), avaliaram-se os dados observados para um poço horizontal do poço 1H frente aos dados simulados, por um período de cinco anos. Dessa forma, obteve-se que o tempo em que o fluxo de gás, antes descrito pelo modelo linear, passa a ser dominado pelas fronteiras do reservatório acontece em aproximadamente em 2 anos 8 meses. Dessa forma, a produção de um poço horizontal se inicia com 956,45 mil ft3/dia (27,1 mil m3/dia) e finaliza o quinto ano com

114,67 mil ft3/dia (3,25mil m3/dia). Além do mais, a produção acumulada de um poço horizontal atingiria os 538.742,54 mil ft3/dia (15.255,49 mil m3/dia). Este resultado do modelo é consistente com as curvas verificadas em Barnett. De fato, na Figura 31, apresenta-se o exercício realizado para estimação da produção do poço horizontal observado 1H e a simulação para cinco anos de produção.

Figura 31: Produção do poço horizontal observada e a simulada para cinco anos de produção Fonte: Elaboração própria

Assim, a projeção para os diferentes cenários de perfuração no Brasil, dentro do horizonte de 10 anos, é apresentada na Tabela 10 e Figura 32. A produção do cenário 1 (mais otimista) indica que, no caso de perfurar 05 poços horizontais (fraturamento hidráulico múltiplo ou múltiplos poços por base) e completar uma base de gás não convencional em um mesmo dia, a produção atingiria o valor de 27,9 Bm3/ano. Esse valor representa 12% da produção do shale gas nos EUA em 2011 (EIA, 2013). Além disso, supondo que o país realizasse a perfuração de um poço horizontal por dia (cenário 5), a produção máxima seria de 5,6 Bm3/ano. Interessantemente, este valor se coaduna com a estimativas do último WEO (IEA, 2014), que considerou a perspectiva de o país atingir uma produção anual de 6 Bm3/ano. Da mesma forma, para o cenário 10 (mais pessimista) indica uma produção de 0,6 Bm3/ano.

Tabela 10: Cenários de produção de shale gas acumulado e produção máxima anual para um período de projeção de 10 anos no Brasil

Cenário

Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário 4 Cenário 5 Cenário 6 Cenário7 Cenário 8 Cenário 9 Cenário 10

Prod. Acum. (10 anos) Bm³ 226,5 181,2 135,9 90,6 45,3 22,7 11,3 9,1 5,7 4,5

Produção Anual Máxima Bm³/ano 27,9 22,3 16,8 11,2 5,6 2,8 1,4 1,1 0,7 0,6

Fonte: Elaboração própria

Vale notar também que a produção acumulada, mesmo no cenário mais otimista (sob o viés de extração de recursos energéticos), que pressupõe capacidade logística para escoamento do gás e arranjo institucional favorável e estável para manutenção de um ritmo estável relativamente elevado de perfurações horizontais, não supera o recurso último recuperável (URR) estimado na seção 3.1. deste documento para todas as bacias brasileiras com recurso potencial. Não obstante, se toda a produção se concentrar na Bacia Paraná e se adotarmos a estimativa atual mais conservadora do URR brasileiro indicaria na Bacia do Paraná, por exemplo, o volume de cerca de 100 bilhões de metros cúbicos de gás, os cenários de 1 a 3, aqui simulados não seriam aplicáveis.

Figura 32: Cenários de produção anual de shale gas para um período de projeção de 10 anos no Brasil Nota: na abscissa, conta-se o ano de início da produção. A estimativa foi realizada, contudo, para a base diária em 10 anos de produção com uso de programação em MathLab.

Estes valores podem ser comparados com a oferta líquida26 de gás natural convencional do Brasil (ver seção 2.3.5), assumindo-se o início da produção de gás não convencional no Brasil, em volume relevante e a ritmo regular, em 2025. Neste caso, consideraram-se como exemplos emblemáticos os casos dos cenários 1 (cinco seções horizontais por dia), que se aproxima de um limite inferior de taxa de perfuraçãao em Barnett, e 5 (uma seção horizontal por dia) – ver Tabela 11e Figura 33.

Tabela 11: Comparação de estimações da produção de gás convencional e gás não convencional a partir de 2025

Ano

2025 2030 2035 2040 2045 2050

Gás não convencional. Gás não convencional. Gás Cenário 1: Construção de Cenário 5: Construção de um convencional1 cinco poços horizontais por poço horizontal por dia dia % da oferta % da oferta 106 m3/dia 106m3/dia 106m3/dia convencional convencional 134 15 11% 3 2% 166 73 44% 15 9% 167 76 46% 15 9% 144 76 53% 15 11% 134 76 57% 15 11% 111 76 69% 15 14%

Nota: 1. A oferta de gás convencional não inclui o gás reinjetado e o gás utilizado para auto-consumo em plataformas de petróleo (que representam, somados, entre 20 e 25% da produção bruta de gás no período considerado). Trata-se, portanto, de uma oferta líquida de gás convencional, incluindo gás associado e gás livre. Fonte: Elaboração própria

A oferta líquida de gás convencional aqui apresentada não inclui o gás reinjetado e o gás utilizado para autoconsumo em plataformas de petróleo (que representam, somados, entre 20 e 25% da produção bruta de gás no período considerado). Trata-se, portanto, de uma oferta líquida de gás convencional, incluindo gás associado e gás livre.

180 160

Gás convencional

140

106m3/dia

120 100 80 60 40 20 0 2025

2030

2035

2040

2045

2050

Gás nao convencional. Cenário 5: Construçao de um poço horizontal por dia

Figura 33: Esquema das estimações da produção de gás convencional e gás não convencional a partir de 2025 Nota: 1. A oferta de gás convencional não inclui o gás reinjetado e o gás utilizado para auto-consumo em plataformas de petróleo (que representam, somados, entre 20 e 25% da produção bruta de gás no período considerado). Trata-se, portanto, de uma oferta líquida de gás convencional, incluindo gás associado e gás livre.

Neste caso, diante das incertezas de diferentes ordens (técnica, econômica, regulatória e ambiental) para estimativa de produção de gás não convencional no Brasil, é razoável adotar um cenário mais conservador, ou de menor arrependimento, em uma modelagem integrada. Assim, sugere-se adotar o cenário 5 para a participação do shale gas na oferta líquida total do país a partir de 2025. Conforme este cenário, esta participação evoluiria de 2% em 2025, para 8% em 2030, 9% em 2040 e 12% em 2050. Como antes asseverado, o resultado deste cenário também se coaduna com as estimativas de IEA (2014), para a produção de gás não convencional no Brasil na faixa de 6 Bi m3/ano em 2035. Evidentemente, nada impede que se simulem cenários ainda mais conservadores de ritmo de desenvolvimento do gás não convencional no Brasil.

3.4- Monetização do gás natural não convencional na matriz energética brasileira O aproveitamento do gás natural envolve sistemas que se dividem em diversas etapas: Exploração e Produção, Processamento, Transporte, Distribuição e Comercialização. Enquanto as duas primeiras etapas podem ocorrer no local em que o gás é obtido, o transporte e a

distribuição visam a levar o gás natural (GN) respectivamente aos comercializadores e ao mercado consumidor final para que se realize a etapa final de comercialização. Recentemente, observou-se expressivo avanço dessa indústria nos Estados Unidos da América em razão do avanço das técnicas de exploração do shale gas, que influenciou expressivamente nos preços internos do GN no país, no descolamento dos preços de gás natural e do petróleo, mas ainda sem impactar significativamente os preços mundiais (ERDÖS, 2012). No Brasil, houve avanços recentes no marco regulatório para o gás natural. Em março de 2014 foi publicado pelo Ministério de Minas e Energia do Plano de Expansão da Malha Dutoviária do País (PEMAT, 2014), com base em estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Esse plano foi previsto no novo marco legal, a Lei 11.909 de 5 de março de 2009, conhecida como a “Lei do Gás” (BRASIL, 2009a). Entre os objetivos desse novo marco legal está possibilitar o acesso de mais agentes à infraestrutura e ao mercado de transporte de gás natural, de modo a promover ambiente competitivo e redução de preços. Vale ressaltar que os preços para o gás natural no Brasil não são controlados, porém o mercado encontra-se sob o poder majoritário de um único agente com atuação vertical em todas as etapas da cadeia produtiva (ANP, 2011). A Figura 34 mostra a infraestrutura de transporte e processamento de gás natural existente27.

Um novo terminal de regaseificação de GNL com capacidade de regaseificação de 14 milhões de m /dia iniciou as operações na Baía de Todos os Santos (Bahia) em 24 de janeiro de 2014 (Petrobras, 2014).

Figura 34: Infraestrutura de gás natural instalada Fonte: EPE (2014)

Desde o ano de 2009 o Brasil vem incrementando as importações de GNL, de preço maior que o gás nacional (EPE, 2014). A partir de 2012, a oferta total ao mercado superou a produção nacional (Figura 34). Nota-se que o incremento da importação ocorre via GNL, que complementa o aumento de produção, visto que existe limitação física de importação pelo Gasbol. Paralelamente, ocorre o aumento da oferta de gás natural nacional.

Figura 35: Avanço da disponibilidade de GN no Brasil. Fonte: Elaboração própria a partir de MME (2014)

Na 12ª rodada de licitações da ANP, focada especificamente em GN, os blocos de gás natural licitados na bacia do Paraná despertaram interesse de 10 diferentes grupos brasileiros e estrangeiros, reforçando a grande expectativa em relação à capacidade de produção da região, tanto em relação a recursos convencionais quanto de recursos não convencionais. Não se pode deixar de mencionar, no entanto, a predominância da Petrobras, que ficou com 41% dos blocos arrematados. Após significativos avanços na construção de infraestrutura de dutos nos últimos anos (Figura 36), novos investimentos nessa área parecem desacelerar (MPOG, 2014). Por um lado, o grupo MPX (atualmente Eneva) decidiu por viabilizar as reservas de gás natural em seu poder na Bacia do Parnaíba por meio da construção de um complexo termelétrico a gás natural. Por outro lado, o governo e a Petrobras empreendem significativos investimentos na construção de novas unidades de fertilizantes nitrogenados (MPOG, 2014). Por fim, verifica-se que a malha dutoviária de transporte no Brasil cobre uma parcela relativamente pequena do território nacional (Figura 34), o que desperta a necessidade de alternativas de baixo custo que incentivem a monetização do gás produzido em escalas menores.

Em virtude do novo contexto da lei do gás e dessa realidade de investimento, será realizada uma análise com o objetivo de investigar uma possível comparação entre essas alternativas e hipóteses de investimento para uso do gás natural não convencional.

