O panorama atual da produção de gás na América do Sul

A América do Sul possui aproximadamente 3,5% das reservas provadas de gás natural do mundo, ou 6,3 trilhões de m³, que estão concentradas principalmente na Venezuela (2,4%) e na Bolívia (0,4%) e na Argentina (0,3%). Este potencial não é aproveitado, no caso da Venezuela, o país apresenta um déficit de aproximadamente 28 MMm³ de diários no suprimento de gás. A Argentina é a maior consumidora de gás da América do Sul, tendo consumido, em 2005, aproximadamente 41 Bm³, sendo seguida pela Venezuela (29 Bm³), Brasil (20 Bm³) e o Chile (8 Bm³). O Brasil apresenta um demanda crescente, dado que o seu ainda está em um estágio inicial de desenvolvimento. O país ainda tem pouca infra-estrutura de transporte com relação às suas dimensões continentais e a quantidade de potenciais consumidores ainda não atendidos pelo gás é apontada como capaz de mais do que dobrar o consumo nacional nos próximos 5 anos. A Argentina e o Chile também apresentam tendências de crescimento forte na demanda por gás natural. No caso da Argentina, isto se deve às altas taxas de crescimento da economia na recuperação da grave crise econômica que se abateu sobre o país no ano de 2001. Já no caso do Chile, além do crescimento econômico, o aumento da utilização do gás natural para geração de termoeletricidade impulsiona o seu consumo.

A maior parte do comércio de gás natural fica restrita aos limites do subcontinente, ainda refletindo a tendência histórica de regionalização do mercado. Os principais fluxos comerciais dentro do bloco são da Bolívia abastecendo o Brasil com quantidades absolutamente maiores do que aquelas consumidas no seu mercado interno e a Argentina abastecendo o Chile. Para maximizar o uso dos recursos, seria necessária uma maior integração energética da região, aumentando o intercâmbio entre países consumidores e os maiores detentores de reservas. Economias de escala são possíveis quando projetos envolvendo regiões próximas além dos limites territoriais são levados em consideração. Venezuela, Bolívia e Peru poderiam expandir o fornecimento de gás natural para países com déficit de oferta, como Brasil, Argentina, Chile e Colômbia, monetizando suas reservas e melhorando suas balanças comerciais.

Problemas geopolíticos têm afetado a integração do comércio de gás natural na Região. A América do Sul é uma região dividida entre governos com orientações pró-mercado e governos de tendência estatizante. Desta forma, surge uma série de conflitos que enfraquecem a coesão interna da América do Sul, impossibilitando uma união continental capaz de formar sinergias que facilitem o avanço das nações da região em bloco. A conseqüência, que já se faz sentir, é o enfraquecimento dos blocos regionais, na medida em que os objetivos de seus integrantes e os meios utilizados para atingi-los passam a ser conflitantes. No plano energético, o efeito é ainda maior, pois os investimentos no setor são de longo tempo de maturação e necessitam de ambientes estáveis e previsíveis a fim de se desenvolverem de maneira adequada.

Desta forma, já observamos a realização de uma série de projetos de GNL. Do ponto de vista da alocação ótima de recursos, não parece razoável que em uma região tão rica em oferta potencial de gás, os grandes demandantes, como o Brasil e Chile, sejam obrigados a ir buscar fornecimento em países terceiros e utilizando uma tecnologia que encarecerá significativamente a sua disponibilidade para o mercado interno. No entanto é essa a solução que se faz necessária, preterindo os países detentores das reservas, a despeito de suas imensas mazelas sociais e atraso, em favor de regiões distantes, sem nenhuma identificação histórica, cultural ou estratégica com os estados consumidores.

