Sistema Integrado de Gestão de Atividades Acadêmicas

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO 
INSTITUTO DE TECNOLOGIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA 
IT364 - PROJETO DE PROCESSOS DA INDÚSTRIA QUÍMICA 
 
 
PANORAMA E PERSPECTIVAS PARA 
O MERCADO DE GÁS NATURAL NO BRASIL 
 
 
 
 
 
 
André Nadaes Pereira - 201502004-5 
Ian Pimenta Tuler – 201502013-4 
Luan Rodrigues Dutra – 201502023-1 
 
 
 
 
 
SEROPÉDICA – RJ 
DEZEMBRO/2020 
2 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 3 
2 HISTÓRIA DO GÁS NATURAL NO BRASIL ...................................................... 4 
3 SITUAÇÃO ATUAL DO MERCADO DE GÁS NATURAL ................................... 5 
3.1 Covid-19 e os impactos sobre o gás natural ............................................ 8 
4 TRATAMENTO E PROCESSAMENTO ............................................................... 9 
4.1 Condicionamento ...................................................................................... 10 
4.1.1 Compressão ............................................................................................ 10 
4.1.2 Desidratação ........................................................................................... 10 
4.1.3 Remoção de Gases Ácidos ..................................................................... 11 
4.2 Processamento ......................................................................................... 12 
5 AVALIAÇÃO E DINÂMICA DOS MERCADOS ................................................. 13 
5.1 Marcos regulatórios públicos .................................................................. 13 
5.1.1 Lei do petróleo 1997 ................................................................................ 14 
5.1.2 Lei do gás 2009 ....................................................................................... 14 
5.1.3 Novo marco regulatório do gás 2020 ....................................................... 14 
5.2 Influência do GasBol no Mercado interno .............................................. 15 
5.3 Dinâmica de preços do gás natural ......................................................... 16 
6 POTENCIAL DE PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NA ÁREA DO PRÉ-SAL . 17 
7 PERSPECTIVAS DO MERCADO ...................................................................... 18 
8 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................. 20 
 
 
 
 
 
3 
 
1 INTRODUÇÃO 
 
O Gás Natural (GN) é uma mistura de hidrocarbonetos leves que, a temperatura 
e pressão atmosférica ambiente, encontra-se no estado gasoso. Apesar de ser 
considerado um combustível fóssil, pode ser considerado um gás “nobre” em termos 
ambientais quando comparados aos tradicionais, pois emite uma menor quantidade 
de poluentes (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E 
BIOCOMBUSTÍVEIS, 2014). A composição do gás natural depende da região de 
extração – por motivos geológicos de formação-, mas podemos considerar a seguinte 
composição molar média: metano (CH4), com teores acima de 70%, etano em 
menores quantidades entre 10 e 12% e propano com teores abaixo de 2%; e o 
restante de impurezas e outros (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS 
NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS, 2007). 
Este gás pode ser classificado em duas categorias: associado e não associado 
(Figura 1). O associado encontra-se dissolvido no petróleo ou sob a forma de uma 
capa de gás. Neste caso, privilegia-se a produção do óleo primeiro para que esta capa 
mantenha uma pressão adequada. O não associado está livre de água e óleo e sua 
concentração é predominante na camada rochosa, permitindo a produção apenas do 
gás natural. O não associado é mais interessante do ponto de vista econômico, devido 
ao grande acúmulo de metano e à quantidade obtida (CENTRO DE TECNOLOGIA 
EM GÁS, 2010). 
Quanto a sua utilização, o gás natural é prioritariamente consumido nas 
instalações de produção, para elevação artificial (gas lift) e para a recuperação 
secundária (injeção em poços) ou ainda na geração de energia, nos turbo geradores 
ou como combustível em fornos e caldeiras. Quando comercializado, seu uso 
predominantemente é como combustível (gás liquefeito de petróleo - GLP de uso 
doméstico, líquido de gás natural - LGN de uso industrial ou gás natural veicular - 
GNV). Enquanto o GNV é composto basicamente por metano e algo de etano, o GLP 
é composto por propano e butano e o LGN é a porção condensável do gás, ou a 
gasolina natural (C5+). O gás ainda pode ser destinado às petroquímicas, como 
matéria prima ou à siderurgia, como redutor. 
 