3.4.1- A Legislação para o Gás Natural A Constituição de 1988, no artigo nº 177, determinou o monopólio da União na pesquisa, na lavra, no transporte e no processamento de hidrocarbonetos fósseis. O exercício desse monopólio pode ser realizado por contratação de empresas estatais ou privadas (concessão), o que foi estabelecido pela lei nº Lei 9.478, de 6 de agosto de em 1997, conhecida como "Lei do Petróleo". Essa lei determinou as principais políticas energéticas para o País e apresentou entre os principais objetivos "incrementar, em bases econômicas, a utilização do gás natural". Nesse período, a demanda nacional por GN no País apresentou significativo avanço, bem como a infraestrutura voltada para condicionamento e transporte. A regulamentação do setor do gás natural foi complementada por portarias ministeriais e regulamentos determinados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Nesse período podem-se destacar a portaria ANP nº 1 de 2003, que estabeleceu a transparência de informações a respeito de informações técnicas de gasodutos por parte das empresas transportadoras e a resolução ANP nº 16 de 17/06/2008, que determina a especificação técnica para comercialização de gás natural no território brasileiro. A Lei 11.909, de 04 de março de 2009 avançou na determinação de critérios específicos para o gás natural e "dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás natural, de que trata o art. 177 da Constituição Federal, bem como sobre as atividades de tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural." Essa lei ficou conhecida como "Lei do Gás", que é regulamentada pelo decreto nº 7.382, de 02 de dezembro de 2010. Posteriormente ao decreto 7.382/10, deve-se destacar a Resolução nº 52 da ANP de 29 de setembro de 2011, que regulariza a autorização da prática da atividade de comercialização de gás natural e obriga os agentes vendedores de gás natural a registrarem na ANP seus contratos de compra e venda explicitando os volumes e preços, e a detalharem a parcela referente à molécula e a parcela referente ao transporte. Essa resolução pretende permitir maior transparência na determinação dos preços do gás natural, como será visto adiante nesse artigo.

100

Em 5 de março de 2012 o Ministério das Minas e Energia publicou a Portaria nº 94, que regulamentou o meio pelo qual os agentes de mercado podem protocolar uma solicitação de análise de projetos de novos gasodutos. Paralelamente, essa portaria define o detalhamento mínimo que um projeto de gasodutos deve apresentar para o estudo de uma nova alternativa dutoviária para a malha de transporte de dutos. O novo marco regulatório trouxe inovações ao processo de outorga de construção de infraestrutura de gás natural, notadamente para gasodutos de transporte. Até a lei 11.909/2009, o único regime vigente era o de autorização de gasodutos pela ANP. A partir da lei 11.909/2009, o regime de outorga de autorização passou a valer apenas para os seguintes casos (decreto 7.382/2010): i. Gasodutos de transporte que sejam envolvidos em acordos internacionais, conforme definidos pelo Ministério de Minas e Energia. ii. Gasodutos existentes, em 5 de março de 2009, iii. Gasodutos que, em 5 de março de 2009, tenham atendido às seguintes condições: a) estejam autorizados pela ANP e ainda não tenham sido construídos; ou b) tenham iniciado o processo de licenciamento ambiental, mas ainda não estejam autorizados pela ANP; iv. Ampliações dos gasodutos previstos nos itens i, ii e iii. Nos demais casos, vale o regime de concessão para gasodutos de transporte, que será precedida por licitação e por chamada pública para convocação de carregadores interessados. O Plano de Expansão da Malha Dutoviária do País (PEMAT, 2014) foi publicado com a intenção de identificar oportunidades viáveis de ampliação da malha dutoviária. Malgrado a proposição de apenas um duto e a ausência de estudos referentes a estocagem subterrânea de gás natural (ESGN), a lei do gás caracteriza o serviço de transporte dutoviário como atividade econômica e não serviço público (como a eletricidade), o que significa que a construção de novos dutos deve ser viável economicamente. Evidência da dificuldade de tornar essa atividade viável é a existência de extensa malha de dutos autorizados e ainda não construídos (ANP, 2014).

101

Existem dois meios de um gasoduto ser encaminhado para uma licitação de concessão. O primeiro é ser identificado pelos estudos da EPE e ser provocado pelo MME. O segundo meio parte da iniciativa de um agente do mercado que, na forma da portaria MME 94/2012, protocola uma solicitação perante o MME de um gasoduto que entenda ser viável. Esse gasoduto é analisado pela EPE e o MME decide pela inclusão ou não no PEMAT e pelo encaminhamento ou não para a chamada pública. O período de exclusividade de acesso ao gasoduto será estipulado pela ANP e não pode ultrapassar 10 anos. A Figura 36 mostra o avanço histórico da malha dutoviária de transporte de gás natural no País.

Figura 36: Avanço da infraestrutura de transporte de GN. Fonte: MME (2014)

A Lei 11.9090/2009 e o Decreto 7.382/2010 regulam ainda o acesso a outras infraestruturas de GN. Os gasodutos de escoamento da produção, as instalações de tratamento ou processamento de gás natural, assim como os terminais de GNL e as unidades de liquefação e de regaseificação, não estão obrigados a permitir o acesso de terceiros (Art. 62, decreto 7.382/2010).

102

No caso de sítios de estocagem subterrânea em reservatórios de hidrocarbonetos, o processo de outorga é a concessão precedida por licitação, ou por meio de autorização. Nessa situação, cabe à ANP disciplinar o período de exclusividade da concessão ou da autorização. Para unidades de processamento ou tratamento de gás natural, terminais de GNL, unidades de liquefação e de regaseificação de gás natural, bem como gasodutos de transferência e de escoamento da produção não integrantes de concessão de exploração e produção de petróleo e gás natural, é livre a empresas ou consórcios constituídos sob as leis brasileiras e com sede e administração no Brasil solicitarem autorização à ANP para construção, ampliação da capacidade e operação dessas facilidades.

3.4.2- Cenários de Preço para o Gás Natural a) Cenário Mundial Ao contrário da indústria de petróleo, a indústria mundial do gás não é globalizada, uma vez que esta não atende à característica de possibilitar a integração internacional de mercados financeiros a qualquer agente econômico, independente de sua localização geográfica (MATHIAS, 2008). Nesse sentido, entende-se globalização como a etapa final do processo de acesso a mercados que passa anteriormente pelas fases de internacionalização (comércio de mercadorias originadas em diferentes países) e de mundialização (caracterizada pela existência de investimentos estrangeiros na cadeia produtiva do bem). Apesar da inexistência da integração financeira do mercado mundial de gás natural, há registros de tendências de formação de preço integrada como o mercado Atlântico de gás no período entre 1997 e 2008. Nesse período os preços norte-americanos tenderam a ser mais altos que os preços do Reino Unido, o que garantiu certa convergência nas tendências dos preços nas duas margens do Atlântico, garantida pela precificação netback para os preços gás norte-americano em relação aos preços britânicos. Adicionalmente, existia uma correlação entre os preços do gás e do petróleo. Essas correlações de preços do gás norte-americano com o gás europeu e com o óleo deixaram de existir a partir de 2009 (ERDÖS, 2012). A Figura 37 demonstra a evolução dos preços mundiais de GN (em US$/MMBTU) em quatro importantes pontos de comercialização do hidrocarboneto: Estados Unidos (Henry Hub), Japão, Reino Unido e União Europeia (Alemanha). Pode-se notar claramente o descolamento de preços Henry Hub em relação aos demais mercados a partir de 2009.

103

A partir da análise das tendências dos preços nos principais centros consumidores de gás, encontram-se justificativas relacionadas aos eventos regionais para o comportamento dos preços em cada um dos pontos observados na Figura 37, principalmente para os extremos observados ao final do período. O Japão, que desenvolveu fortemente o mercado consumidor de GN a partir da viabilização dos projetos de GNL, ampliou a tendência do uso do hidrocarboneto a partir das repercussões negativas do acidente nuclear de Fukushima. A opção pela energia térmica a gás natural expandiu as demandas de GN no país e aumentou os preços de GNL. Sendo o Japão um dos maiores consumidores do mundo, essa mudança influenciou o mercado mundial de GNL, o que pode ser verificado na tendência dos indicadores europeus, que adicionalmente apresentam forte dependência do suprimento de gás da Rússia via gasodutos. As instabilidades decorrentes ao recente avanço da Rússia sobre o território da Crimeia não está no período analisado do gráfico abaixo, mas por certo há de ser mais um elemento capaz de influenciar os preços do gás na Europa.

104

Figura 37: Evolução anual dos preços mundiais de GN e petróleo. Fonte: BP (2013)

Nos Estados Unidos, a maturação dos investimentos em gás não convencional (particularmente o shale gas) e as características desse tipo de exploração determinaram a queda dos preços e o descolamento dos demais. O desenvolvimento da técnica de fraturamento hidráulico horizontal por pequenos produtores na América do Norte, aliado à ampla rede de gasodutos próximos aos campos de produção de shale gas no período de aumento de preços, permitiu o desenvolvimento relativamente rápido da produção na América do Norte. No entanto, a técnica de fraturamento promove a rápida liberação do gás estocado no depósito, o que tem como consequência o decaimento também acelerado da produção dos poços (MIT, 2011).