Brasil

A maior fonte de controvérsia do mercado brasileiro está no segmento de transporte, já que possui uma estrutura de mercado característica de monopólio natural. A Lei do Petróleo apenas definiu princípios básicos que regem a logística de transporte, armazenamento e comercialização de gás. Há uma lacuna sobre a responsabilidade e maiores detalhamentos a respeito, desta observação surgiram as duas propostas de criação de uma Lei específica para o Gás Natural, ora em trâmite no Congresso Nacional. Ainda, há os que acreditam que a melhor opção para a regulação do setor seria através de decretos e portarias da própria ANP, uma vez que a autarquia já é o órgão regulador do transporte segundo a Lei do Petróleo e o estabelecimento de qualquer outro órgão responsável traria redundância e ineficiência ao setor.

Face aos problemas com a Bolívia e as constantes previsões de aumento da demanda de gás natural no Brasil e não existência de reservas locais disponíveis imediatamente, a Petrobras irá construir até 2009 dois terminais de regaseificação de GNL offshore, um em Fortaleza (CE) e outro no Rio de Janeiro (RJ) que teriam capacidade de processar 6 MMm³ e 14 MMm³ de gás natural, respectivamente. O investimento previsto é de aproximadamente US$ 180 milhões. Para o suprimento dos seus terminais, a Petrobras está negociando a compra de GNL com fornecedores do mercado internacional, especialmente com os localizados na borda do Oceano Atlântico. Segundo informações da empresa, um Termo de Referência com as principais condições comerciais aplicáveis ao projeto de Pecém (Fortaleza) já foi enviado a cerca de 20 potenciais fornecedores, enquanto que o mesmo será feito em breve para o projeto da Baía de Guanabara (Rio de Janeiro). A proposta comercial deverá ser diferenciada para os períodos de inverno e verão no Hemisfério Norte em função da forte sazonalidade observada no preço do GNL, sempre aumentando no período de inverno americano e europeu, época de maior demanda. Vale ressaltar que o período esperado de maior demanda de GNL no Brasil será o inverno, período de menor índice pluviométrico. Esta época coincide, como visto anteriormente, com o período de menores preços de GNL no mercado internacional, o que torna o projeto ainda mais vantajoso para o mercado brasileiro.

Conforme a Petrobras, a demanda de gás natural no Brasil até 2011 poderá vir a crescer tanto que exigirá uma capacidade de transporte de até 121 MMm³ por dia, caso seja utilizada a capacidade de despacho máximo de todas as térmicas para a geração elétrica. Desta forma, para garantir seu suprimento, a Petrobrás elaborou uma série de iniciativas, indicando que a empresa está preparada para atender o mercado nacional e, portanto, não haverá desabastecimento interno. Além do plano de produção de campos de gás, estão previstos investimentos na ordem de US$ 6,5 bilhões no próximo qüinqüênio para a construção de cerca de 7.000 km de gasodutos, praticamente duplicando a malha atual, além de dois terminais de regaseificação de GNL no país.

As principais diretrizes por trás do plano estratégico da Petrobrás são: i) a necessidade de integração da malha nacional, dando flexibilidade ao sistema e reduzindo os riscos de desabastecimentos pontuais em áreas isoladas do resto malha; ii) a ampliação da capacidade de transporte, para que a malha não se transforme no gargalo para o suprimento nacional do combustível. Os investimentos em GNL visam garantir a flexibilidade de fornecimento em casos de picos de demanda pontuais e interruptíveis de gás natural ao país, necessidade básica para o correto funcionamento do sistema nacional, já que a geração térmica não atua de forma constante.