4 
 
Figura 1 - Reservatórios de gás natural: (A-B) Gás associado ao petróleo; (C) Gás não 
associado. 
 
Fonte: (GUIMARÃES, VIEIRA, et al., 2005) 
2 HISTÓRIA DO GÁS NATURAL NO BRASIL 
 
A história do gás natural no Brasil se inicia com a utilização em combustível de 
lâmpadas no Rio de janeiro e São Paulo em 1854, produzido a partir do carvão 
mineral, nesta oportunidade foram criadas empresas como a CEG (distribuidora de 
gás do Rio de Janeiro) e Comgás (distribuidora de gás de São Paulo). Todavia esse 
desenvolvimento foi detido pela introdução da eletricidade em 1882. Já o gás liquefeito 
(GLP) começou a ser utilizado na cocção em 1936 liderando a expansão do uso do 
gás natural (EDMILSON MOUTINHO DOS SANTOS, 2007). 
As primeiras perfurações no Brasil ocorreram 1897 no litoral paulista (Bofete-
SP) onde encontrou-se pequenas quantidades de petróleo. Os primeiros grandes 
avanços tecnológicos no Brasil foram obtidos após a criação do Conselho Nacional 
do Petróleo (CNP) com a perfuração do campo comercial em 1941 na Bahia 
(Candeias-BA). Em 1953, com o estado brasileiro protagonista desse 
desenvolvimento, criou a Petrobras S.A. ampliando significantemente os 
investimentos no setor, atrelando interesses estratégicos da nação (RICARDO JOSÉ 
DOS SANTOS, 2015). 
Após tentativas de 1970, em 1980 ocorreu um grande estimulo do uso de gás 
pela indústria com a criação da confederação nacional da indústria (CNI/COASE, 
1982). 
5 
 
Na década de 90 o Brasil desperta novamente o interesse no potencial de gás, 
e a Petrobrás passou a dar maior relevância para a produção e para o suprimento 
deste produto investindo em infraestrutura e na pesquisa de mais campos. 
(EDMILSON MOUTINHO DOS SANTOS, 2007) 
Nos anos 2000 as reservas brasileiras de gás natural aumentaram 
consideravelmente, principalmente após a descoberta de petróleo e gás associada às 
camadas do pré-sal na costa brasileira. Em 2000, as reservas provadas do país eram 
de 221.000 milhões de m3, e, em 2010, subiram para 423.000 milhões de m3, 
segundo dados do Balanço Energético Nacional 2011 (MME e EPE, 2015). 
3 SITUAÇÃO ATUAL DO MERCADO DE GÁS NATURAL 
 
De acordo com os dados fornecidos pela Agência Internacional de Energia 
(IEA) demonstrados na Figura 1, o suprimento mundial de gás natural em 2018 – 
sendo esses os dados mais atualizados disponíveis - representou 22,8% do total do 
suprimento mundial, chegando ao montante de 3 261 595 ktoe (INTERNATIONAL 
ENERGY AGENCY - IEA, 2020). 
 
Figura 2 – Suprimento Energético Mundial entre 1990 e 2018. 
 
Fonte – IEA (2020) 
 
O crescimento do suprimento energético de gás natural nos últimos 4 anos foi 
o segundo maior dentre todas as fontes de energia – sendo superado apenas por 
6 
 
energias renováveis, como solar e eólica - com crescimento da ordem de 11,36%. 
(INTERNATIONAL ENERGY AGENCY - IEA, 2020) 
Para 2040, as perspectivas são para que a demanda mundial por gás natural 
supere as de petróleo e carvão – as líderes mundiais neste setor – seja no cenário de 
manutenção das atuais políticas como no cenário de Desenvolvimento Sustentável, 
mostrado na Figura 2. (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY - IEA, 2020) 
 
