Exploração de não convencionais no Brasil depende de mais pesquisas, transparência na divulgação de informações e harmonia regulatória

No último webinar do semestre promovido pelo RCGILex em parceria com a Rede Gasbras, oito especialistas do setor de óleo e gás discutiram os desafios e as oportunidades para os recursos não convencionais no Brasil, com destaque para o shale gas e o tight gas. Todos concordaram que é preciso obter mais informações sobre as reservas e o potencial do país, desmistificar as práticas tecnológicas envolvidas na exploração dos não convencionais (principalmente o faturamento hidráulico), prover informação de qualidade para a sociedade e promover a harmonização da regulação em nível federal e estadual. O evento aconteceu por meio do Google Meet no dia 25 de junho e contou com a participação de cerca de 40 pessoas.

“Já existe um conhecimento geológico razoável, mas com grandes limitações, sobre as bacias no Brasil em que os recursos ocorrem, mas não se sabe o quanto esses poços produziriam. Ainda é uma grande incógnita em qualquer discussão sobre não convencionais no Brasil. Assim como entender o quanto dessa produtividade poderia ser convertida em energia equivalente, em MW”, afirmou Frederico Miranda, geólogo e gerente de exploração da Eneva. Segundo ele, o Brasil está perdendo tempo ao não fornecer o ferramental regulatório e político necessário para começar o desenvolvimento da atividade.

Fernanda Delgado, professora e assessora estratégica na FGV Energia, citou um levantamento da Energy Information Administration (EIA) com base em dados da BP, que estima o potencial do shale no Brasil em 6.4 trilhões de m³. “O potencial brasileiro, sabe-se, não é o potencial americano, chinês ou argentino, os maiores do mundo. Mas, ainda assim, num país em desenvolvimento em que há grande premência de recursos naturais, é importante que se conheça esses recursos.”

Ela também mencionou um estudo da ANP que traz o potencial das bacias brasileiras de shale gas e tight gas. “Esse estudo mostra que a Bacia do Recôncavo é aquela que tem as condições mais interessantes para o desenho de um modelo inicial de trabalho com o shale.”

Para Eduardo Pereira, professor de Recursos Naturais e Legislação de Energia na Universidade Federal da Sibéria, a estimativa da quantidade de reservas é um desafio para o setor. “Esse é um dos problemas dos não convencionais. Boa parte dos valores que existem dizem respeito a estimativas, pode-se dizer, não tão realistas, porque é preciso muito mais atividade e pesquisa para saber exatamente o potencial com mais profundidade. Tanto é que, na Europa, quando as atividades começaram, verificou-se que a estimativa anterior era muito maior que as reservas que existiam na realidade. Falta mais atividade e mais informação.” 

Entre os benefícios elencados no tocante à exploração de recursos não convencionais estão a criação de emprego e renda em regiões pouco desenvolvidas e a possibilidade da União se beneficiar dos royalties das atividades, bem como os municípios onde as reservas ocorrem. Entre os riscos, foram citados principalmente os riscos ambientais e a questão da opinião pública, tendo em vista que um estado brasileiro (Paraná) já proibiu o fracking em seu território e há um PL na Câmara dos Deputados que visa proibir a prática no país todo.

Os chamados recursos não convencionais incluem o petróleo extrapesado, bem como aquele extraído das areias betuminosas (sand oil ou tar sands), dos folhelhos oleíferos (shale oil), dos folhelhos ricos em matéria orgânica (oil shale ou xisto betuminoso) e das formações com baixíssima porosidade (tight oil). E ainda o gás metano oriundo de carvão mineral (coal bed methane ou coal seam gas) e de hidratos de metano, bem como o gás natural extraído de folhelhos gaseíferos (shale gas) e de formações com baixíssima porosidade (tight gas).

Dados confiáveis e transparência – De acordo com Miranda, para fazer frente à falta de informação vigente, é preciso em primeiro lugar atentar para os números ao longo do tempo. “Em 1958, já havia mais de 2 milhões e meio de operações de faturamento hidráulico no mundo. No Brasil, entre 1950 e 2016, foram contabilizadas pela Petrobras mais de 12 mil operações de faturamento em mais de 5 mil poços. Não é uma tecnologia nova”, afirmou.

Em sua apresentação, Miranda abordou o projeto Poço Transparente, uma iniciativa do Ministério de Minas e Energia (MME), em parceria com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), com o objetivo de desenvolver um poço piloto para estudar a exploração de não convencionais, cujas operações pudessem ser acompanhadas pari passu pela sociedade por meio de um site interativo. A última estimativa de custo do Poço Transparente, feita no final de 2019, era de R$ 53 milhões. “Mas a variação cambial desse último semestre teve um impacto grande sobre valor, que já está desatualizado.”

O geólogo explica que a ideia do Poço Transparente surgiu na esteira da a Resolução ANP 21/2014, que tentou estabelecer arcabouço legal para não convencionais. O objetivo era criar um site interativo para que as pessoas pudessem acompanhar o que estava sendo feito, com acesso fácil, numa linguagem clara e direta, com informações sobre empregos gerados, consumo de energia e de água, e também toda a parte de dados geológicos e geográficos: onde está sendo perfurado esse poço, qual é a rocha geradora, qual o reservatório que está sendo estimulado, quais as barreiras que vão impedir esse faturamento de ir para zonas indesejadas. “Também seriam disponibilizados os dados de estimulação, o mapeamento da microssismicidade e o monitoramento dos aquíferos”, elencou, ressaltando que os aquíferos estão a, no máximo, 500 metros de profundidade, enquanto as operações de faturamento acontecem entre 1500 e 2000 metros de profundidade.