105

b) Cenário Brasileiro A Lei do Petróleo buscou incentivar a livre concorrência na indústria de hidrocarbonetos no País encerrando o monopólio jurídico da Petrobras. Essa lei possibilitou a qualquer agente interessado a investir em Exploração e Produção, Processamento, transporte ou carregamento de Petróleo e Gás natural. No entanto, a indústria do Gás Natural tem por característica o desenvolvimento em rede, apresentando grande interdependência entre as etapas produtivas, elevados custos de investimento, que acabam por constituírem barreiras à entrada de novos competidores. Alguns setores específicos, como o transporte por meio de gasodutos, constituem um monopólio natural (ANP, 2011). Dessa maneira, a estrutura produtiva do Gás Natural permaneceu, em grande medida, verticalizada, possibilitando à Petrobras grande influência na definição de preços (ANP, 2011). Até o ano de 2002 vigorou a política de controle de preços máximos por parte do MME. A liberação dos preços do gás natural no País ocorreu em janeiro de 2002, apesar da proposição do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) por meio da Resolução nº 6/2001 pela manutenção do controle de preços até houvesse ambiente concorrencial no País. A Petrobras é a maior produtora de gás natural no País, é a única proprietária de Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), é sócia majoritária ou controladora de cerca de 97% da malha de transporte de GN, é a única proprietária de terminais de regaseificação no País e está presente por meio de sua subsidiária Gaspetro na maioria das distribuidoras nacionais de GN (ANP, 2011). No lado da demanda por gás natural, a Petrobras controla ainda 16 termelétricas, duas fábricas de fertilizantes além de participações no setor petroquímico (PETROBRAS, 2011). Finalmente, a Petrobras é praticamente o único carregador de gás natural do País e o formador efetivo de preços (ANP, 2011). A legislação vigente divide os preços do gás natural para as distribuidoras no Brasil em duas parcelas: a primeira refere-se ao gás propriamente dito (wellhead price ou commodity) e visa a remunerar o produtor do gás. A outra se refere à tarifa de transporte que remunera o serviço de movimentação entre as instalações do produtor e o ponto de transferência de custódia para o distribuidor. Nos contratos vigentes até a publicação da Resolução nº 52 da ANP de 29 de setembro de 2011, os agentes vendedores não eram obrigados a registrar na ANP seus contratos de compra e venda explicitando os volumes e preços, detalhando a parcela referente à molécula (commodity) e a parcela referente ao transporte. Assim, como a maioria dos contratos é

106

anterior a essa resolução, no momento os preços de gás no Brasil praticados pela Petrobras não informam essa divisão, como pode ser observado na Figura 38:

Figura 38: Avanço dos preços trimestrais do GN no Brasil. Inclui tarifa de transporte. Fonte: Petrobras (2014)

Nota-se a relativa estabilidade dos preços referentes ao uso termelétrico comparativamente aos preços nacional e importado. Esse fato decorre do Programa Prioritário Termelétrico - PPT, criado pelo decreto No 3.371, de 24 fevereiro de 2000, que define a prioridade de fornecimento de gás para termelétricas nas condições de preços definidas pelo MME e ANEEL. Como a maioria dos contratos de compra de GNL pela Petrobras se baseou na cotação do Henry Hub no momento da compra (CARVALHO, 2012), essa situação cria incerteza em relação ao preço futuro do GNL e ao fornecimento, podendo impor severas perdas nos momentos de alta demanda por GNL. A partir de 2007 a Petrobras adotou quatro modalidades de venda de gás natural no longo prazo com o objetivo de obter maior flexibilidade e adequar as vendas à oferta disponível da produção nacional e importada (Bolívia e GNL). São eles (ANP 2011):

107

•

Firme inflexível - define compromisso de quantia mínima de consumo pelo consumidor e de entrega pelo fornecedor.

•

Firme flexível – adequado para o consumidor que se dispõe a consumir outra fonte de energia suprida pelo fornecedor.

•

Interruptível – Apenas o fornecedor pode interromper o fornecimento

•

Preferencial – o consumidor tem a prerrogativa de interromper o fornecimento e o fornecedor a obrigação de suprimento. Nova modalidade pensada para suprir o consumo termelétrico.

Atualmente a Petrobras dispõe também de um dispositivo de venda no curto prazo, que sofreu modificações para adequação ao mercado. Em comunicado de 12/08/2012 em sua página eletrônica informa que "A Petrobras decidiu incorporar na venda de gás natural de curto prazo um mecanismo que possibilita que parte do volume de gás adquirido nesta modalidade possa ser considerada nos compromissos de retirada de gás provenientes dos Contratos de Longo Prazo quando assim estiver previsto na Plataforma Eletrônica, a critério da Petrobras" (PETROBRAS, 2012). Esse mecanismo foi denominado fator de compensação. A Figura 39 compara o comportamento de preços nacionais para o gás natural relativamente aos preços praticados nos Estados Unidos, Reino Unido e Japão. Observa-se que impacto da crise econômica internacional (terceiro trimestre de 2008) nos preços do Brasil foi sensivelmente menor que em outros países. No Brasil houve queda máxima de US$ 1,73/MMBtu (Figura 38) entre o terceiro e o quarto trimestre de 2008. Na variação anual não houve queda no preço do gás nacional (Figura 6). Nos demais países houve queda muito mais sensível, chegando a US$ 5,94 no Reino Unido e a US$ 4,96 nos Estados Unidos entre 2008 e 2009. Vale ressaltar que nesse último país há o impacto do shale gas, que manteve os preços em patamares baixos e diferenciados em relação aos outros grandes consumidores. Enquanto os demais países apresentaram oscilações no período, nota-se que no Brasil não há correlação direta de preços de gás natural oferecido às distribuidoras com os preços em outros mercados.

108

18,00 16,00 14,00

Japão UK EUA HH

Preço US$/MM Btu

12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Ano

Figura 39: Comparativo de preços de GN nacionais e internacionais (US$/MMBTU). Fonte: Elaboração própria a partir de dados Petrobras (2014), BP (2013) e EIA (2014).

Recentemente, foi publicado o PEMAT (EPE 2014), que destaca os seguintes “preços de realização” (break-even prices) para o gás natural no Brasil:

Tabela 12: Estimativa de preços de realização de gás natural Preço de oferta do gás natural especificado nacional [US$/MMBtu] – projetos típicos Gás Não Associado - Campos em Terra Gás Não Associado - Campos no Mar (Pós-Sal) Gás Associado - Campos em Terra Gás Associado - Campos no Mar (Pós-Sal)

1,13 4,73 0,56 4,95

Gás Associado - Campos no Mar (Pré-Sal) – 1 módulo de produção

7,7

Gás Associado - Campos no Mar (Pré-Sal) – 2 módulos de produção

5,59

Gás Associado - Campos no Mar (Pré-Sal) – 3 módulos de produção

5,04

Gás Não Convencional – Campos em Terra1

Nota: Preço do gás natural não convencional – estimado com base em MIT (2011) e BNDES (2013). Fonte: EPE, MME (2014)

109

Esses preços são aqueles considerados como o valor mínimo para o gás especificado com o objetivo de calcular a tarifa de transporte e comparar as alternativas de dutos identificadas pelo estudo. No estudo, porém, são feitas algumas ressalvas em relação aos valores apresentados na tabela acima: “Os valores contidos na Tabela I.4 refletem avaliações preliminares, feitas pelo Ministério de Minas e Energia, cuja única finalidade é determinar se uma alternativa qualquer de expansão da malha avança para as etapas mais detalhadas, nos estudos de viabilidade podendo, inclusive, se tornar elegível à proposição no âmbito dos estudos. Ademais, releva destacar que tais informações aqui produzidas estão limitadas aos objetivos desse estudo, não podendo em nenhuma hipótese serem consideradas ou utilizadas como referência para o preço de gás natural especificado no Brasil.” O mesmo estudo calculou ainda os preços máximos nos pontos de entrega (citygates), considerando a competitividade do GN com o óleo combustível nos estados. O resultado é demonstrado na tabela a seguir.

110

Tabela 13: Preços máximos do gás natural no citygate para cada distribuidora (US$/MMBtu) para competitividade de 100% com o óleo combustível

Empresa

Preço máximo do GN (comp. 100% OC)

Tributos

Preço sem 1 impostos

Margem da distribuidora estimada

Preço máximo do gás natural no citygate

[US$/MMBtu]

[%]

[US$/MMBtu]

CEGÁS

22,65

26,25

16,7

3,92

12,78

POTIGÁS

19,2

26,25

14,16

2,15

12,01

PBGÁS

19,2

26,25

14,16

3,31

10,85

COPERGÁS

19,05

26,25

14,05

4,07

9,98

ALGÁS

19,2

26,25

14,16

6,54

7,62

SERGAS

19,2

26,25

14,16

3,15

11,01

BAHIAGAS

15,8

21,25

12,44

3,4

9,04

GASMAR2

19,2

26,25

14,16

2,15

12,01

GASMIG

18,4

21,25

14,49

2,6

11,89

PETRO ES

18,13

26,25

13,37

2,29

11,08

CEG

18,6

21,25

14,65

3,9

10,75

CEG RIO

18,6

21,25

14,65

3,67

10,98

COMGÁS

17,4

21,25

13,7

5,1

8,6

Gas Natural Fenosa

17,4

21,25

13,7

5,11

8,59

COMPAGAS

16,9

21,25

13,31

5,32

7,99

SCGÁS

18,15

21,25

14,29

5,18

9,11

19,4

21,25

15,28

4,84

10,44

GASPARÁ

19,2

26,25

14,16

3,92

10,24

CIGAS

24,55

34,25

16,14

3,31

12,83

MSGÁS

18,15

21,25

14,29

2,92

11,37

SULGAS 2

1 O preço sem impostos foi calculado através da seguinte equação: P_(sem imp.)=P_(com imp.)*(1Impostos), sendo os Impostos=PIS+COFINS+ICMS. 2 Nota: adotou-se uma média regional como margem de distribuição das CDLs do Pará (GASPARÁ) e do Maranhão (GASMAR), uma vez que as mesmas ainda não movimentam gás natural. Fonte: EPE (2014).

Na metodologia proposta por EPE (2014), a tarifa de transporte a remunerar os agentes dos mercados seria proveniente da diferença entre os valores mínimos apresentados na Tabela 12 e os valores máximos apresentados na Tabela 13 para cada região do País. A partir das discussões sobre preço do gás no Brasil, pode-se observar que existe grande incerteza no que diz respeito a definições de preços no País. Por um lado, os critérios para definição de custos de cada etapa da cadeia não são claros. Por outro, existe grande assimetria

111

entre os agentes de mercado, visto que um mesmo agente domina todas as etapas da cadeia produtiva e logística do gás natural. Finalmente, não existe correlação entre os preços do gás no mundo, uma vez que o mercado não é completamente globalizado. Por essa razão, esse trabalho desenvolve uma análise comparativa que pretende ser independente dos preços do gás.

3.4.3- Estudo de Caso: a Bacia do Paraná Como antes destacado, a bacia do Paraná tem longo histórico de exploração de hidrocarbonetos. Contudo, apesar dos diversos fatores propícios ao desenvolvimento dos campos da região, na prática a exploração desses recursos identificados foi lenta e sem resultados expressivos. A 12ª rodada de licitações teve foco na licitação de blocos com expectativa de produção, principalmente, de gás natural, e os resultados indicam que a região se encontra em novo momento de expectativas positivas de desenvolvimento, principalmente no que se refere à indústria do Gás Natural. Nesse cenário, torna-se relevante analisar as possibilidades de monetização do recurso após a fase de exploração e produção. A escolha por um setor da indústria pode ser determinante na viabilização de um empreendimento. Por essa razão pretende-se fazer uma análise comparativa de custos (payback simples) para os diversos tipos de tecnologias que utilizam gás natural como insumo para verificar qual a opção mais custo efetiva. A escolha da bacia do Paraná entre as demais bacias sedimentares onde houve oferta de blocos em terra na 12ª rodada decorre de: •

A região é próxima das áreas economicamente mais dinâmicas do País, tanto no aspecto quantitativo, quanto no aspecto qualitativo, apresentando relevante potencial de demanda.