 
Figura 3 – Projeção para a produção de gás natural mundial nos cenários de Manutenção de 
Políticas e no de DesenvolvimentoSustentável 
Fonte: IEA (2019) 
 
 Em comparação com o mundo, o Brasil possui grande parte da sua matriz 
energética baseada em fontes renováveis de energia, de modo que o suprimento 
brasileiro de gás natural representa 10,72% do total, com valor de 30 991 ktoe em 
2019, representado pela Figura 3. Além disso, o suprimento energético de gás natural 
brasileiro enfrenta dificuldade para crescer, chegando a haver uma queda significativa 
em relação à 2014, que era de 36 364 ktoe, sendo isso em parte explicado pela grave 
crise financeira vivida pelo país desde então. (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY 
- IEA, 2020) 
 
7 
 
Figura 4 – Suprimento Energético Brasileiro entre 1990 e 2018 
Fonte – IEA (2020) 
 
O ano de 2020 foi marcado como a maior queda de demanda na história do 
mercado de gás natural mundial. Dois fatores foram responsáveis por tal efeito: o 
inverno historicamente brando que atingiu o norte da Europa e pelas medidas de 
confinamento que foram estabelecidas por causa do rápido avanço da Covid-19 pelo 
mundo. Deste modo, o mundo teve uma queda de 4% na demanda anual de gás 
natural, com a Europa sofrendo uma queda na demanda de 7% até junho 
(INTERNATIONAL ENERGY AGENCY - IEA, 2020) . 
Para os próximos 5 anos, a expectativa é que a demanda se recupere 
progressivamente, de modo que mercados mais maduros voltem a ter valores pré-
crise já em 2021. Contudo, houveram repercussões a médio-prazo, resultando em um 
crescimento anual 75 bcm menor que o projetado para o período entre 2019 e 2025, 
com um crescimento médio de 1,5% por ano (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY 
- IEA, 2020). 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
Figura 5 – Demanda global de gás natural inicial e revisada para o período de 2019-2025 
 
Fonte: IEA (2020) 
 
3.1 Covid-19 e os impactos sobre o gás natural 
 
Segundo o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural divulgado 
pela ANP, a produção de petróleo em maio reduziu 6,5% se comparada com o mês 
de abril e aumentou 1,3% na comparação com maio de 2019. Em relação à produção 
de gás natural, houve redução de 7,8% na comparação com abril e de 3% na 
comparação com o mesmo mês do ano anterior. A queda na produção se deve 
principalmente à parada dos navios flutuantes utilizados para a exploração e 
armazenamento de petróleo/gás natural. 
Durante o mês de maio, 34 campos tiveram a suas respectivas produções 
interrompidas temporariamente devido aos efeitos da pandemia da Covid-19, dos 
quais 16 marítimos e 18 terrestres, e um total de 60 instalações de produção marítimas 
permaneceram com produção interrompida. No mês de abril, foram 38 campos e 66 
instalações com produção interrompida pelo mesmo motivo (EPE, 2020). 
Os preços de venda do gás natural da Petrobras, para as distribuidoras de gás 
canalizado, estão menores, desde o dia 01 de agosto. Os contratos iniciados em 
janeiro de 2020 terão uma redução acumulada média de 48% em dólar por milhão de 
BTU (US$/MMBtu), quando comparado a dezembro de 2019. Em reais por metro 
cúbico (R$/m3), a queda foi de 35%. 
9 
 