Argentina

A Argentina é um exportador líquido de hidrocarbonetos e apresenta um mercado de gás natural maduro. A partir da crise econômica, com o fim da conversibilidade peso – dólar, aliado a medida do Governo de congelar as tarifas, as empresas setor sofreram um forte impacto negativo nos resultados, afetando a estabilidade da indústria. Com o crescimento econômico apresentado nos últimos 4 anos, a Argentina vem passando por uma crise de oferta. O consumo está crescendo acima do esperado devido a tarifas artificialmente baixas e não há suprimento suficiente para a quantidade demandada. Historicamente, o consumo de gás natural na Argentina é garantido por sua produção nacional e suas reservas. O país conta com a terceira maior reserva da América do Sul, com 428 Bm³ provados de gás natural, e 229 Bm³ prováveis. Parte da produção Argentina é exportada. O Chile é o seu principal destino com aproximadamente 93% destes volumes, transportados através de uma rede de gasodutos que ligam os dois países. A Argentina possui, ainda, contratos de fornecimento de gás para o Brasil, em Uruguaiana, e para o Uruguai. Para o Chile a Argentina exportou cerca de 18 MMm³ diários em 2004, porém a partir deste ano o Governo estabeleceu que as exportações devessem ser reduzidas ao nível do ano anterior. Em alguns períodos de pico de demanda interna a redução atingiu 45%, priorizando seu mercado interno. Esta medida gerou uma crise diplomática entre os países, uma vez que se constituiu de uma quebra de contratos para favorecimento do mercado doméstico argentino. As exportações para o Brasil chegaram a atingir uma média de 2 MMm³ diários em 2001, porém com a crise do setor, este valor atingiu 0,96 MMm³/dia médio em 2005, tendo sido interrompido o suprimento de gás diversas vezes ao longo dos últimos três anos.

A maior restrição para garantia de suprimento e aumento da oferta de gás natural no mercado interno no curto prazo é o transporte, o que afeta diretamente o curso imediato da economia argentina. Vale ressaltar que a abertura do setor praticamente duplicou a capacidade da malha existente, de 67 MMm³ diários em 1993 para 121 MMm³ diários em 2002. Contudo, a crise econômica interrompeu esta expansão, tendo sido realizados apenas 2 projetos desde então, ambos em 2005, de instalação de estações de compressão adicionais.

Através das suas estatais, Enarsa e YPFB, foram assinados recentemente diversos acordos de cooperação e parcerias em projetos nos setores de petróleo e gás. O mais relevante deles para a Argentina é a construção do projeto GNEA, que inclui também uma planta na Bolívia de separação de líquidos de gás natural, para que este país utilize o propano e o butano na produção de combustíveis. O investimento necessário previsto é de US$ 1,2 bilhão para o gasoduto e US$ 250 milhões para a planta. Como parte deste mesmo acordo, a Bolívia se compromete a fornecer a vazão adicional de 20 MMm³ diários gás natural para seu vizinho assim que a infra-estrutura necessária estiver operacional. Dentre os outros acordos firmados, destaca-se a parceria entre as estatais para a prospecção, desenvolvimento e produção conjunta de campos de gás bolivianos.

Com a recuperação econômica, o consumo de gás natural vem crescendo a taxas entre 7% e 8% ao ano, sendo limitada atualmente pela capacidade de oferta. A demanda é estimulada pelos baixos preços do energético, contudo o governo vem procurando reajustar o valor do mesmo, porém de forma discriminatória, começando pelos grandes consumidores, principalmente indústrias e geradores termoelétricos. A expectativa é, portanto, que a taxa de crescimento da demanda se reduza no futuro próximo, tendo em vista o aumento nas tarifas do gás natural.

É consenso que para manter seu crescimento econômico, a Argentina precisa de fontes externas de suprimento de gás natural, uma vez que suas reservas estão se exaurindo e não há novas descobertas para sustentar a atividade no longo prazo. A Bolívia, por sua vez, apresenta-se como principal provedor do energético, tanto pela proximidade, quanto pela disponibilidade de recursos. A criação de uma relação de dependência com este país, no entanto, é vista com ressalvas, uma vez que a Bolívia é um país politicamente instável, e atualmente é administrado por um governo populista que já demonstrou diversas vezes que não vê problemas em mudar contratos a seu favor.