•

A existência na região de atividades significativas dos setores primário, secundário e terciário garante a diversidade da economia na região e reforça a possibilidade de formação de sinergias28 que favoreçam resultados econômicos mais positivos.

•

A Bacia do Paraná dispõe de infraestrutura multimodal de transportes, o que pode facilitar a viabilização de cadeias logísticas de novos projetos. Do ponto de vista

O conceito de sinergia refere-se à possibilidade de que as ações planejadas de agentes tais como indústrias e governos tirando vantagem das condições locais produzam efeito positivo total maior que o efeito da ação individual de cada agente. Associado a ele está o conceito de simbiose industrial e a criação de ecoparques industriais (Starlander, 2003).

112

hídrico, como discutido na seção 3.4, a bacia do Paraná apresenta proximidade com rios e aquíferos, o que não restringiria a exploração e produção quer por meio de técnicas voltadas para recursos convencionais quanto para recursos não convencionais.

Desse modo, as seguintes hipóteses serão testadas: A)

Instalação de um duto de transporte (interligado ao sistema existente)

Instalação de usina termelétrica (interligada ao Sistema Interligado Nacional -

SIN) C)

Instalação de uma unidade de fertilizantes (amônia)

Adicionalmente, será feito um estudo de sensibilidade para analisar a implantação de mini plantas de Metanol como meio facilitador de investimentos na indústria de gás natural.

3.4.3.1- Metodologia Este estudo compara três opções de negócios que usam gás natural como insumo e faz uma análise de sensibilidade para uma delas. Uma vez que o preço praticado no Brasil para o gás natural é controlado por um agente majoritário, e é relativamente independente do mercado, considera-se para essa comparação condições coeteris paribus. Visando a padronização das alternativas apontadas anteriormente, esse trabalho propõe a adoção de uma vazão de GN fixa como insumo. Desse modo, será analisada comparativamente qual alternativa é capaz de monetizar o investimento da melhor maneira e com o retorno mais rápido. Ao fazer um cálculo de payback simples sobre o capital investido para cada instalação, pretende-se eliminar a influência dos preços do gás para cada alternativa. Partindo da ideia de que projetar os preços para o gás natural nacional no Brasil seria um exercício por demais especulativo29, optou-se por considerá-los equitativos para as quatro hipóteses na condição em que são extraídos (cabeça do poço). Desse modo, procura-se investigar antes a relação existente entre as alternativas a um dado custo fixo, eliminando eventuais alterações que afetariam igualmente as três alternativas. Os eventuais custos com processamento, no entanto, não são desprezados. 29

Ver a seção sobre preços de gás.

113

Para esse objetivo, foram obtidos custos de investimentos em capital para as alternativas, bem como foram definidos fatores que remuneram o investimento após a conclusão. De posse dessa relação de payback simples (nomeada aqui R/I), foram desenvolvidos índices que possibilitaram a análise comparativa entre as alternativas.

3.4.3.2- Premissas Para a realização desse estudo, as seguintes premissas gerais serão adotadas: 1 – Foi escolhido o campo de Barra Bonita, no Estado do Paraná, leiloado na 10ª rodada de licitações e que se encontra em estágio de desenvolvimento. 2 – Para a definição de distâncias, foi escolhido um ponto geográfico próximo ao campo de Barra Bonita com origem na latitude 25º e longitude 52º. A cidade mais próxima desse ponto foi escolhida por meio da visualização dos mapas da região. A cidade de Santa Maria do Oeste (PR) é o ponto de referência. 2 – O custo de exploração e produção é o mesmo para todas as hipóteses testadas. 3 - O volume total de gás in place é o estimado pela ANP (3 bilhões de m3). A figura 3 mostra a localização do ponto geográfico definido.

114

Figura 40: a) Malha rodoviária do estado do Paraná; b) Localização da cidade de Santa Maria do Oeste em relação à Curitiba. Fonte: DNIT, 2012.

3.4.3.3 Aspectos Regionais e de Infraestrutura A região do campo de Barra Bonita localiza-se no centro do estado do Paraná. A região dispõe de estradas, e a cidade de Santa Maria do Oeste está localizada a 347 km de Curitiba. O acesso à região é feito por rodovias federal e estadual e não é impeditivo para instalação de indústrias, além de estar a 395 km da hidrovia Tietê-Paraná e a 448 km do Porto de Paranaguá. No que diz respeito à malha de transporte de gás natural, o ponto mais próximo do Campo de Barra Bonita para interligação à malha é a estação de compressão (ecomp) de Araucária (344 km). Para a definição dessa distância considerou-se um traçado que acompanhe uma área já desapropriada, como uma estrada existente. A ecomp Araucária está sob a concessão da TBG. Não são considerados nesse estudo custos relativos à comercialização por meio de swap, diante da inexistência de regulação para essa prática até o momento. Tampouco faz parte do escopo desse estudo avaliar se existiria necessidade de expansão dessa ecomp. Em relação ao SIN, trata-se de uma região bastante atendida, contando com densa malha de linhas de transmissão (Figura 41b).

115

Figura 41: a) Infraestrutura de Transporte de gás natural no estado do Paraná. (TBG, 2011). b) Sistema Interligado nacional – SIN. Fonte: ONS (2013)

3.4.3.4 Levantamento de Custos Foi feito o levantamento de custos de investimento em capital para os empreendimentos considerados nas hipóteses a serem estudadas. Nessa avaliação, importam os investimentos agregados para a comparação relativa entre as hipóteses para o cálculo de payback simples. Em relação à necessidade de instalação de uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), as condições requeridas diferem entre si: •

Para a instalação de dutos de transporte há a necessidade de UPGN, preferencialmente próxima ao local de extração do gás. A necessidade da UPGN decorre das especificações definidas pela ANP para o transporte de GN (resolução ANP nº 16 de 17/06/2008), uma vez que apenas gás especificado pode ser transportado na malha brasileira.

•

Para o fim químico de geração de gás de síntese para posterior fabricação de fertilizantes, considerou-se que o gás natural também deve passar por processamento e que esse custo deve ser somado ao custo da fábrica de fertilizantes.

•

Considerou-se que a usina termelétrica pode dispensar um sistema mais elaborado de tratamento de gás, considerando as condições adotadas por MPX-Eneva (2012)

116

•

No caso das mini plantas de metanol, o tratamento dado ao gás constitui parte do pacote de produção (MESSIRI, 2006).

3.4.3.5 Alternativas para a Bacia do Paraná Como definido anteriormente, adotou-se uma vazão de GN fixa como insumo a ser monetizado. Para simplificação, foi usada como referência (nos casos onde é aplicável) a capacidade de um trem de tratamento da Unidade de tratamento de Caraguatatuba - UTGCA (MPOG, 2013) para definir a vazão máxima de 7,5 MM m3/d e o custo fixo de R$ 408,43 milhões. Aquela vazão foi adotada para o dimensionamento do duto e para definir a capacidade de produção da Unidade de Fertilizantes (UFN). A mesma vazão foi utilizada para as UTEs. No caso das mini plantas de metanol, a premissa de vazão de gás será tratada à parte. Foi considerada para este estudo uma UFN que produza apenas amônia, a exemplo da UFN V. Para o cálculo do duto foi usado o simulador Pipeline Studio30. Note-se ainda que, conforme o exercício de produção de gás não convencional desenvolvido neste estudo (Seção 3.3), em que se atingiu um patamar de 15 MM m3/dia (caso do cenário 5), o valor de 7,5 MMm3/dia indicaria um cenário em que ou a Bacia do Paraná representaria metade da oferta de gás não convencional no Brasil, ou o ritmo de produção estaria todo concentrado no Paraná, contudo sob uma evolução equivalente à metade da perfuração diária prevista no cenário anteriormente destacado (neste caso, a produção seguiria o cenário 6 do exercício antes realizado). De qualquer forma, o valor de 7,5 MMm3/dia mostra ter uma boa representatividade para o exercício de cenários de oferta de gás não convencional no horizonte de 2025-2050. Foram obtidos valores de investimentos para os dutos, para as UPGNs e para a Unidade de Fertilizantes na página do Programa de Aceleração do Crescimento, do Governo Federal (MPOG, 2013). O custo unitário de investimento (capacidade instalada) em uma usina termelétrica no Brasil foi obtido em IEA (2010). Tanto para a UFN quanto para a térmica foram utilizados fatores de escala.

O software Pipeline Studio da Energy Solutions realiza simulações termofluido-hidráulicas em regime permanente e transiente, permite o projeto de gasodutos com a inclusão de estações de compressão, medidas de comprimento, diâmetro e rugosidade de tubos, bem como da composição do gás natural.

117

Os dados referentes às mini plantas de Metanol foram obtidos de MESSIRI (2006) e internalizados para o Brasil com uma atualização monetária para o ano base de 2013. Foi utilizado o índice do mês de agosto de 2013 da revista Conjuntura Estatística (FGV, 2013) para bens intermediários industriais. Foram adicionados aos custos de oportunidade da produção de amônia e metanol na região do interior do Paraná o custo referente ao frete para transporte dos produtos a partir do porto de Paranaguá. Por semelhança, os dados foram obtidos do Sindicato do Vale do Paraíba (SINDIVAPA, 2013). Adicionalmente, considerou-se para desconto na margem de venda o custo de frete no arco de 100 km de Santa Maria do Oeste. Inicialmente a remuneração da venda dos químicos é calculada isenta de impostos. Posteriormente, foi considerada uma margem fixa sobre renda bruta calculada a partir dos preços de amônia e metanol para os principais impostos (ICMS, PIS, COFINS). Cada investimento deve ocorrer ao longo do prazo de projeto e construção do respectivo empreendimento. Para efeito de comparação, o momento inicial t=0 deve ser o mesmo para os quatro empreendimentos. Nessas condições, foi investigada a relação entre a remuneração total do empreendimento no primeiro ano de retorno em relação ao total investido em cada hipótese. Todas as instalações foram consideradas operando na capacidade máxima. Como o interesse é comparativo entre as alternativas, não foi considerado o fluxo descontado. Para o gasoduto, a remuneração será advinda da tarifa de transporte. Para a UFN, a remuneração será advinda do preço da amônia. Para a térmica, a remuneração será advinda do preço do kWh comercializado. Para as mini plantas de metanol, o preço do metanol remunera o investimento. Para o cálculo das capacidades de cada empreendimento foram utilizados valores fixos por unidade de produto (serviço de transporte de gás, eletricidade, amônia e metanol). As capacidades obtidas foram as correspondentes a monetizarem 7.500 mil m3 de gás natural por dia. Onde aplicável foram inseridos fatores de processamento. Para os custos referentes ao aumento de escala foram utilizados fatores de escala de 0,7. Foi utilizado o câmbio de R$ 2,04 para 1 USD em todas as conversões.

