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Los Gasoductos Rota 1 y 2 Conectados a las Unidades de Petrobras en Macaé y Caraguatuba Están Sobrecargados, la Rota 3 es la Gran Apuesta para Evacuar el Gas Offshore del Pré-Sal y Disminuir Importaciones
Petrobras está mejorando su gasoducto y capacidad de procesamiento de gas natural offshore, mientras que el gobierno federal estudia alternativas para enfrentar uno de los principales cuellos de botella del país para estimular el consumo de combustible. Actualmente, las ciudades de Macaé y Caraguatuba reciben y tratan el gas del pré-sal.
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La estatal recibirá esta semana licitaciones para adecuación de la unidad de tratamiento de gas natural de Caraguatatuba (UTGCA), en São Paulo. El proyecto busca capacitarlo para procesar hasta 10Mm3 / d (millones de metros cúbicos por día) de gas del pré-sal de la cuenca de Santos sin necesidad de mezclarlo con el post-sal, informó Petrobras en un comunicado a la prensa.
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Otro importante investmento de la empresa es el gasoducto Rota 3, que conectará los campos del pré-sal a una nueva unidad de procesamiento de gas natural (NGPU) en construcción en Itaboraí, en el estado de Río de Janeiro. Previsto para iniciar operaciones en 2021, el gasoducto de 355 km tendrá capacidad de 18Mm3 / d de gas, mientras que el NGPU será capaz de procesar 21Mm3 / d.
Actualmente, Brasil cuenta con dos ductos que llevan el gas del pré-sal a tierra: Rota 1, con capacidad de 10Mm3 / de conexión a la Unidad de Tratamiento de Gas Monteiro Lobato (UTGCA), y Rota 2, con hasta 16Mm3 / de conexión al terminal de Cabiúnas (Tecab) en Macaé, también en el estado de Río. Las capacidades de procesamiento de ambas unidades son 10Mm3 / d y 13Mm3 / d, respectivamente. Recordando que Macaé va a construir 12 termoeléctricas que utilizarán este gas y generarán 1500 puestos de trabajo.
Los tres ductos de Petrobras también son utilizados por empresas como Shell, Petrogal (Galp) y Repsol Sinopec, que tienen participaciones en los campos del pré-sal de Lula y Sapinhoá, entre otros.
Cuellos de Botella de Infraestructura
El gobierno federal prevé que la capacidad total de los ductos se alcanzará hasta 2025. A partir de ese año, sería necesario implantar nuevos gasoductos en las cuencas de Santos y Campos para aumentar el transporte del gas natural del pré-sal hasta la costa para exportación.
La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ha mapeado hasta el momento 11 proyectos indicativos de gasoductos conectados a NGPUs, siete de ellos basados en los volúmenes del pré-sal y otros cuatro basados en los volúmenes del post-sal. Los gasoductos tienen alrededor de 2.100 km de extensión y algunos de ellos ofrecen opciones de transporte de gas de las mismas cuencas sedimentarias (Santos, Campos, Espírito Santo-Mucuri y Sergipe-Alagoas).
Considerando la construcción de solo una alternativa para cada cuenca, los proyectos podrían agregar más de 77Mm3 / d de capacidad de exportación de las áreas offshore, además de NGPUs con capacidad total de procesamiento superior a 70Mm3 / d.
La brasileña Cosan presentó al órgano regulador ambiental Ibama proyectos de dos de los posibles gasoductos offshore considerados por la EPE. La Rota 4 de 270 km de extensión está planeada para conectar el bloque BM-S-8, en la cuenca de Santos, a una nueva unidad de tratamiento de gas natural en Cubatão, São Paulo, mientras que su gasoducto Rota 4b de 231 km uniría el mismo bloque al puerto de Itaguaí, en Río de Janeiro.
Financiación
Dada la complejidad de estructuración y financiación de tales proyectos, el banco federal de desarrollo BNDES propuso un nuevo modelo de negocio a través de una sociedad de propósito específico, que sería responsable de la operación de la infraestructura compartida de transporte de gas. Los operadores de petróleo y gas conectarían sus campos de producción a un hub offshore y, a partir de ahí, un gasoducto con capacidad para transportar la producción de varios campos sería conectado a un NGPU onshore.
Reinyección de Gas
De acuerdo con la agencia reguladora de petróleo y gas ANP, alrededor del 24% de la producción total de gas natural de Brasil en 2019 fue reinyectada. El principal productor del país, Petrobras, afirma que la reinyección es una forma “noble” de aprovechamiento del gas producido en sus campos offshore, ya que la técnica es importante para aumentar el factor de recuperación de petróleo. Sin embargo, expertos locales dicen que el cuello de botella de la infraestructura de transporte y procesamiento es una de las principales razones por las cuales la monetización del gas offshore en el país sigue siendo un desafío.
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