Os contratos firmados entre a estatal e as distribuidoras, a partir de janeiro de 
2020, estão atrelados diretamente à variação do preço do petróleo Brent no mercado 
internacional e à variação cambial; e, consequentemente, tal variação afetou o preço 
do gás natural por este ser encontrado, em muitas situações, associado ao óleo que 
origina o petróleo. A redução do preço do petróleo Brent começou a ocorrer em 
meados de janeiro quando começaram as medidas de contenção na China, sendo 
este país o segundo maior consumidor de petróleo do mundo (13,5% do consumo 
mundial). Tais medidas de contenção levaram a uma redução do consumo do petróleo 
visto, por exemplo, no cancelamento de mais de 200 mil voos. 
 A partir de fevereiro, o vírus começou a espalhar-se pelo mundo e provocou 
uma nova redução do preço Brent do petróleo. Já no início de março, o epicentro da 
pandemia deslocou-se para a Europa e caminhava para o EUA (20,5 % consumo 
mundial de petróleo). Além disso, a ausência de um acordo entre Rússia e Arábia 
Saudita para reduzir ou até mesmo interromper a produção de petróleo por um tempo 
influenciou nesta redução em março. Este cenário pode ser observado na Figura 5. 
 
Figura 6 - Cotação do preço (Brent) do petróleo em 2020 
 
Fonte: (FILGUEIRAS, LEMME e DAUDT, 2020) 
4 TRATAMENTO E PROCESSAMENTO 
 
A cadeia produtiva do gás natural é o conjunto de etapas e processos que 
englobam desde a obtenção e processamento até o momento de disponibilização ao 
10 
 
consumidor final. Pode-se resumir tal cadeia em duas grandes etapas: 
Condicionamento (UTG) e Processamento (UPGN), representados na Figura 5. 
 
4.1 Condicionamento 
 
Inicialmente, ocorre o condicionamento do gás natural, que é um conjunto de 
processos unitários (físicos, químicos e mecânicos) pertencentes ao tratamento 
primário. O objetivo do condicionamento do gás natural é a remoção dos seguintes 
compostos: vapor d’água, compostos sulfurados, CO2 e compostos sólidos, materiais 
estes que podem alterar as características do GN e danificar os equipamentos 
utilizados no seu aproveitamento. Dentre os problemas que tais compostos podem 
ocasionar, observam-se: formação de hidratos, corrosão, ação de compostos 
agressivos, acidentes na manipulação. 
Entre os principais processos unitários que ocorrem na Unidade de Tratamento 
de Gás (UTG) destacam-se: compressão, desidratação e remoção de gases ácidos. 
 
4.1.1 Compressão 
 
Compressão é a etapa de passagem do gás por um conjunto de compressores, 
a fim de fornecer a energia necessária a esse fluido para que ele possa ser transferido 
para as unidades de processamento de gás ou injetados em poços de gas lift. Deve-
se elevar a pressão do gás até a maior pressão de sua utilização, que nem geral é a 
necessária ao gas lift, que é da ordem de 200 kgf/cm2. 
 
4.1.2 Desidratação 
 
O objetivo principal da operação de desidratação do gás natural é separar o 
vapor d’água presente em equilíbrio com o gás para garantir o escoamento e o 
processamento do mesmo, sem o risco da ocorrência de formação de hidratos ou de 
provocar corrosão nos equipamentos e tubulações. O gás natural oriundo de qualquer 
formação se encontra sempre saturado com vapor d’água e à medida que se aproxima 
da superfície dentro da linha de produção do poço, começa a ocorrer a separação de 
água livre, devido às mudanças das condições termodinâmicas. 
11 
 
 Estas condições podem conduzir à formação dos hidratos, que é preocupante 
quando a temperatura do fundo do mar atinge valores baixos (4 °C) e as pressões de 
escoamento superam os 1500 psi, condições comuns ao desenvolvimento de novos 
campos de produção, situados à lâmina d’água profunda. A desidratação de gás é um 
processo de absorção ou de adsorção, utilizando absorventes líquidos no primeiro 
caso, ou alternativamente sólidos no segundo caso. O processo de absorção com 
absorventes líquidos é o mais comum, principalmente em sistemas offshore pois a 
logística do manuseio de líquidos é mais fácil. 
 