Bolívia

O país é riquíssimo em gás natural, com reservas provadas e prováveis em torno de 1.360 Bm³ ao final de 2005. Foi buscando a utilização destas reservas como instrumento para promover o avanço econômico do país que o governo, dentro do processo de “capitalização” da economia, reestruturou o setor de energia. Com a reestruturação do setor, investidores estrangeiros assumiram o controle das empresas estatais em troca de compromissos de investimento, com o objetivo de tirar a indústria da estagnação em que se encontrava, e com isso impulsionar a atividade econômica e geração de empregos. Efetivamente, houve um grande aumento do dinamismo do setor, impulsionado pela ampliação dos investimentos em E&P, que passaram de US$ 43 milhões em 1990 para mais de US$ 400 milhões em 2001.

No entanto, sucessivas crises institucionais ligadas ao setor de hidrocarbonetos ocorreram na Bolívia. Estas crises, por vezes chamadas de “guerras do gás”, levaram a renuncia do presidente Gonzalo Sanchez de Lozada, em 2003, devido as fortes tensões produzidas pelo projeto de exportação de GNL para os Estados Unidos a partir de um porto no Chile. O sucessor de Lozada, Carlos Mesa, foi levado pela pressão popular a aumentar os impostos pagos pelos recursos naturais (para 18% de royalties e 32% de imposto sobre os hidrocarbonetos), apesar disso, também foi forçado a renunciar em 2005 devido aos protestos da população que exigia, entre outros, a nacionalização completa da indústria. Com o aumento da instabilidade político e social, o investimento em E&P, então dominado por players estrangeiros, foi reduzido. Este movimento culminou com a eleição para presidência de Evo Morales, apoiado em uma plataforma radical. Cumprindo seus compromissos de campanha, o novo presidente promoveu no primeiro semestre de 2006 a nacionalização dos hidrocarbonetos na Bolívia.

Apesar das vitórias iniciais de Evo Morales no que concerne ao relacionamento do governo boliviano com a Petrobras, quando houve a nacionalização das refinarias a renegociação do contrato de gás, bem como o aumento do preço do produto para a Termelétrica Cuiabá, é fato que o país encontra-se agora em uma situação particularmente difícil. Para honrar os compromissos contratuais assumidos com o Brasil e a Argentina a produção disponível de gás da Bolívia precisa crescer 30%. Para tanto, novos campos terão que ser desenvolvidos e explorados a um custo próximo de US$ 800 milhões, isto não considerando o investimento da ordem de 1 bilhão, requerido para construção do gasoduto do Nordeste Argentino (GNA). Atrair este volume de investimento no tempo necessário para atender ao aumento da demanda Argentina é um grande desafio diante de um contexto de total insegurança regulatória na Bolívia. Essa insegurança aumentou ainda mais com a nomeação do novo presidente da YPFB, Manuel Morales, que ao contrário do anterior, é identificado com a ala mais radical do governo boliviano.

Em outubro de 2006, a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) e a Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) assinaram acordo de compra e venda de gás natural para o período de 2007 até 2026, com quantidades aumentando de 7,7 MMm³/dia em 2007, para até 16 MMm³/dia entre 2008 e 2009 e 27,7 MMm³/dia entre 2010 e 2026. De modo a viabilizar o cumprimento do contrato, a YPFB organizou uma chamada pública para a seleção de supridores, sendo que oito operadoras apresentaram ofertas mínimas e máximas de entrega de gás natural para exportação para a Argentina. As ofertas apresentadas não foram suficientes para cobrir os volumes requeridos pelo contrato. Para 2007 já faltaria 2 MMm³/dia para que o contrato seja plenamente atendido, em 2008 7,8 MMm³/dia (49%) e em 2010 12,8 MMm³/dia (46%). Em 2011, há um forte incremento do volume contratado, atingindo 25,8 MMm³/dia, quando o volume máximo fica mais próximo do contrato assinado com a Argentina. Nos anos subseqüentes, há vertiginosa queda. Para 2019, ainda faltam 16 MMm³/dia (59%), e para 2026, 26 MMm³/dia (94%).