118

HIPÓTESE A: Instalação de um duto de transporte Para essa hipótese, foi calculado o custo médio do duto em US$ por metro lançado de duto e por diâmetro nominal (US$/m.pol). Esse valor, utilizado para cálculos simplificados, permite a extrapolação dos custos dos dutos conforme os investimentos calculados para um novo duto a ser estimado. Como referência de base de dados, foram usados os dados de construção de dutos informados em MPOG (2013) e referidos na tabela anterior. O novo duto deverá interligar a região de Santa Maria do Oeste à estação de compressão de Araucária, percorrendo, portanto, uma distância de 344 km. A vazão de gás limitante para o transporte é a capacidade de processamento da UPGN. Foi inserido um fator de processamento para o cálculo da vazão de gás que seria disponibilizada por meio do duto. Esse fator foi obtido a partir de ANP (2013a), realizando a razão entre o gás seco processado e a vazão de gás úmido a ser processado. O fator obtido de 0,939 indica uma vazão de 7.044,4 mil m3/d de gás especificado após o processamento. O diâmetro do novo duto foi calculado em 20 polegadas. A simulação considerou escoamento permanente, unidirecional e monofásico de gás especificado, pressão de 100 kgf/cm2 na origem do duto e a 40 kgf/cm2 no ponto de entrega. Os custos de compressão estão incluídos na UPGN. O resultado indicou a vazão máxima de 7.057 mil m3/d para o diâmetro de 20 polegadas e de 9.091 mil m3/d para o diâmetro de 22 polegadas, sendo adotado o primeiro valor. A definição da entrada de eventuais estações de compressão futuras depende de informações mais precisas de ramp-up31 do duto e não se aplica nesse nível de agregação das informações. O tempo da concepção do empreendimento e da etapa de projeto conceitual foi obtido da lei 11.909/2009 (BRASIL, 2009a), e corresponde a um ano. Esse prazo é o tempo de que o MME dispõe para avaliar e propor um projeto provocado por terceiros. Para as etapas subsequentes do projeto (básico e executivo), IPLOCA (2009) estima um prazo máximo de 1 ano e seis meses. Finalmente, a construção e início de operação foram descritos por OLIVEIRA (2009) em um ano e sete meses para um duto de 300 km (Gasoduto Cabiúnas-Vitória - GASCAV). Dessa forma, o projeto total do duto fica em, aproximadamente quatro anos. O resultado obtido para o investimento está resumido na Tabela 14

O ramp-up determina o crescimento das demandas ao longo do tempo e pode, em um estágio mais avançado de um projeto, determinar a opção por diâmetros menores de dutos associados a estações de compressão (Mohitpour et al., 2007). Para efeito desse estudo conceitual considerou-se o duto operando na vazão máxima.

119

Tabela 14: Investimento em gasoduto. Duto Santa Maria - Araucária Comprimento (m)

344.000

Diâmetro (in)

Vazão pós UPGN (Mil m3/d) Inv. Previsto 4 anos (R$) Inv. em UPGN (R$) Inv. total (R$)

7044,4 1.336.733.409,62 408.430.000,00 1.745.163.409,62

Câmbio (R$/US$)

2,04

Valor unitário (US$/m.pol)

95,24

Remuneração em um ano

R$ 534.577.268,20

Fonte: Elaboração própria a partir de dados de MPOG (2013).

O cálculo do custo em US$/m.pol foi obtido da média entre os valores investidos na mesma unidade nos empreendimentos do GASPAL II US$ 110,5/m.pol e GASAN US$ 80,0/m.pol (Tabela 1). O valor detalhado de custo de um gasoduto envolveria cálculos bastante elaborados, estudos cartográficos, aerolevantamento e outras técnicas que não são usadas nesse estudo, que é preliminar ao projeto conceitual. No caso de um agente do mercado que deseja propor um novo gasoduto ao MME, a portaria ministerial nº 94/2012 estabelece a documentação mínima de projeto que deve ser gerada para o levantamento de custos. Para o propósito deste trabalho, a utilização da extrapolação dos custos será suficiente, dada a similaridade regional e técnica entre os dutos de origem e o duto que se quer calcular. A tarifa de transporte utilizada para a remuneração do empreendimento é de US$ 2,66/MMBtu (FIRJAN, 2011) e é líquida de impostos.

HIPÓTESE B: Instalação de usina termelétrica Para esse caso fez-se o cálculo do consumo específico médio a partir das térmicas a gás funcionando no País (MME, 2014). Com isso obteve-se a capacidade da usina que se pode instalar com a vazão de gás fixada de 7,5 MM m3/d O valor de consumo específico médio obtido foi de 5,6936 mil m3/d/MW. Dessa forma para a vazão de GN antes fixada, tem-se a potência da usina em 1317,3 MW. Os valores de conversão incluem o rendimento da UTE. Observe-se que as vazões de gás contabilizadas estão

120

normalizadas para o valor fixado. Como no caso em análise a termelétrica utiliza-se de gás não processado, considera-se que a vazão se refere à mesma quantidade energética envolvida nos demais sistemas estudados. Para o cálculo de investimentos em usinas térmicas, utilizou-se a referência obtida em IEA (2010) de US$ 1.419/kWe para uma usina de 210 MWe. Os resultados encontram-se resumidos na tabela 5. Analisando o valor do leilão A-5 em EPE (2013), o preço da energia elétrica chegou a R$ 124,97/MWh. Dessa forma o retorno anual resultante da venda de eletricidade está identificado. Considera-se que toda eletricidade produzida será vendida.

Tabela 15: Investimento em térmica. Usina Térmica em Santa Maria do Oeste Potência (MW)

1.317,30 3

Consumo específico (mil m /d/MW)

5,69

Custo da Capacidade Instalada (US$/kWe)

1.419

Inv. Previsto R$

2.669.206.090,32

Tempo de investimento

3 anos

Investimento/Ano (R$)

889.735.363,44

Preço da energia elétrica (R$/MWh)

124,97

Remuneração em um ano (R$) 1.442.053.632,44 Fonte: Elaboração própria a partir de dados de EPE (2012, 2013), MME (2014) e IEA (2010).

HIPÓTESE C: Instalação de uma fábrica de fertilizantes Para a fábrica de fertilizantes, foi adotada como premissa a instalação de uma fábrica que produza unicamente amônia por meio do processo Haber (TOLMASQUIM et. al, 2003). A reação envolvida nesse processo utiliza hidrogênio e nitrogênio como matérias-primas na presença de um catalisador à base de ferro: N2 + 3H2 ↔ 2NH3 O suprimento de nitrogênio é obtido do ar, enquanto o de hidrogênio pode ser proveniente de diversos processos como, por exemplo, a reforma a vapor do gás natural, que utiliza as seguintes reações.

121

CH4 + H2O↔ CO + 3H2 CO + H2O ↔CO2 + H2 CO + 3H2 ↔CH4 + H2O O consumo específico para gás natural nesse processo é de 14.660 BTU/lbm (TOLMASQUIM et al, 2003). A capacidade de conversão de amônia para uma unidade com suprimento de 7,5 MM m3/d está indicada na Tabela 16 Essa capacidade é bastante superior às capacidades previstas para a UFN V e garantiria um suprimento maior que todo o parque brasileiro, que é de 1.470,5 mil t/a:

Tabela 16: Fábricas de fertilizante no País Unidade/UF

Proprietário

Capacidade de produção de amônia (t/a)

Laranjeiras/SE

Petrobras

412.500

Camaçari/BA

Petrobras

429.000

Cubatão/SP

(Fosfértil)

191.000

Araucária/PR

(Fosfértil)

438.000

Total

1.470.500

Fonte: SENADO (2009)

Foi utilizado o valor fornecido por MPOG (2013) de US$ 1,9 bilhão para a instalação da UFN V, com capacidade de 519 mil toneladas/ano de amônia. Ao valor obtido para a instalação no sítio em Santa Maria do Oeste foi acrescido o custo de construção de uma UPGN, que especifica o gás para 85% de metano (ANP, 2008). Nesse caso, foi inserido o fator de UPGN, a exemplo do que foi feito com o duto. Adicionalmente, sobre o volume de gás natural especificado aplicou-se um novo fator que resultou na quantidade de metano que efetivamente reage para produzir amônia. O preço da amônia foi obtido em Aliceweb (MDIC, 2014), por meio dos valores de importação. Para os custos de frete de produtos químicos será usado o valor de (SINDIVAPA, 2014). Esse valor de frete se refere a duas vezes a distância percorrida entre o porto de Paranaguá e a região de Santa Maria do Oeste. No caso da distribuição do produto pelo mercado local foi estimada uma área de influência de 100 km

122

entre o ponto de produção e os pontos de venda e o valor de frete segue a mesma lógica anterior.

Tabela 17: Investimento em fábrica de fertilizantes. Fábrica de fertilizantes em Santa Maria Capacidade (mil t NH3/a)

2.522,50

Consumo específico BTU/lbm

14.660,00

Inv Previsto 4 anos (R$)

7.209.148.623,40

Inv. em UPGN (R$)

408.430.000,00

Inv. total (R$)

7.617.578.623,40 3

Consumo de GN (mil m /d)

7.044,40

Preço da amônia (R$/t)

1.502,20

Remuneração em um ano (R$)

3.889.331.400,30

Fonte: Elaboração própria a partir de dados de MPOG (2013), MDIC (2014), TOLMASQUIM et al (2003)

O resultado obtido mostra que a indústria de fertilizantes é mais capital-intensiva entre as opções estudadas e apresenta o maior retorno anual.