4.1.3 Remoção de Gases Ácidos 
 
Dois são os gases ácidos que costumam estar presentes no gás – o CO2 e o 
H2S, sendo que este último pode também ter sido originado da ação de bactérias 
redutoras de sulfato (BRS). Para baixas concentrações destes gases, a tendência é 
utilização de materiais metalúrgicos adequados para minimizar os efeitos corrosivos 
e, no caso do H2S também pode-se injetar produtos químicos sequestrantes. O H2S a 
teores relativamente baixos (4 ppm) já é considerado tóxico. O processo de remoção 
destes gases ácidos é designado adoçamento e consiste basicamente na absorção 
com produtos líquidos ou absorção com materiais sólidos. Enquanto no processo de 
desidratação os álcoois (glicóis) são empregados, no adoçamento utilizam-se as 
aminas, principalmente as monoetanolaminas – MEA ou dietanolaminas – DEA. As 
peneirasmoleculares e membranas (permeação em polímeros) também são 
utilizadas, alternativamente. A tecnologia está baseada na reação química de uma 
base (alcanolamina) com um ácido (CO2 e H2S) e é reversível, o que permite que o 
solvente também seja regenerado por meio de aquecimento. 
Os gases ácidos presentes em vários campos de produção, quando presentes 
em teores elevados, comprometem a qualidade do gás a ponto de inviabilizar o seu 
transporte e utilização pelos consumidores. 
 
12 
 
Figura 7 - Unidade de Processamento de Gás Natural Simplificada (UPGN). 
 
Fonte: (DA COSTA, RANGEL e ALFRADIQUE, 2018) 
 
 
 
 
4.2 Processamento 
 
Chama-se Processamento de Gás Natural ao processo de separação das 
frações mais leves do gás natural (C1 e C2) das frações mais pesadas, condensáveis 
(LGN, Líquido de Gás natural), de maior valor econômico. Este processo é realizado 
nas Unidades de Processamento de Gás Natural, as UPGNs também chamadas de 
Plantas de Gasolina. Atualmente a Petrobras conta com 27 plantas, algumas 
operadas pela Transpetro e outras pelo E&P, nos estados de SP, RJ, ES, BA, SE, RN, 
CE e AM. Resumidamente, o processamento do gás natural baseia-se na diminuição 
da temperatura e/ou no aumento da pressão para promover a condensação dos 
compostos mais pesados. Em função de vários fatores, tais como, composição do 
gás, pressão disponível, recuperações desejadas, podem ser usados os seguintes 
processos: refrigeração simples, absorção refrigerada, turbo-expansão e expansão 
13 
 
O gás natural antes de ser processado é denominado de “gás úmido”, por 
conter líquido de gás natural (LGN), enquanto o gás industrial (ou gás residual) é o 
“gás seco”, pois não possui hidrocarbonetos condensáveis. As recuperações de 
líquidos que podem ser alcançadas dependem do tipo de processo utilizado e da 
riqueza do gás. É comum se recuperar 100% de butanos e hidrocarbonetos mais 
pesados, 90 a 95% de propano e até cerca de 80% de etano, em porcentagens 
molares. 
5 AVALIAÇÃO E DINÂMICA DOS MERCADOS 
 
5.1 Marcos regulatórios públicos 
 
 O Brasil no GNV como já foi dito sua história de exploração e produção se atrela 
as políticas públicas por se tratar de um ativo estratégico. E isso não é somente 
exclusividade brasileira, países da Ásia, latino américa, oriente médio e até os estados 
unidos com mais de 130 refinarias, estas possuem mecanismos de regulação estatal. 
No caso do Brasil podemos partir em três momentos distintos. 
Figura 8 – Linha do tempo de alterações significantes na Lei (ANP). 
 
Fonte: (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS) 
 
 
14 
 
5.1.1 Lei do petróleo 1997 
 
Em um primeiro momento, em 6 de agosto 1997 o presidente Fernando 
Henrique Cardoso sanciona a Lei Federal nº 9.478, conhecida como Lei do petróleo 
(PLANALTO GOVERNO BRASILEIRO) foi responsável por estabelecer regras que 
tornaram ainda mais efetiva a quebra do monopólio exercido pela Petrobras nas 
atividades centrais da indústria do petróleo (exploração e refino), na medida em que 
a inseriu na dinâmica de livre concorrência com as demais petroleiras do setor. 
Entretanto pelo art. 177, da CF/88, o monopólio do petróleo ainda estava 
mantido pela União. Sendo assim, o poder público demandava atividades como 
pesquisa, extração, refino e etc, a empresas de sua escolha. Essa foi uma lógica de 
concessão na área mantendo o monopólio de escolhas do poder público. 
 