Chile

O Chile é o país da América Latina que vem obtendo nos últimos anos o maior grau de sucesso econômico e social. O resultado é que nos últimos anos o país vem crescendo num ritmo sustentado médio de 4,3% desde o ano 2000. Em 2005 o país cresceu 6,3% e no ano passado cresceu 5,2%. Quanto a produção de hidrocarbonetos, o Chile é importador líquido de petróleo e derivados, assim como gás natural. O país possui reservas de gás natural na ordem de 100 Bm³, porém estão localizadas no extremo sul do país, sendo restritas ao uso doméstico na região.

A motivação que levou à importação de gás da Argentina foi a necessidade de rapidamente da expandir a oferta de energia elétrica, pois o país apresentava altas taxas de crescimento econômico e, também, buscar a redução das tarifas de energia elétrica, uma vez que seu custo era proporcionalmente elevado à época. De fato, com a introdução do gás natural, as tarifas de energia elétrica baixaram de 60 US$/MWh em 1995 para 35 US$/MWh em 2004.

A promulgação de dois Decretos-Lei em 1995, que regulamentaram o transporte e a distribuição de gás natural no Chile, permitiram que, em um curto período de tempo, fossem construídos importantes dutos interconectando os dois países. Neste contexto, a participação de gás natural na matriz energética chilena aumentou de 7% em 1994 para aproximadamente 27% em 2004.

A demanda chilena de gás natural vem acompanhando o ritmo de crescimento da oferta. Os setores industriais poderiam absorver uma quantidade ainda maior de gás natural, caso houvesse oferta disponível. No período entre 1995 e 2005, o consumo do hidrocarboneto cresceu a uma taxa média de 17,9% ao ano, a partir de um patamar de 4,5 MMm³/dia até os níveis atuais de 23,4 MMm³/dia.

A crise econômica enfrentada pela Argentina vem, entretanto, limitando a oferta de gás natural no país, impactando diretamente no desempenho da economia chilena. A decisão do governo argentino de congelar os preços do gás natural gerou distorções que elevaram substancialmente sua demanda interna e prejudicou os operadores dos campos de produção, que devido ao baixo preço do energético, não se vêm interessados na realização de prospecção para o aumento das reservas. A crise de oferta de gás argentino teve como resultado concreto para o Chile a redução e a interrupção, em diversas ocasiões, do suprimento do energético nos últimos 3 anos, a partir de 2004, gerando prejuízos à economia e incerteza por parte dos investidores que adquirem a matéria-prima, além de elevação dos preços da energia elétrica. Em alguns períodos, especialmente o inverno, período de maior demanda, a Argentina reduziu sua exportação em média 45% da quantidade de gás acordada contratualmente.

Para atingir seus objetivos de consumo, o Chile possui algumas alternativas. A expectativa é que Argentina será capaz apenas de cumprir seus compromissos contratuais já estabelecidos, porém não possuirá disponibilidade adicional de exportação. A principal medida de curto/médio prazo tomada pelo governo chileno foi a decisão de construir um terminal de regaseificação de GNL na baía de Quintero, região central do Chile, o que insere o país no mercado global da commodity, aumentando substancialmente a quantidade de potenciais fornecedores. O projeto vem sendo liderado pela estatal ENAP. Entre suas atribuições, estava de formar um pool de grandes consumidores de gás natural para funcionarem como âncora do projeto. Desta forma, as empresas Endesa e Metrogras associaram-se à ENAP, o que garante uma demanda inicial um pouco acima dos 5 MMm³/dia, quantidade considerada mínima para a viabilidade do projeto. A capacidade final do terminal nesta primeira fase ainda não está decidida, porém estão previstas ampliações que poderão fazer com que o terminal receba até 15 MMm³/dia. O terminal está previsto para entrar em produção em meados de 2009, envolveria investimentos na ordem de US$ 400 milhões e conta com a participação da BG, que ficará responsável pela negociação dos contratos de fornecimento de GNL e da construção das instalações do terminal.

