O tripé oferta-infraestrutura-competitividade foi a tônica do painel “O Futuro do Mercado de Gás no Brasil”, na Rio Oil & Gas, que contou com a presença do produtor (Petrobras), do poder concedente (MME) e do consumidor (Abiquim). No centro dos debates, a necessidade de reavaliar o patamar dos preços e a ampliação da malha de gasodutos num cenário de crescimento da oferta. O gerente executivo corporativo da área de Gás e Energia da Petrobras, Hugo Repsold, destacou o potencial de crescimento do mercado nos próximos anos. De acordo com projeções da petroleira, até 2016 a disponibilidade de gás do pré-sal deve alcançar 18 milhões de m3/dia, o equivalente a 26% da oferta total ao mercado. Em 2020, esse volume deve atingir 33 milhões de m3/dia, 39% do total. “O gás é importante, será importante e continuará sempre sendo importante para nós”, comentou Repsold.

Segundo a EPE, entre 2016 e 2017 o Brasil começará a ver um aparente excedente no balanço entre oferta e demanda do energético. Para a diretora do Departamento de Gás Natural do MME, Symone Christine Araújo, o país precisa começar a pensar sobre como aproveitar esse excedente.

Ainda segundo a diretora, apesar da previsão de aumento da oferta, existem dificuldades para justificar novos gasodutos. “A oferta hoje é nosso principal desafio. O produtor tem a livre opção de disponibilizar ou não o gás ao mercado. E tem havido uma opção por verticalização. Isso representa uma incerteza quanto ao volume de gás com o qual vamos efetivamente poder contar no planejamento.” Na opinião do professor associado e diretor do IEE/UFRJ, Edmar de Almeida, o mercado não pode se contentar apenas com o crescimento da oferta de um único produtor para que o gás ganhe competitividade. “A solução para a competitividade não aparece no curto prazo. A ideia é que haja competição entre as empresas no upstream. É preciso estimular a exploração e reduzir barreiras à monetização das reservas.”

A perda de competitividade do gás tem preocupado a indústria petroquímica. A Abiquim, inclusive, já trabalha com o governo na criação de uma política de preços diferenciada para o gás consumido como matéria-prima. “O shale gas dá muita urgência a esse tema. A liderança brasileira na indústria petroquímica latino-americana pode correr riscos pelo desenvolvimento do shale na Argentina e no México”, defendeu o presidente do Conselho Diretor da Abiquim, Henri Slezynger. 

Incógnitas no GNL, shale gas dos EUA e balanço entre oferta e demanda jogam dúvidas sobre o mercado de gás liquefeito.  O panorama atual para o mercado de GNL é de muitas incertezas. Antes o maior importador global, os EUA vivem agora, com o shale gas, a expectativa de se tornarem exportadores. Hoje, 14 plantas estão requerendo ao Departamento de Energia norte-americano (DOE) autorização para exportar cargas de GNL. O debate dessa questão tem ganhado contornos políticos às vésperas das eleições presidenciais naquele país. Há um temor de que a exportação de gás dos EUA afete os preços praticados internamente, na faixa dos US$ 3/MMBTU, e impacte o renascimento da indústria norte-americana de petroquímica e de fertilizantes.

Outra incerteza são os preços no mercado global com a entrada do gás barato dos EUA. “As exportações norte-americanas vão levar a um preço global para o gás?”, questionou a analista sênior de Gás da Agência Internacional de Energia (AIE), Anne-Sophie Corbeau. O papel dos EUA, aliás, é um ponto chave para se traçar a dinâmica do mercado. Segundo o assistente da diretoria de GNL da Total, Guy Broggi, no longo prazo, EUA e Canadá devem se tornar exportadores para a Europa e competir com Austrália e Rússia no suprimento à Ásia. Podem ainda se tornar exportadores, em breve, países como Israel, Iraque e Chipre. “O Brasil também pode começar a exportar, mas vai ter de competir com grandes descobertas da África”, comentou Broggi.  

Do lado dos importadores, Malásia, Indonésia e Tailândia são cotados como novos e importantes agentes. O crescimento do mercado, contudo, será sustentado basicamente por Índia e China. A América Latina, com as recentes descobertas de shale gas e a aposta em terminais de liquefação e regaseificação, tem potencial para se valer do GNL como fator de integração energética. O cenário, no entanto, não é otimista. “A integração energética demanda grandes investimentos em infraestrutura. Apesar de deter grandes recursos, faltam regras comuns entre os países da América do Sul”, explicou o 2º vice-presidente do Instituto Argentino de Energia, Gerardo Rabinovich.

Com o sucesso do shale gas, indústria busca tecnologia para desenvolver reservatórios fora do padrão tradicional.  Com a consolidação do shale gas nos EUA, o mundo acordou para o potencial dos recursos não convencionais. Agora é hora de apostar em tecnologia para reduzir custos e riscos e viabilizar econômica e ambientalmente as novas fronteiras exploratórias, segundo os participantes do painel “Reservatórios Não Convencionais”. De acordo com Ricardo Torres, da Baker Hughes, a indústria já obteve ganhos de produção de 150% desde 2007, mas ainda é preciso avançar para reduzir tempo – e custos – da descoberta das acumulações sweet spot, região de maior permeabilidade. “Entender os reservatórios. Somente assim podemos reduzir incertezas a partir da identificação da melhor localização para perfuração”, comentou Torres.

Para o VP executivo da Shell, Gerald Schotman, é preciso compartilhar experiências e recursos. “Nenhuma empresa pode se dar ao luxo de desenvolver essa tecnologia sozinha. Do contrário, será mais custoso e demandará mais tempo”, opinou. A petroleira, segundo o executivo, estuda formas de aperfeiçoar a tecnologia de fraturamento para reduzir o consumo de água, fator importante para viabilizar projetos em regiões áridas. A técnica, que usa reagentes químicos e consome grandes volumes de água, é alvo de ambientalistas. Por isso, a empresa também alerta para a necessidade de diálogo com as comunidades locais. 

Os países latino-americanos concentram 29% das reservas de shale gas do mundo, mas ainda há uma série de desafios a serem superados para desenvolver esse potencial, de acordo com as experiências compartilhadas no painel “Gás Não Convencional na América Latina: Questões Tecnológicas, Regulatórias, de Infraestrutura e de Investimento”, moderado por Giovani Machado, superintendente de Petróleo e Gás Natural da EPE. Entre os principais fatores de preocupação está a necessidade de investir em tecnologias que reduzam o consumo de recursos naturais durante o fraturamento dos poços. Presidente da Schlumberger Brasil, José Firmo reforçou que é preciso aprimorar um método mais científico e menos aritmético para definir a localização de poços: “nós da América Latina temos condições de utilizar o aprendizado da experiência da América do Norte. O que nos resta é assegurar que montemos uma metodologia de trabalho que utilize o máximo possível de conhecimento em busca da eficiência”./  Resenha Petro & Gás, 15 out. 2012. Artigo original disponível em: <http://brasilenergia.editorabrasilenergia.com/news/oleo-e-gas/logistica-e-comercializacao/2012/10/retrospectiva-rio-oil-gas-gas-natural-448935.html> Acesso em: 16 out. 2012.