Tabela 18: Dados de investimentos em empreendimentos para uso de GN. Empreendimento

Tipo

Especificações/ Capacidades

Investimento (Milhões R$)

GASAN

Gasoduto

39 km, 22 in

140,03

GASPAL II

Gasoduto

55 km, 22 in

272,71

UTCGA

UPGN

7,5 MM m3/d

408,43

UTCGA

UPGN

997,07

UFN III

Fábrica de Fertilizantes

UFN V

Fábrica de amônia

10,5 MM m3/d 1.223 mil t/ano de ureia e 70 mil t/ano de amônia 519 mil t/ano de amônia

1.947,28

UTE Parnaíba

Termelétrica

3772 MW

2.700,00

Mini planta de metanol

100 t/dia

16,96

Nigeria

3.774,92

Nota: Foi considerado um fator de internalização dos custos de 1,7. (SILVA, 2013). Fonte: Elaboração própria a partir de MPOG (2013), MPX (2012), MME (2013) e MESSIRI (2006)

A partir dos dados disponíveis na Tabela 18 e outros complementares, foi feita a estimativa das instalações e custos para o campo de Barra Bonita, levando em consideração as condições geográficas, similaridades técnicas e adaptações que serão descritas a seguir.

123

3.4.3.6 Análise comparativa entre as hipóteses A Tabela 19 apresenta um resumo de como ocorre a remuneração de cada um dos empreendimentos. Considera-se que o mercado irá remunerar os empreendimentos nos valores calculados anteriormente e que toda a produção será vendida.

Tabela 19: Categorização dos empreendimentos e das remunerações. Empreendimento

Produto/Serviço

Gasoduto

Transporte GN

Termelétrica Fábrica de amônia1 Mini planta de metanol (MeOH)2 Nota:

1 2

Modo de remuneração

Valor

Unidade

2,66

US$/MM Btu

Energia elétrica Amônia

Tarifa de transporte Preço de leilão Valor de Mercado

124,97 1705,41

R$ /MWh R$/t

Metanol

Valor de Mercado

1134,25

R$/t

Inclui frete da importação e da distribuição regional. Inclui frete da importação e da distribuição regional.

Embora o custo não seja o único determinante para a viabilidade do projeto, o desembolso necessário para a viabilização de uma mesma quantidade de insumo (gás natural), influencia na decisão de investimento, uma vez que a remuneração do capital deve ser muito maior para que haja retorno financeiro no mesmo período de tempo. No caso de um agente que pretenda ter retorno rápido do seu investimento, isto pode ser essencial. Verifica-se na Tabela 20 que o fator R/I é o payback simples. É a relação entre a receita anual do investimento (não descontada) sobre o investimento em capital (sem custos operacionais). Nessa comparação, a mini planta de metanol (hipótese que será analisada a seguir) apresenta o payback simples (R/I) superior às demais alternativas, enquanto o duto tem o pior payback. Embora refira-se a uma escala bastante inferior, a vantagem de miniplantas de metanol não deve ser descartada. De fato, existe a possibilidade de utilização das mini plantas de metanol como meio de monetização do gás natural em regiões com pouca infraestrutura. Isso se deve ao fato de o metanol apresentar preços altos no mercado brasileiro e o investimento em mini plantas ser relativamente baixo.

124

Tabela 20: Comparação entre Receita e Investimentos para os três tipos de empreendimentos (payback simples) Invest. anual (Bilhões R$)

Remuneração anual (Bilhões R$)

R/I

Duto

0,436

0,53

1,2

Termelétrica

0,89

1,44

1,6

Fábrica de amônia

1,904

3,89

0,00848

0,04

4,4

Empreendimento

Mini planta de MeOH Fonte: Elaboração própria

Pode-se observar que o empreendimento que apresentou a segunda maior relação de remuneração sobre o investimento total (R/I) realizado foi a UFN (hipótese C). Isso não indica necessariamente que a opção C é a mais viável, mas sim que é aquela que apresenta, para o mesmo preço pago pelo GN, o maior retorno relativo para investimentos realizados na sua estrutura de desembolso. Observa-se que a ordem de investimento necessário para uma fábrica de fertilizantes é significativamente maior do que a necessária para as demais alternativas. Adicionalmente, vale notar que apesar de o maior desembolso ter sido realizado no empreendimento da fábrica de amônia, a remuneração referente à venda de amônia é grande o suficiente para que o retorno final seja mais vantajoso em relação ao duto e à térmica. No entanto, essa avaliação considera a situação na qual não incidem impostos sobre a venda dos produtos químicos (amônia e metanol). Dessa forma, em uma estrutura corrigida pela incidência de impostos, tem-se o seguinte:

125

Tabela 21: Comparação do payback simples das opções analisadas considerando a incidência de tributos sobre a comercialização de amônia e metanol. Invest. anual

Remuneração anual

(Bilhões R$)

Duto

0,436

0,53

1,2

Termelétrica (UTE)

0,89

1,44

1,6

Fábrica de amônia (UFN)

1,904

3,03

1,6

Mini plantas de MEOH Fonte: Elaboração própria

0,00848

0,029

3,4

Empreendimento

R/I

Para o cálculo acima, a incidência de impostos para a produção e comercialização em território brasileiro (PIS, COFINS, ICMS), foi estimada com base no caso dos dutos em que esses impostos correspondem a cerca de 22% da tarifa (FIRJAN, 2011).

Tabela 22: Composição da tarifa em duto de transporte ao consumidor industrial. Componente

US$/MMBTU

% da tarifa

Commodity (Gás)

7,3

43,30%

Tarifa transporte Impostos (PIS/COFINS/ICMS) Distribuição

2,66

15,80%

3,72

22,10%

3,16

18,80%

Total

16,84

100,00%

Fonte: Elaboração própria

O fato de entrar em operação em um prazo menor que os outros investimentos é uma vantagem para uma determinada alternativa, uma vez que o investidor passará a obter antes o retorno sobre o capital investido. Por exemplo, considerando que o dispêndio em investimento em uma térmica é sensivelmente mais baixo, a igualdade entre os índices da UTE e da UFN (Tabela 10) pode representar uma opção pela primeira. Por outro lado, para um mesmo “ano zero”, a Tabela 23 a seguir mostra um fluxo de caixa simplificado sem desconto para as opções em estudo nos primeiros oito anos. Observa-se que, em relação ao tempo de retorno, as mini plantas de metanol são a opção que mais rapidamente paga o investimento realizado, seguida pela térmica, ao passo que a fábrica de fertilizantes possibilita o maior retorno acumulado a partir do ano cinco.

126

Tabela 23: Fluxo de caixa simplificado (inclui impostos). Empreendimento/ano CAPEX Duto

Termelétrica

Fábrica de amônia

Mini planta MEOH

-0,44

-0,44 0,53

0,53

-1,75

-1,21

-0,68

-0,14

0,39

0,93

1,44

0,21

1,66

3,1

4,54

5,98

3,03

-4,59

-1,56

1,47

4,5

7,53

REMUN SALDO

-0,44

-0,87

-1,31

CAPEX

-0,89

REMUN SALDO

-0,89

-1,78

-2,67

-1,23

CAPEX

-1,9

REMUN SALDO

-1,9

-3,81

CAPEX

-0,0085

REMUN SALDO

-5,71

-7,62

0,0292 0,0292 0,0292 0,0292 0,0292 0,0292 0,0292 -0,008

-0,017

0,0122 0,0414 0,0705 0,0997 0,1288 0,158

0,1871

Fonte: Elaboração própria

A comparação em condições de igualdade oferece uma boa referência para a estimativa de investimentos, no entanto, sabe-se que a condição coeteris paribus não aperfeiçoa os investimentos para remunerá-los na melhor condição. No caso dos gasodutos de transporte, os custos operacionais têm influência relevante na viabilização dos empreendimentos, uma vez que o preço da commodity representa 43% do preço do final (FIRJAN, 2011). Sabe-se também que, havendo maior disponibilidade de um bem no mercado, os preços locais tenderiam a baixar e essa situação tende a influenciar os preços dos bens que atualmente são importados. Em razão dos resultados obtidos anteriormente, foi realizada uma análise de sensibilidade de introdução de mini plantas de metanol, como forma de viabilizar os gasodutos .

3.4.3.7- Análise de sensibilidade: Instalação de mini plantas de metanol como meio de viabilização de gasodutos A análise comparativa realizada identificou que o duto apresenta o pior payback simples entre as opções analisadas, além de ter a menor remuneração. No entanto, a instalação de dutos de

127

transporte de gás pode ser favorável ao desenvolvimento industrial brasileiro, dada a variedade de usos do gás natural como insumo químico e energético, que transcendem o uso térmico do gás, além de ser um empreendimento usualmente de longo prazo. Em razão da situação acima apresentada, e da condição de longo prazo necessária para a recuperação do investimento realizado na construção do duto, foi feita uma análise de sensibilidade para essa alternativa a partir do uso de mini plantas de metanol como indutoras de desenvolvimento de campos de E&P. MESSIRI (2006) realizou um estudo para a implantação de mini plantas de metanol em países em desenvolvimento. Uma planta de metanol tem a escala comercial de 5.000 t/d (ROSCOE, 2006) e levaria em torno de 8 anos para entrar em operação, enquanto mini plantas entram em operação em 2 anos, com a possibilidade de serem realocadas com relativa facilidade gerando um custo de 25% do custo inicial (OLIVEIRA, 2013). Desse modo, as mini plantas de metanol não devem ser vistas neste estudo como alternativas às hipóteses listadas até agora, mas como meio para a monetização dos recursos antes da implantação das demais alternativas, sobretudo gasodutos. As mini plantas são adequadas a pequenos agentes, que teriam condições de vender a produção para a fabricação de biodiesel, por exemplo (OLIVEIRA, 2013). A região da bacia do Paraná é também uma região agrícola importante para o Brasil e dispõe de produção de oleaginosas para a produção de biocombustível. O Paraná é o segundo produtor de soja do país: 15,9 milhões de toneladas na safra 2012/2013 (Embrapa, 2013). As mini plantas de metanol dispõem de sistema pré-tratamento do gás, o que dispensaria sistemas complexos de tratamento do gás como UPGNs. Ver

Figura 42: Rota de produção de mini plantas de metanol Fonte: MESSIRI (2006)

128

A reação envolvida nesse processo utiliza gás natural como matéria-prima para a produção de gás de síntese por reforma a vapor (já descrita na hipótese anterior) e a posterior obtenção do metanol:

CO + 2H2 CO2 + 3H2

<=> <=>

CH3OH

(1)

CH3OH + H2O (2)

A reação (2) é a reação concorrente, que diminui o rendimento da reação principal (1). Para a Instalação de mini plantas de metanol, foi adotada como premissa a instalação de uma mini planta de 100 toneladas por dia. Admitiu-se o gás precariamente especificado com 79% de metano e foi usada a proporção de 40,9 mil pés cúbicos por tonelada de MeOH (MESSIRI, 2006). Inicialmente, o custo por tonelada de produção de uma mini planta de Metanol foi calculado para a Nigéria. Esses dados internacionais de custos foram trazidos para a realidade brasileira de mercado pela aplicação de um fator de internalização de 1,7 (SILVA, 2013). A remuneração virá da venda de MeOH no mercado brasileiro, em razão da substituição do produto importado. O preço FOB do metanol foi obtido no período entre janeiro de 2013 a fevereiro de 2014 no sítio Aliceweb (MDIC 2014). Para os custos de frete de produtos químicos será usado o valor de (SINDIVAPA, 2014), que se refere a duas vezes a distância percorrida entre o porto de Paranaguá e a região de Santa Maria do Oeste. No caso da distribuição do produto pelo mercado local foi estimada uma área de influência de 100 km entre o ponto de produção e os pontos de venda e o valor de frete segue a mesma lógica anterior. A tabela a seguir resume os resultados obtidos. A atualização dos dados foi obtida a partir de FGV (2014) para os custos de produtos para a indústria química. Não foram consideradas condições de alavancagem nesse trabalho, embora Messiri (2006) destaque que essa condição pode ser de grande importância para viabilização do empreendimento: “If a small plant were to have favorable financing and low-cost gas, it could in fact be competitive with the large plants in a local fuel market”.