O Ministério de Minas e Energia chileno anunciou sua intenção de construir uma segunda planta de regaseificação de GNL, desta vez na região II, no norte do país. A cidade escolhida foi Mejillones, de apenas 8500 habitantes, onde já há um movimentado e moderno porto e uma termoelétrica a gás que atende a região. A decisão de instalação de uma segunda planta permitirá ao SING o mesmo tipo de flexibilidade de fornecimento que o SIC terá com a planta de GNL em Quinteros.

O Chile vem considerando duas outras possibilidades de fornecimento de gás natural, ambas com horizontes de médio a longo prazo. A primeira seria o suprimento do energético a partir da Bolívia, porém antigas disputas territoriais impedem uma maior aproximação entre os países. Resta, portanto, o Peru como possível fornecedor de gás natural ao Chile. Já existe um projeto, atualmente apenas em estudo, de construção de um gasoduto partindo de Pisco até o norte do Chile, na cidade de Tocopilla, com capacidade de fornecimento entre 10 e 15 MMm³/dia, sendo que um terço deste valor iria para atender o sul do Peru, atualmente desprovido de acesso ao gás natural.

Peru

O Peru conta com uma economia aberta, de tendências liberais, que favorecem o investimento externo. O país conta com um marco regulatório estável, aprovado em 1993, que procura favorecer políticas de mercado, como reduzir o monopólio da empresa estatal Petroperú, liberar a importação e a exportação de petróleo e derivados e desregulamentar a formação de preços, o que favorece a entrada de agentes privados.

O estopim para o desenvolvimento de uma indústria de gás natural no país foi a descoberta, por parte de um consórcio entre a Shell e a Mobil, de volumes consideráveis do hidrocarboneto na região de Camisea. As reservas provadas de gás no Peru somam 330 Bm³ e suas bacias sedimentares contam também com 1,1 Bb d de petróleo e condensado. Em 1996, foi concedido ao mesmo consórcio o direito de exploração das reservas, porém problemas como limites impostos pelo governo peruano à integração vertical e discordâncias a respeito de tarifas levaram ao cancelamento do contrato por parte do concessionário dois anos depois. Em 1999, numa segunda tentativa por parte do governo peruano, efetivamente teve início o desenvolvimento das reservas de gás natural do país. O projeto foi separado em três segmentos: produção, transporte e distribuição; sendo que os agentes detentores de uma concessão em uma etapa não podem ter participações em outra, exceto para a produção, onde o concessionário pode possuir até 20% de participação nos outros dois elos da cadeia de valor, o que limita a integração vertical.

As licitações para o desenvolvimento do Projeto Camisea ocorreram no ano de 2000. Para a produção do gás natural, o critério estabelecido foi o de maior porcentagem de royalties, sendo declarada vencedora a oferta de 37,24% de royalties, feita pelo consórcio formado pelas empresas Pluspetrol (36%), da Argentina, Hunt Oil Co. (36%), dos EUA, SK Corp. (18%), da Coréia e Hidrocarburos Andinos (10%), também argentina. O consórcio terá direito de explorar as reservas por 40 anos. Para as atividades de transporte e distribuição, o critério definido para a licitação foi o de menor custo de serviço. A proposta vencedora previu um custo de US$ 1,449 bilhões, sendo formulada pela Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP) empresa formada pelo consórcio constituído por Techint (30%), da Argentina, Pluspetrol (19,2%), da Argentina, Hunt Oil Co. (19,2%), dos EUA, SK Corp. (9,6%), da Coréia, Sonatrach (10%), da Argélia, e Graña y Montero (12%), do Peru. Já para a etapa de distribuição, a proposta vencedora foi elaborada pela empresa belga Tractebel, que para tal criou a Distribuidora de Gas Natural Lima y Callao. Ambas as concessões são por um período de 33 anos.

