Análise das implicações da Lei nº 14.134/2021 no mercado de gás natural no Brasil: desafios e oportunidades para as unidades de processamento de gás natural

Resumo

O gás natural no Brasil atende demandas dos setores produtivos e de serviço, com sua produção majoritariamente associada à produção de petróleo. Neste sentido o aumento da produção nacional acompanha a expansão da exploração do Pré-Sal. No entanto, sua disponibilização ao mercado é limitada, uma vez que depende de uma estrutura de rede composta por gasodutos de escoamento de gás não processado, Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), gasodutos de transporte de gás especificado e estações de regaseificação. A infraestrutura existente apresenta restrições quanto à capacidade de escoamento das unidades produtoras às UPGNs, resultando no aumento da reinjeção nos reservatórios, enquanto gera ociosidade em UPGNs sem malha de gasodutos interligada. A reinjeção, embora aumente o fator de recuperação de petróleo, reduz a oferta de gás ao mercado, levando à necessidade de importação. Para a tratativa destas questões, a formulação da Lei nº 14.134/2021 tem como objetivo, dentre outros, fomentar investimentos no setor, incluindo a abertura do acesso à infraestrutura existente para outras empresas. Para este fim, as pendências de regulação são atendidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), as quais estão em constante aprimoramento. Sendo assim este estudo propõe três abordagens sobre o tema, no formato de artigos independentes: (1) desenvolvimento de uma referência para compor uma tarifação de processamento, até então ausente, baseado na eficiência de recuperação de Líquidos de Gás Natural (LGN) e no consumo energético das rotas tecnológicas; (2) investigação da possibilidade de reprocessar gás natural, utilizando margens de especificação de gás tratado, para aumento da taxas de utilização em UPGNs ociosas, com recuperação de LGN residual; e (3) abordagem de Dinâmica de Sistemas (DS) para modelar o comportamento do mercado de gás natural considerando as interações entre oferta, demanda e infraestrutura. Para alcançar tais objetivos, foi utilizada simulação em regime estacionário de fluxogramas de processo pelo software Aspen Hysys® para as propostas (1) e (2), e simulação de um modelo de DS com auxílio da aplicação Insight Maker® para a proposta (3). Dentre os resultados, o primeiro estudo (1) apresenta um fator energético variando de 0 a 1, onde 1 equivale à máxima recuperação de LGN através da rota tecnológica composta por turbo-expansão e refrigeração mecânica para liquefação de frações de maior peso molecular, fornecendo uma referência de formulação de tarifas de processamento. O estudo (2) demonstra ganhos na recuperação de LGN residual em 2,3 vezes superior ao utilizar a margem de ociosidade da UPGN. Este resultado equivale ao caso estudado cuja corrente apresenta a máxima concentração de C3+, segundo a especificação da ANP, comparado à taxa de utilização histórica de 18%. Por fim, a simulação do modelo no estudo (3) permite inferir sobre a efetividade do uso de DS para avaliar o comportamento estocástico do gás natural no mercado, considerando fatores como políticas de redução de emissões de gases de efeito estufa. A simulação projeta que, se mantida a taxa de reinjeção, o valor do gás reinjetado alcançará o valor produzido em 2031, sendo o Brasil totalmente dependente de importação. Desta forma, as abordagens oferecem ferramentas para a auxílio na formulação de regulação, otimização da infraestrutura existente e planejamento estratégico no setor de gás natural e seus impactos na economia. Resumen El gas natural en Brasil satisface las demandas de los sectores productivos y de servicios, con su producción mayoritariamente asociada a la producción de petróleo. En este sentido, el aumento de la producción nacional acompaña la expansión de la exploración del Presal. Sin embargo, su disponibilidad en el mercado está limitada, ya que depende de una estructura de red compuesta por gasoductos de evacuación de gas no procesado, Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGN), gasoductos de transporte de gas especificado y estaciones de regasificación. La infraestructura existente presenta restricciones en cuanto a la capacidad de evacuación desde las unidades productoras hacia las UPGNs, lo que resulta en un aumento de la reinyección en los reservorios, mientras genera ociosidad en UPGNs sin una red de gasoductos interconectada. La reinyección, aunque incrementa el factor de recuperación de petróleo, reduce la oferta de gas al mercado, llevando a la necesidad de importación. Para abordar estas cuestiones, la formulación de la Ley Nº 14.134/2021 tiene como objetivo, entre otros, fomentar inversiones en el sector, incluyendo la apertura del acceso a la infraestructura existente para otras empresas. Para este fin, las pendientes de regulación son atendidas por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), las cuales están en constante mejora. Así, este estudio propone tres enfoques sobre el tema, en formato de artículos independientes: (1) desarrollo de una referencia para establecer una tarifación de procesamiento, hasta ahora inexistente, basada en la eficiencia de recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN) y en el consumo energético de las rutas tecnológicas; (2) investigación de la posibilidad de reprocesar gas natural, utilizando márgenes de especificación de gas tratado, para incrementar las tasas de utilización en UPGNs ociosas, con recuperación de LGN residual; y (3) enfoque de Dinámica de Sistemas (DS) para modelar el comportamiento del mercado de gas natural considerando las interacciones entre oferta, demanda e infraestructura. Para alcanzar estos objetivos, se empleó simulación en régimen estacionario de diagramas de proceso mediante el software Aspen Hysys® para las propuestas (1) y (2), y simulación de un modelo de DS con el apoyo de la aplicación Insight Maker® para la propuesta (3). Entre los resultados, el primer estudio (1) presenta un factor energético que varía de 0 a 1, donde 1 equivale a la máxima recuperación de LGN a través de la ruta tecnológica compuesta por turboexpansión y refrigeración mecánica para la licuefacción de fracciones de mayor peso molecular, proporcionando una referencia para la formulación de tarifas de procesamiento. El estudio (2) demuestra ganancias en la recuperación de LGN residual 2,3 veces superiores al utilizar el margen de ociosidad de la UPGN. Este resultado equivale al caso estudiado cuya corriente presenta la máxima concentración de C3+, según la especificación de la ANP, comparado con la tasa de utilización histórica del 18%. Por último, la simulación del modelo en el estudio (3) permite inferir sobre la efectividad del uso de DS para evaluar el comportamiento estocástico del gas natural en el mercado, considerando factores como políticas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. La simulación proyecta que, si se mantiene la tasa de reinyección, el valor del gas reinyectado alcanzará el valor producido en 2031, haciendo que Brasil dependa totalmente de la importación. De esta forma, los enfoques ofrecen herramientas para apoyar la formulación de regulaciones, optimización de la infraestructura existente y planificación estratégica en el sector de gas natural y sus impactos en la economía.