5.1.2 Lei do gás 2009 
 
Apesar das mudanças trazidas pela lei do petróleo, em termos práticos a 
Petrobrás ainda manteve mais de 90% da produção de gás e quase 100% do seu 
transporte através de gasodutos pelo Brasil. 
A lei de 2009 contribui para diminuir o monopólio da Petrobrás e oferecendo 
através de chamadas públicas com interesse do ministério de minas e energia sobre 
o regime de concessão para ampliação da rede transportadora e terminais. 
A lei incentiva a desconcentração de mercado, e estimula a competição por 
novos projetos, ampliando a disponibilidade de gás no mercado reduzindo também 
seu custo. Ainda assim, esses mecanismos regulatórios não trouxeram a segurança 
política esperada pelos investidores. De forma que se observou pouca 
desconcentração do mercado de gás natural (GRUPO ECONOMIA E ENERGIA, 
2010). 
 
5.1.3 Novo marco regulatório do gás 2020 
 
Aprovado na câmara dos deputados, o NMRG segue para votação no senado. 
Diferente do marco anterior, Os gasodutos e outros bens não reverterão à 
União, ou seja, não serão propriedade federal e não caberá indenização, devendo 
ocorrer a venda dos ativos para novo operador. 
15 
 
A chamada pública será outorgada, cabendo ao interesse privado decidir a construção 
do gasoduto ou terminal. O novo regime de autorização emitida pelo poder público o 
qual difere das anteriores concessões, não terão tempo de vigência (como na Lei de 
2009), podendo ser revogadas somente a pedido da empresa ou caso haja algum 
descumprimento grave. 
Esse projeto tem o interesse de novamente agilizar a produção de gasodutos 
conquistando a confiança de investidores para o desenvolvimento do mercado de gás 
natural no brasil. Tal matéria utilizada em tantos outros processos. E além disso, 
desconcentrar a produção e o transporte do gás natural pela Petrobrás que ainda 
possui por volta de 80% da produção nacional (AGÊNCIA CÂMARA DE NOTÍCIAS, 
2020). 
 
5.2 Influência do GasBol no Mercado interno 
 
Figura 9 – Mapa do GASBOL entre a estação da Bolívia e Canoas-RS (TGB) 
 
Fonte: (HAGE, 2008) 
O gasoduto Bolívia-Brasil – GASBOL é uma gigantesca obra de engenharia 
com dimensões maiores que 3150 km de extensão. A quantidade exportada para o 
Brasil variando dentre diversos fatores políticos e econômicos por volta de 25MMm³/d, 
o que corresponde por aproximadamente 20% da demanda nacional, suprindo 
necessidade do mercado interno brasileiro (HAGE, 2008). 
16 
 
Além disso também é um importante denominador diplomático e político entre 
Brasil e Bolívia. Sendo responsável pela operação na Bolívia é a estatal Yacimientos 
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), a qual realiza negociações com a Petrobras 
S.A (HAGE, 2008). 
No início do século XXI, o gás boliviano foi um importante agente pacificador 
das crises energéticas vivenciadas no Brasil. Hoje disputa espaço com a produção 
interna cada vez crescente nas bacias brasileiras. Em determinados momentos 
econômicos é mais vantajoso importa-lo frente ao mercado internacional. 
Toda via é importante observar nos últimos anos os golpes e crises políticas a 
qual a Bolívia vem enfrentando com o exílio de Evo Morales em 2019 e a interrupção 
do contrato com a Petrobrás, o controle de um governo interino impopular e 
novamente a reeleição do partido de Evo em 2020, o que se torna um dificultador do 
valor das importações. 
 
5.3 Dinâmica de preços do gás natural 
 
Figura 10 – Evolução do preço do gás natural e das variáveis que o definem (IGNIS). 
 