A demanda atual de gás natural é de aproximadamente 5 MMm³/dia, sendo que cerca de 40% disso é utilizado para geração térmica. O restante é consumido pelo parque industrial do país. Para os próximos anos, é esperada a construção de novas usinas termelétricas que aumentarão a oferta de energia, a continuidade no processo de conversão industrial dos grandes consumidores para o gás natural, o desenvolvimento do mercado para pequenas e médias indústrias e o aumento da distribuição nas grandes cidades. A expectativa do Ministério de Minas e Energia do Peru é de dobrar a demanda atual de gás natural até meados de 2009 e triplicar até 2012, o que demonstra a rápida penetração esperada para o energético.

É interessante observar que o Peru possuirá, a partir de 2010, um excesso de oferta, na ordem de 18 MMm³/dia. O consórcio Peru LNG, liderado pela americana Hunt Oil, com a Repsol YPF e a sul-coreana SK como parceiros, planeja construir um terminal para exportação de Gás Natural Liquefeito avaliado em US$ 2,4 bilhões, a partir do recebimento de gás natural de um novo campo em Camisea, o Bloco 56. Para o desenvolvimento deste campo, e uma planejada expansão dos dutos de transporte de gás e condensado, a Peru LNG deverá destinar cerca de US$ 800 milhões em investimentos adicionais. A expectativa é que o GNL peruano seja exportado para a costa oeste dos EUA e do México, e talvez, para o Chile.

Venezuela

A Venezuela é um país com amplos recursos naturais, principalmente óleo e gás, ocupando o posto de maior produtor e dona das maiores reservas de ambos energéticos na América do Sul. A dependência da Venezuela da indústria de petróleo e gás é uma das principais características do país. Estudos apontam que um terço do PIB do país está relacionado com esta indústria, assim como 80% das exportações e metade da arrecadação governamental, o que demonstra o alto grau instabilidade a que a economia do país está sujeita, face a qualquer instabilidade nesta indústria e a variação dos preços internacionais.

Atualmente, o elevado patamar de preços do petróleo tem contribuído para a realização de projetos internacionais que aumentem a influência regional do Governo venezuelano, como a venda de óleo subsidiado a Cuba, proposição da construção de um gasoduto até Buenos Aires além de apoio a candidatos de cunho populista em outros países da América Latina.

Ao longo do atual governo, o Presidente Chávez vem tomando medidas de forma a aumentar a intervenção estatal na economia, sobretudo no setor de óleo e gás, o motor da economia venezuelana, além de utilizar os recursos naturais de seu país como meio para obter apoio político internacional. Sua principal ferramenta é a PDVSA, estatal venezuelana que atua de forma verticalizada no setor e é uma das maiores produtoras mundiais de petróleo.

A Venezuela conta com a nona maior acumulação do energético no mundo, com 4.320 Bm³ provados, 61% de todo o gás da América Latina. Contudo, 90% deste volume é associado ao petróleo, o que limita as oportunidades de negócio da indústria, principalmente devido às leis venezuelanas quanto a esse tipo de gás.

Os planos da Venezuela são de aumentar a produção de gás em 30% até 2008, de forma a suprir o mercado interno e também para viabilizar a construção de seu projeto de GNL. O principal projeto de produção de gás natural da PDVSA em carteira é a construção do complexo Mariscal Sucre, com a participação da Shell (30%) e da Mitsubishi (8%), que envolve investimentos de US$ 2,7 bilhões na construção de plataformas com capacidade de fornecer até 16,8 MMm³/dia em 2008 e 33,6 MMm³/dia até 2012. Ainda, as plataformas estarão integradas ao Complexo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho, projeto com cronograma de 30 anos que envolve a construção de diversas plantas industriais, usinas termoelétricas, petroquímicas, de fertilizantes, processamento e refino de óleo cru e gás. Neste complexo está prevista também a construção de um terminal de exportação de GNL, com capacidade de processar 4 MMt/ano, utilizando o gás produzido em Mariscal Sucre.