129

Tabela 24: Investimento em mini plantas de Metanol. Mini Planta de Metanol em Santa Maria do Oeste Cap. de produção por planta (t/a)

33.000,00

Investimento médio Brasil (R$/t)

514,1

Inv. Previsto (R$) por planta

16.964.393,29

Número de plantas

Inv. total (R$)

16.964.393,29

Tempo de investimento

2 anos

Preço do Metanol FOB (US$/t)

455,41

Frete MeOH Importado (R$/t)

289,26

Preço final do Metanol (R$/t)

1134,25

Receita Bruta por planta (R$/Ano)

37.364.176,33

Fonte: Elaboração própria a partir de dados de MESSIRI (2006), SINDIVAPA (2014) e MDIC (2014).

Para suportar a introdução de mini plantas de MeOH para incentivar a posterior viabilização de gasodutos, foram introduzidos cálculos operacionais para os dois empreendimentos. Para dutos, adotou-se o custo indicado por EPE (2014) de 4% do investimento total para a estimativa dos custos operacionais (Opex). Para as mini plantas foram usados os dados de Messiri (2006). Um resumo dos resultados obtidos pode ser encontrado na tabela a seguir.

Tabela 25: Comparação entre investimentos (capex e opex) em mini plantas de Metanol e Dutos. Mini Plantas de Metanol e Gasodutos MEOH DUTO Custo Operacional Anual R$ 15.355.755,12 R$ 69.806.536,38 Investimento (Capex) R$ 16.964.393,29 R$ 1.745.163.409,62 Fonte: Elaboração própria.

Posteriormente, foi feito um fluxo de caixa não descontado, de onde foram obtidos os anos em que esses empreendimentos iniciam a gerar saldos positivos. Observa-se que a partir do segundo ano de operação a mini planta de metanol gera saldo positivo, enquanto o duto só passa a gerar saldos positivos a partir do sétimo ano. A partir desse ano, a mini planta de metanol poderia migrar para outro campo, o que exige apenas 25% do capital inicial (OLIVEIRA, 2013). No caso de áreas de gás não convencional, essa forma de monetização pode

130

ser especialmente útil, uma vez que após cinco anos a produtividade dos poços sofre decaimento intenso (vide seção 3.3.).

Tabela 26: Fluxo de caixa simplificado para mini plantas de Metanol e Dutos. Ano

REMUN

0,535

OPEX

-0,07

-1,28

-0,82

-0,35

0,11

0,58

CAPEX Duto

SALDO CAPEX Mini planta MEOH

-0,436

-0,44

-0,87

-1,31

-1,75

-0,0085 -0,0085

-0,004

REMUN

0,0374

OPEX

0,0154

0,0358

0,0886

0,1414

0,1942

0,247

0,2955

0,3483

SALDO

-0,0085

-0,017

Fonte: Elaboração própria.

O empreendimento do duto deve trazer retorno ao longo dos 30 anos de concessão em que irá vigorar e não apenas no prazo estabelecido anteriormente, mas pode ser observado que a entrada de mini plantas de metanol pode vir a viabilizar empreendimentos de E&P em regiões onde não haja infraestrutura de transporte. Isso ocorre porque esses empreendimentos teriam a capacidade de antecipar o saldo positivo no fluxo de caixa, facilitando o pagamento dos investimentos em capital. De todo modo, foi realizada, apenas como exercício, a avaliação do número de mini plantas que seria suficiente para fazer o duto apresentar fluxo positivo a partir do segundo ano. A ideia das miniplantas não é o investimento intenso de capital, mas a entrada de pequenos agentes independentes que viabilizem o mercado de gás natural que justifique a instalação de um duto. De qualquer forma, para trazer o saldo positivo para o segundo ano, seriam necessárias 37 mini plantas, como o fluxo abaixo (complementar ao anterior) indica:

131

Tabela 27: Fluxo de caixa simplificado para mini plantas de Metanol e Dutos. Ano

1 mini + Duto -0,4448 -0,8895 Balanço nº -0,7501 -1,5003 mini + Duto

-1,2731

-1,6566

-1,139

0,0165

1,5333

3,9512

-0,6214 -0,1039 6,369

8,7869

0,4094

0,927

11,0478

13,4656

Nota: Fluxo de caixa para pagar a remuneração do duto até o sexto ano Nº de plantas de MeOH: 37 Fonte: Elaboração própria.

3.4.3.8- Análise Crítica A lei do gás (11.909/2009) teve o intuito de incentivar o crescimento da malha de transporte brasileira, mas a partir do resultado obtido anteriormente, observa-se que o investimento em dutos seria a pior opção para quem deseja receber um retorno mais rápido do investimento e também para quem deseja o maior retorno a médio prazo. Isso dificulta que agentes do setor manifestem interesse na construção de dutos e parece explicar pelo menos parcialmente a existência de diversos dutos que foram autorizados pela ANP antes de 5 de março de 2009 e que não são construídos. UTEs são alternativas mais atrativas do ponto de vista de retorno do capital investido. Não foi escopo deste trabalho a análise dos contratos atuais de suprimento de eletricidade, mas observa-se que como existe a possibilidade de térmicas não serem despachadas pelo ONS no marco regulatório existente, é bastante vantajoso que o custo de investimento seja baixo, visto que os contratos de remuneração de térmicas preveem remuneração do empreendimento ainda que não sejam despachadas. Essa remuneração não foi contabilizada porque corresponderia ao valor operacional detalhado, que não foi considerado nesse estudo. As térmicas, no entanto, inviabilizam a disponibilidade do GN para usos mais nobres, como o uso químico. A utilização de mini plantas de metanol deve ser entendida como uma solução criativa para o problema do duto em razão da dificuldade de viabilização deste empreendimento, que termina por ser uma alternativa preterida quando comparada principalmente à térmica. Nesse sentido, existem duas dificuldades principais que exigirão um estudo mais aprofundado, que foge ao escopo deste documento: o arranjo institucional para a implantação dessas alternativas e a dificuldade de obtenção da tecnologia de mini plantas de metanol no Brasil, incluído o agente licenciador. Na primeira situação, pode-se entender que o marco regulatório deveria determinar prazos, agentes e meios de entrada e saída das mini plantas nos sítios de

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exploração de GN. Podem-se discutir as necessidades de estabelecimento de contratos interruptíveis como meio de incentivar a migração do agente, por exemplo. No caso da internalização da tecnologia de mini plantas, devem-se obter mais informações a partir de detentores de patentes, indústrias no mundo fabricantes de metanol, entre outros agentes do setor. Embora sejam atrativas do ponto de vista da remuneração do capital investido, as UFNs requerem alto investimento. Embora incertezas e riscos de mercado não tenham sido consideradas nesse estudo, por certo influenciam na decisão dos agentes. Quando são incluídos impostos na estrutura de remuneração, observa-se que as UFNs apresentem payback simples similar às térmicas, que requerem investimento menor. Como o estudo comparativo não analisou os custos operacionais de cada tecnologia de maneira desagregada, a tomada de decisão final deve incluir valores menos agregados do investimento em capital e também informações sobre os custos operacionais de cada alternativa. Uma breve inserção de custos agregados operacionais indicou alterações importantes no fluxo de caixa do duto e também mostrou que a viabilização de uma mini planta de metanol exige investimento inicial de muito menor valor, além de antecipar os retornos no capital investido. Um modelo mais desenvolvido para essa comparação também deve incluir as particularidades referentes à inserção de impostos nos cálculos da remuneração de cada alternativa. Em algumas hipóteses, há isenção de impostos para importação de produtos que não sejam produzidos no Brasil, o que pode mudar a partir de uma situação em que a produção nacional aumente. A consideração de existência de mercado para toda a produção foi necessária para a padronização comparativa, mas eventualmente, deve-se analisar a existência de mercado para a produção considerada no momento da tomada de decisão. De toda forma, não é apenas um exercício lúdico considerar que a região da bacia do Paraná tem grande potencial para consumo de amônia (fertilizantes) e metanol (para produção de biocombustíveis a partir de soja, entre outros usos). Finalmente, cumpre destacar que as escalas obtidas para cada alternativa foram decorrentes da padronização utilizada para comparação. O aprofundamento dos estudos requerem valores mais acurados das alternativas e talvez a aplicação de módulos de produção.