Fonte: (IGNIS PLANNING, 2020) 
 
 No mercado de gás natural seu preço varia com o mercado de energia, e 
principalmente com o valor do petróleo e das taxas cambiais. No brasil a fórmula da 
Petrobrás do preço do gás natural está relacionada diretamente com o preço do 
17 
 
petróleo no trimestre anterior. Apesar das variações e da forma de cálculo, as tarifas 
não são repassadas automaticamente e dependem da determinação de órgãos 
regulamentares no Brasil, como a ANP e a Petrobrás (IGNIS PLANNING, 2020). 
Dentro do mercado de energia e petróleo, diversas tendências podem influenciar 
o valor do barril de petróleo. Podemos falar sobre o crescimento contínuo de produção 
dos Estados Unidos e do Oriente médio que contribuem para um ambiente de 
menores preços (CMEGROUP, 2018). 
Em um momento de pandemia onde há queda de produção em diversos setores 
no Brasil e no Mundo os quais demandam energia consequentemente também 
reduz o preço esse mercado queconta com baixas demandas. 
Todavia as tendências apontam para crescimento do mercado de gás natural no 
Brasil principalmente com o fim da pandemia, com novas descobertas para exploração 
no país e regulamentações menos arrochadas às empresas. O que torna um mercado 
atrativo para recém-formados e investidores que buscam oportunidades de 
crescimento. 
6 POTENCIAL DE PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NA ÁREA DO PRÉ-SAL 
 
O Plano Decenal de Energia 2024 estima que a produção no prisma do pré-sal 
tem o potencial de atingir 4,5 MMb/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 121 
MMm³/d de gás natural em 2024 (MME e EPE, 2015). Deste total, 3,4 MMb/d de 
petróleo (76%) e 103 MMm³/d de gás natural (85%) seriam produzidos na área do pré-
sal geológico (reservas localizadas abaixo da camada de sal). 
A produção potencial de gás natural do pré-sal geológico é um desafio em 
função de suas características. Principalmente, são constituídos de gás associado ao 
petróleo. A maioria dos campos do pré-sal da bacia de Santos apresentam uma razão 
gás/óleo (RGO) elevada. O RGO dos campos atuais do pré-sal situa-se entre 250 e 
300, sendo que o campo de Libra apresenta um RGO de 500 ou maior. Este gás 
associado apresenta um nível elevado e muito variável de contaminação com dióxido 
de carbônico (CO2). O elevado nível de contaminação por CO2 implica em custos 
elevados para separação dos contaminantes e aproveitamento do gás natural. 
Ademais, o aproveitamento comercial das reservas de gás é impactado pela grande 
distância destes campos até a costa, o que eleva o custo de seu escoamento (IE, IBP, 
GEE, 2017). 
18 
 
A concentração de CO2 no gás dos reservatórios do pré-sal (10 a 45% mol) 
está muito acima dos limites toleráveis pela ANP (3% de CO2) (ROCHEDO, COSTA, 
et al., 2016); (ANP, 2008)). A elevada concentração de CO2 nos reservatórios do pré-
sal traz importantes desafios tecnológicos para a separação e o armazenamento 
seguro do CO2. O gás com alta concentração de CO2 não pode ser transportado até 
a costa sem a prévia separação do contaminante. O transporte do gás natural com 
elevados índices de contaminação por CO2 não é viável tecnicamente em função de 
seus efeitos corrosivos nos equipamentos de transporte. Atualmente a separação do 
CO2 é realizada através de plantas de separação por membranas instaladas nas 
unidades de produção. Estes equipamentos são custosos, intensivos em energia e 
ocupam uma área importante da unidade de produção. 
Além do custo com a separação do CO2, o escoamento do gás natural até a 
costa também apresenta um importante desafio de custo. Os gasodutos de 
escoamento do pré-sal são custosos em função da distância entre os campos e a 
costa em função da profundidade dos campos. Os equipamentos para transporte de 
gás em águas profundas apresentam custos mais elevados pois devem ser reforçados 
(maior espessura) para suportar a elevada pressão. 
7 PERSPECTIVAS DO MERCADO 
 