No Golfo de Paria e no Delta de Orinoco, a PDVSA planeja investir outros US$ 3,7 bilhões para produzir entre 17 e 22 MMm³ diários, a serem utilizados tanto no mercado quanto para exportação, principalmente para o Caribe e a costa leste dos Estados Unidos. No total, a PDVSA planeja investir US$ 16,7 bilhões até 2012 na área de gás natural, em projetos de produção, transporte, processamento e exportação do energético.

Quanto a sua infra-estrutura, conta com aproximadamente 5.000 km de dutos de transporte e distribuição de gás natural, cuja capacidade é de até 72 MMm³ diários. A PDVSA planeja investir cerca de US$ 1,6 bilhões na ampliação da rede de dutos da Venezuela em 1.300 km. Os principais projetos são a construção de um gasoduto de Anaco até a ilha de Margarita, a duplicação dos gasodutos Anaco-Puerto Ordaz e Anaco-Puerto La Cruz e conexão entre as duas malhas existentes, a Oriental e a Ocidental, que entrarão em operação até 2009.

O país possui diversos projetos de integração com países adjacentes, em diversos estágios de desenvolvimento. O mais avançado de todos é o gasoduto que ligará o país, na costa oriental do Lago de Maracaibo, com a Colômbia, na região de Punta Ballena. O gasoduto começou a ser construído em julho de 2006, sendo previstos investimentos de US$ 230 milhões para conectar os 225 km que separam ambas regiões. O projeto terá uma vazão máxima de 5,7 MMm³/dia, e inicialmente será direcionado para a Venezuela, uma vez que sua região ocidental possui déficit de gás que só será suprido quando o gasoduto de interconexão Oriente-Ocidente tiver sido construído. A partir de então, o fluxo será direcionado para a Colômbia, que passará a importar gás venezuelano. O gasoduto na realidade é a fase I de um projeto maior da Venezuela, o Gasoduto Transcaribenho, de fornecimento de gás natural até a América Central, com possibilidades de escoamento da produção pelo oceano Pacífico.

O outro grande projeto em estudo pelo Governo venezuelano é a construção do Grande Gasoduto do Sul, proposta de levar gás natural até a cidade de Buenos Aires, cruzando a floresta Amazônica e a região do Centro-Oeste brasileiro. O custo do projeto foi estimado preliminarmente entre US$20 e US$25 bilhões, tendo 8.000 km de extensão, passando por regiões pouco habitadas, como a Amazônica, e outras predominantemente agro-exportadoras, como o Centro-Oeste brasileiro. O duto contaria ainda com ramificações para atender a demanda da região Nordeste brasileira, que possui déficit de gás natural atualmente. Analistas do setor apontam o projeto como inviável economicamente e afirmam que a única motivação para levá-lo adiante é política.

O mercado de gás natural é muito concentrado, uma vez que a PDVSA domina a produção e é a maior consumidora do produto. Dos 79,1 MMm³ produzidos diariamente na Venezuela, estima-se que aproximadamente 30% nem mesmo saiam das plataformas. Este gás é utilizado pela própria PDVSA como fonte de energia de suas instalações e também é re-injetado, tanto por questões técnicas para viabilizar a produção de petróleo, prioridade do país, quanto por falta de infra-estrutura de escoamento da produção e distribuição de gás natural para o mercado. Outros 20% da produção venezuelana são gastos para geração termelétrica, restando apenas metade do valor original para o consumo de clientes finais. Destes, o setor industrial venezuelano absorve 44% da produção do país, sobretudo as plantas petroquímicas, maiores consumidores do insumo, que também fazem parte da PDVSA através da sua subsidiária a Pequiven. Restam aos demais setores cerca de 6% da oferta total de gás natural, que são consumidos principalmente pelo segmento residencial, com 4,3%.

Fonte:
http://www.gasnet.com.br/novo_artigos.asp?cod=1436&tipo=Producao

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