Abstract

Natural gas in Brazil meets the demands of the productive and service sectors, with its production being predominantly associated with oil production. In this context, the increase in domestic production aligns with the expansion of Pre-Salt exploration. However, its availability to the market is limited, as it depends on a network infrastructure comprised of unprocessed gas flow pipelines, Natural Gas Processing Units (NGPUs), specified gas transportation pipelines, and regasification stations. The existing infrastructure presents constraints in terms of the capacity to transport gas from production units to NGPUs, resulting in an increase in reservoir reinjection while creating idleness in NGPUs without an interconnected pipeline network. Although reinjection increases the oil recovery factor, it reduces the gas supply to the market, leading to the need for imports. To address these issues, the enactment of Law No. 14,134/2021 aims, among other objectives, to foster investments in the sector, including opening access to existing infrastructure for other companies. For this purpose, regulatory issues are addressed by the National Agency of Petroleum, Natural Gas, and Biofuels (ANP), which is continually improving its regulations. Thus, this study proposes three approaches to the topic, presented in the form of independent articles: (1) development of a reference to create a processing tariff structure, which is currently absent, based on the efficiency of Natural Gas Liquids (NGL) recovery and the energy consumption of technological routes; (2) investigation of the possibility of reprocessing natural gas, utilizing treated gas specification margins to increase utilization rates in idle NGPUs, with the recovery of residual NGL; a (3) a System Dynamics (SD) approach to model the behavior of the natural gas market, considering the interactions between supply, demand, and infrastructure. To achieve these objectives, steady-state simulation of process flowcharts using Aspen Hysys® software was employed for proposals (1) and (2), and simulation of an SD model using the Insight Maker® application was applied for proposal (3). Among the results, the first study (1) presents an energy factor ranging from 0 to 1, where 1 corresponds to maximum NGL recovery through the technological route composed of turbo-expansion and mechanical refrigeration for liquefying heavier molecular fractions, providing a reference for formulating processing tariffs. Study (2) demonstrates gains in residual NGL recovery that are 2.3 times higher when utilizing the idle capacity margin of the NGPU. This result corresponds to the case studied, where the stream shows the maximum C3+ concentration, according to ANP specifications, compared to the historical utilization rate of 18%. Finally, the simulation of the model in study (3) allows for inferences about the effectiveness of using SD to evaluate the stochastic behavior of natural gas in the market, considering factors such as policies to reduce greenhouse gas emissions. The simulation projects that, if the reinjection rate is maintained, the value of reinjected gas will match the value of produced gas by 2031, leaving Brazil fully dependent on imports. In this way, the approaches provide tools to assist in regulatory formulation, optimization of existing infrastructure, and strategic planning in the natural gas sector and its economic impacts.

Descrição

Tese apresentada ao Programa de Pós-Graduação Interdisciplinar em Energia e Sustentabilidade da Universidade Federal da Integração Latino-Americana, como requisito parcial à obtenção do título de Doutor em Energia e Sustentabilidade.

Palavras-chave

Gás Natural, Lei nº 14.134/2021, Brasil, Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN)

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