 As principais perspectivas para o mercado de gás natural no Brasil advêm do 
sucesso ou fracasso do “Novo Mercado de Gás”, programa do Governo Federal que 
busca modificar o mercado o deixando mais aberto, dinâmico e competitivo, a fim de 
promover uma redução do preço e contribuir com o desenvolvimento econômico do 
Brasil. (MME, 2020) 
 O plano surge após o fim do monopólio da Petrobrás em atividades industriais 
referentes ao mercado de petróleo e seus derivados e gás natural, expresso pela 
Emenda Constitucional nº 9. A Lei do Petróleo (Lei nº 9 478/1997) e a Lei do Gás (nº 
11 909 / 2009) buscaram a abertura dos mercados e atrair investimentos de agentes 
privados, de modo que a segunda em oposição à primeira era direcionada ao mercado 
de gás. Contudo, nenhuma dessas alçaram os objetivos almejados, com a Petrobras 
continuando como dominadora do mercado de gás. 
 A redução da participação da Petrobras em 2015 permitiu uma revisão do 
marco legal e regulatório do setor de gás natural, ocasionando na iniciativa Gás para 
19 
 
Crescer que foi substituída pelo Comitê de Promoção da Concorrência do Mercado 
de Gás Natural no Brasil, por meio da Resolução CNPE nº 4/2019. 
 Como grande parte do gás produzido é associado ao petróleo, pode-se afirmar 
que o desenvolvimento do setor de gás é atrelado ao do petróleo. A principal 
problemática ao comparar ambos os setores é que o gás depende de diversos 
incentivos para sua produção, visto que seus processos de estocagem e escoamento 
são mais custosos e complexos que o do petróleo, de modo que muitas vezes é 
preferível reinjetar gás natural nos poços de petróleo a fim de aumentar a 
produtividade da produção petrolífera. (YABIKO, 2020) 
 O gás brasileiro acaba sendo uma opção cara, já que por vir atrelado ao 
petróleo em rochas profundas, precisa ser tratado e escoado até uma unidade de 
processamento terrestre (UPGN) que fica a centenas de quilômetros de distância. 
Mesmo com o atrelamento do preço do petróleo Brent ao gás natural e seus valores 
historicamente baixos recentemente devido à pandemia de covid-19 e incertezas de 
oferta na Arábia Saudita, o preço do gás natural ao consumidor industrial final foi de 
US$ 10,76 / MMBtu, valores muito maiores em comparação com o comercializado 
pela Rússia, que mesmo com uma tendência de forte alta chegou a US$ 2,86 / MMBtu 
para o mês de agosto de 2020. (MME, 2020) (INDEX MUNDI, 2020) 
 As mudanças nas regulações de gás natural são vistas como naturais ao 
comparar a experiência brasileira com a de outros países, visto que estas acabam se 
adequando à diferentes realidades seja do país distribuidor (em relação à natureza e 
às características do gás disponível) quanto pelo país consumidor (que precisa ter 
suas necessidades de suprimento adequadas, atentando-se à qualidade do gás 
adquirido). Logo, a alteração/atualização das especificações permitirá ao Brasil 
absorver as melhores práticas e reproduzi-las. (EIXO INTEGRAÇÃO GÁS E 
INDÚSTRIA, 2020) 
 Escoar o gás por vezes nem sempre é a melhor opção econômica, seja por 
maximização da produção, seja por seu elevado grau de contaminação. Por outro 
lado, não o escoar pode gerar dificuldades operacionais na produção de óleo. O preço 
acaba sendo o fator que balanceia essas questões. Portanto, o principal desafio se dá 
pela necessidade de investir grande aporte financeiro na infraestrutura de escoamento 
de forma econômica a fim de ser possível uma maior produção de gás natural, que só 
será possível se houver crescimento econômico e industrial a fim de gerar demanda 
por esse gás. (GAUTO, 2020) 
20 
 
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