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4- Considerações Finais Objetivo deste trabalho foi subsidiar a projeção de matriz energética até 2050 no Brasil, fornecendo uma estimativa top-down de recursos de petróleo no Brasil e avaliar perspectivas de desenvolvimento e aproveitamento do gás natural não convencional (especificamente shale gas) no país. Projeções da produção nacional de petróleo são usualmente importantes para a definição de políticas energéticas, particularmente para segurança energética, investimentos em exploração, produção e refino e para fins de diversificação da matriz energética. Portanto, primeiramente, esse estudo apresentou estimativas da produção brasileira de petróleo modeladas por curvas multi-Hubbert modificadas. Trata-se de uma metodologia top-down usualmente aplicada para análises preliminares de cenários de produção de petróleo. Inicialmente foram realizadas modelagens para cenários onshore e pós-sal, onde três ciclos produtivos foram considerados e três diferentes níveis de probabilidades foram testados para o último ciclo produtivo, a partir de dados e estimativas da USGS. Um primeiro cenário 1P apresentou pico de produção de 2,37 MMbbl/d em 2015; um segundo cenário 2P levou a um pico de 3,33 MMbbl/d em 2022; e um terceiro nível de probabilidade P5 resultou no pico de produção de 6,59 MMbbl/d em 2035. Em seguida foram testados, apenas à guisa de exemplo, três níveis hipotéticos de reservas para o pré-sal como um novo ciclo de produção. A literatura científica normalmente indica que o nível de reservas 2P gera o cenário mais provável de produção dos campos do pós-sal brasileiro. Dessa forma foi este o cenário escolhido como a base para a adição do quarto ciclo produtivo associado ao pré-sal. O primeiro cenário supôs a adição de 30 bilhões de barris às reservas e apresentou um pico de produção de 4,85 MMbbl/d em 2027; o segundo cenário supôs a adição de 50 bilhões de barris e apresentou um pico de produção de 5,4 MMbbl/d em 2034, e o terceiro cenário supôs a adição de 100 bilhões de barris e apresentou um pico de produção 8,24 MMbbl/d em 2047. Porém, para os cenários considerados para o pré-sal, seria necessário obter níveis reais de probabilidade de adição de reservas, bem como uma amostragem real de sua produção, para que se pudesse realizar a minimização dos desvios quadrados e, assim, ajustar os resultados à curva de produção efetivamente observada. Logo, estudos futuros também deveriam aprimorar a curva referente ao pré-sal, a partir de melhores estimativas de reservas e dados reais de produção (uma série mais longa). Por exemplo, nada impede que o ciclo do pré-sal

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inclua mais de uma curva de produção, devido aos diferentes regimes fiscais que regem a exploração e produção nesta região: concessão, partilha de produção e cessão onerosa. Mas, para testar este fato, novamente é necessário obter uma série mais extensa de dados de produção. Ademais, existe evidentemente ainda muita incerteza sobre o volume de recursos técnica e economicamente recuperáveis não apenas no pré-sal, mas em todas as fronteiras exploratórias do país, incluindo a fronteira equatorial. Outra incerteza relevante diz respeito ao ritmo de incorporação destes recursos como reservas e, por extensão, a sua produção. Esta incerteza deriva não apenas das características dos reservatórios petrolíferos nacionais, mas, sobretudo, de aspectos institucionais e econômicos associados à sua exploração, desenvolvimento e aproveitamento produtivo. Em grande medida, trata-se aqui do enorme desafio de produzir e transportar o petróleo (óleo, gás natural e condensado) na região do présal, o que requer plataformas de perfuração capazes de suportar o peso dos dutos entre a superfície e os reservatórios, veículos submarinos operados remotamente, sistemas de apoio a plataformas que lidem com a enorme distância para a costa (o que impede o uso de helicópteros convencionais), entre outros: vários equipamentos e serviços associados são extremamente especializados e dependem de poucos fornecedores no mundo. Em seguida, foi avaliado o potencial de gás natural não convencional na matriz energética brasileira. Nesse contexto, primeiramente foram avaliadas as perspectivas de recursos de gás não convencional e discutidas as limitações e incertezas dessas informações. Em seguida, foi realizada uma análise da disponibilidade de recursos hídricos para o fraturamento hidráulico com vistas a verificar se ela limitaria a exploração de gás não convencional no Brasil. Concluiuse que a disponibilidade hídrica não deverá ser, em princípio, uma restrição para a exploração do gás não convencional no país, à exceção da bacia sedimentar do São Francisco e da área da bacia sedimentar do Paraná correspondente à Região Hidrográfica do Uruguai. Ainda dentro da análise das perspectivas para o gás natural não convencional no Brasil foi realizado um exercício preliminar para elaboração de cenários de produção de gás não convencional no país. Esse exercício preliminar constitui uma abordagem original para avaliar possíveis cenários de produção de recursos gasíferos não convencionais com base nas informações disponíveis, ainda bastante limitadas. Existem incertezas geológicas, institucionais e econômicas que afetam consideravelmente os resultados da análise. As incertezas geológicas foram tratadas neste estudo a partir de analogias geológicas conservadoras. As incertezas institucionais foram tratadas a partir de cenários de desenvolvimento da perfuração de poços.

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Por fim, as incertezas econômicas foram tanto tratadas pelos cenários anteriores quanto pela análise das opções de monetização do gás natural não convencional. Assim, primeiramente desenvolveu-se a modelagem da curva de produção de poço individual (conservador). Em seguida, foram avaliadas diferentes trajetórias de ritmo de perfuração. Como resultado foram elaborados dez cenários para produção de shale gas no Brasil, assumindo-se uma regularidade no processo de licitação dos recursos. A produção do cenário 1 (mais otimista) indica que, no caso de perfurar cinco poços horizontais (fraturamento hidráulico múltiplo ou múltiplos poços por base) e completar uma base de gás não convencional em um mesmo dia, a produção atingiria o valor de 27,9 Bm3/ano. Além disso, supondo que o país realizasse a perfuração de um poço horizontal por dia (cenário 5), a produção máxima seria de 5,6 Bm3/ano. Interessantemente, este valor se coaduna com a estimativas do último WEO (IEA, 2014), que considerou a perspectiva de o país atingir uma produção anual de 6 Bm3/ano. Da mesma forma, o cenário 10 (com menor produção) indica uma produção de 0,6 Bm3/ano. Vale notar também que a produção acumulada, mesmo no cenário mais otimista que pressupõe capacidade logística para escoamento do gás e arranjo institucional favorável e estável para manutenção de um ritmo estável relativamente elevado de perfurações horizontais, não supera o recurso último recuperável (URR) estimado para todas as bacias brasileiras com recurso potencial. Não obstante, diante das incertezas de diferentes ordens (técnica, econômica, regulatória e ambiental) para estimativa de produção de gás não convencional no Brasil, é razoável adotar um cenário mais conservador, ou de menor arrependimento, em uma modelagem integrada de matriz energética. Neste caso, sugere-se adotar o cenário 5 para a participação do shale gas na oferta líquida doméstica total de gás natural no país a partir de 2025. Conforme este cenário, esta participação evoluiria de 2% em 2025, para 8% em 2030, 9% em 2040 e 12% em 2050. Finalmente, a análise das alternativas de monetização do shale gas brasileiro centrou-se na Bacia do Paraná, que já dispõe de infraestrutura multimodal de transportes, o que pode facilitar a viabilização de cadeias logísticas de novos projetos. Do ponto de vista hídrico, como discutido neste estudo, a bacia do Paraná apresenta proximidade com rios e aquíferos, o que não restringiria, em princípio, a exploração e produção, na maior extensão da bacia, quer por meio de técnicas voltadas para recursos convencionais quanto para recursos não convencionais.

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Para análise das alternativas de monetização (instalação de um duto de transporte interligado ao sistema existente; instalação de usina termelétrica; e instalação de uma unidade de fertilizantes), adotou-se a vazão de GN fixa de 7,5 MM m3/d como insumo a ser monetizado, que representa a capacidade de um trem de tratamento da Unidade de tratamento de Caraguatatuba - UTGCA.

Trata-se também de um número representativo do exercício

realizado neste estudo para cenários de produção de gás não convencional no horizonte de 2025-2050. Ele poderia estar associado tanto a um cenário em que se atingiu um patamar de 15 MM m3/dia (caso do cenário 5), indicando o caso em que a Bacia do Paraná representaria metade da oferta de gás não convencional no Brasil, quanto a um cenário em que a produção estaria todo concentrada no Paraná, contudo sob uma evolução equivalente à metade da perfuração diária prevista no cenário anteriormente destacado (neste caso, a produção seguiria o cenário 6 do exercício realizado). A análise das alternativas de monetização de shale gas no Brasil identificou uma desvantagem comparativa dos gasodutos em relação às demais alternativas. No entanto, verificou-se também a possibilidade de atenuação dessa desvantagem através da instalação de mini plantas de metanol, como meio de viabilização de campos pequenos ou a criação de mercados para a instalação de dutos. Embora o investimento em duto seja uma das opções que exijam menor capital (só não é menor que as mini plantas de metanol), a remuneração do empreendimento é relativamente baixa quando analisada no curto prazo. Observou-se que UFNs são a alternativa que requer o maior investimento em capital e apresentam maior payback simples sobre o capital investido entre as três hipóteses principais analisadas. No entanto, quando é simulada a influência dos impostos sobre a remuneração desse investimento, há uma perda dessa vantagem, o que iguala a UFN e a UTE. Esta, por sua vez, é uma das alternativas capaz de remunerar o investimento em um prazo curto (3 anos), o que aumenta a atratividade dessa opção. Essa situação tende a explicar a opção de alguns agentes por instalarem uma UTE próxima à produção de gás no Brasil (MPX, 2012). Considerando a relevância que a ampliação da malha dutoviária de transporte representa para o acesso a mercados de gás natural, foi feita uma comparação dos fluxos de caixa simplificados de dutos e de mini plantas de metanol. Em um estudo preliminar, verificou-se que as mini plantas de metanol têm potencial de criação de mercados regionais, uma vez que o investimento em capital é rapidamente compensado pela remuneração da venda do produto. Dado o menor porte de investimento, a análise de sensibilidade mostrou que payback simples dessas plantas é alto quando

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comparado com as três hipóteses principais. Enquanto as plantas de metanol apresentam saldo positivo a partir do segundo ano, os dutos só se tornam viáveis a partir do sétimo ano. Adicionalmente, o investimento em uma mini planta de metanol é da ordem de cem vezes menor do que o investimento em um duto. Já os custos operacionais são cerca de quatro vezes menores. Pode-se notar que o custo de instalação de UPGNs acrescenta ainda certa desvantagem às opções que necessitam de gás especificado. Essa é uma outra vantagem das mini plantas de metanol, que dispensam o processamento do gás em outras unidades. De todo modo, a utilização de mini plantas de metanol exige estudos mais aprofundados no que se refere ao arranjo institucional para a implantação dessas alternativas e também em relação à dificuldade de obtenção da tecnologia de mini plantas de metanol no Brasil. Por fim, considerando a características da exploração do gás de folhelho, associada a produtores menores e com menor capacidade de verticalização, as mini plantas de metanol oferecem oportunidade de viabilização de campos com produção relativamente pequena. Esse fato tende a favorecer a pulverização do mercado, ampliação da concorrência e, ocasionalmente, redução dos preços de gás natural para o consumidor final.

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