De acordo com ele, no caso dos recursos não convencionais, os riscos ambientais são basicamente os mesmos observados na exploração convencional, com exceção da sismicidade. “Toda atividade em escala industrial traz riscos socioambientais, seja ela qual for.”

Gasodutos virtuais – O transporte do gás natural em pequena e média escala, por meio dos chamados gasodutos virtuais (caminhões equipados com tanques criogênicos, neste caso), também foi discutido durante o webinar. “A EPE entende que o incentivo para a atividade de transporte de GN pela expansão da malha de gasodutos para regiões não atendidas poderia se dar, em primeiro momento, por meio do gás natural comprimido (GNC) e do Gás Natural Liquefeito (GNL). Assim, quando se criasse demanda suficiente por gás nesses locais, poderia ser construído um gasoduto”, revelou Gabriel Costa, Consultor Técnico em Gás natural da Empresa de pesquisa Energética (EPE).

O assunto também foi tema das apresentações de Denis Fraga, doutorando no Imperial College London, e Dorival Santos Jr., mestre em Energia pelo Instituto de Energia e Ambiente da USP. “Esses modais ditos ‘alternativos’, os gasodutos virtuais, geralmente têm elevado custo operacional, ao passo que os gasodutos têm maior custo de investimento e menor custo operacional. Essa característica dos modais alternativos tem prós e contras. Entre os prós está o fato de que são facilmente flexibilizáveis; pode-se desmobilizar ou alterar a rota de um caminhão tanque facilmente, por exemplo. Já a desmobilização de um gasoduto é mais difícil e custosa”, explicou Fraga, que estudou o modal rodoviário em seu mestrado no IEE/USP.

Segundo ele, entre as variáveis que mais impactam os custos no transporte de gás natural comprimido são a capacidade de armazenamento, o consumo energético e a logística. Já os custos do GNL se devem principalmente ao consumo energético na liquefação e à logística. “O GNC é mais competitivo que o GNL em distâncias inferiores a 20 km e volumes de 0,1 mtpa. O GNL é mais competitivo a partir de 380 km de distância, e movimentação de 0,1 mtpa. Já o gasoduto é competitivo em quase todos os cenários para grandes volumes”, estimou. O estudo concluiu ainda que existe competitividade entre GNL de pequena escala e gasodutos para menores distâncias.

Dorival Santos Jr. abordou a viabilidade da substituição de óleo diesel, óleo combustível e eletricidade pelo Gás Natural, transportado como Gás Natural Liquefeito (GNL), no estado do Mato Grosso (MT), em três setores de atividade econômica: agropecuária, transporte e industrial. “Atualmente, aproximadamente 60% do combustível consumido no MT é derivado do petróleo, principalmente óleo diesel e óleo combustível, e o GN tem uma participação irrelevante”, disse.

“Concluímos que há um volume potencial de gás de 2,1 milhões de m³ por dia para substituição de diesel, óleo e eletricidade nos setores econômicos estudados, e a maior parte do volume potencial de substituição está na atividade agrícola. Além disso, o custo do GN transportado via GNL correspondeu à metade dos custos atuais de eletricidade e do óleo diesel nos setores avaliados. Lembrando que, além dessas prerrogativas logísticas, o GN tem vantagens ambientais frente aos demais combustíveis fósseis”, afirmou Santos.

Regulação e investimentos – Outra questão levantada por quase todos os palestrantes foi o arcabouço regulatório pertinente ao mercado de gás natural.

“No que tange ao gás natural, a regulação federal vai até parte da cadeia, mas distribuição e consumo são de âmbito estadual. Mas estamos observando que os Estados estão migrando para regulações que guardam harmonia entre si, pois é necessário que isso aconteça para que se promovam trocas de um Estado para o outro de forma mais rápida”, salientou Costa, da EPE.

Ele também citou o acesso de terceiros à infraestrutura de beneficiamento e transporte de GN foi, tema mencionado por mais de um palestrante como ponto crucial para o desenvolvimento do mercado de GN no país. “Para o futuro, esperamos maior competitividade e redução da concentração dos agentes na produção; o acesso de terceiros à utilização do uso tanto de infraestrutura de escoamento e processamento quanto dos terminais de GNL, evidentemente respeitados os critérios do proprietário original, que tem de ter prioridade de uso em alguns casos para viabilizar sua produção; o acesso aos mercados e a otimização dos fluxos de GNL”, disse Costa.

Para Eduardo Pereira, o acesso à infraestrutura é algo crítico em qualquer projeto energético, sobretudo no setor do gás natural. “O acesso à infraestrutura é muito bem regulado na União Europeia. É claro que tem de haver uma consideração pelo desenvolvedor da infraestrutura, mas tem de haver também uma flexibilidade para a capacidade que está, digamos, ociosa. Se isso for bem regulado, será vantajoso para os players e para a nação.”

A falta de investimentos no onshore brasileiro foi outro tema endereçado pelos participantes. “O Brasil fez uma opção pela exploração offshore desde a década de 90, e o ambiente do onshore brasileiro carece de investimentos”, resumiu Fernanda Delgado da FGV Energia.

 “O maior desafio é investimento. Nesse sentido, a opção pelo LNG em pequena e média escala tem um potencial bastante interessante que pode ser mais facilmente viabilizado do ponto de vista financeiro”, complementou Eduardo Pereira.  

O webinar foi moderado por Thiago Brito, doutor em Energia pelo Instituto de Energia e Ambiente da USP (IEE/USP), e Hirdan Costa, coordenadora do RCGILex e docente do IEE/USP. O próximo evento acontece em agosto e terá como tema o novo conceito de recursos naturais e suas derivações.

Imagem: Eneva (2018)

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