Se espera que el suministro de gas natural de Brasil crezca un 34% para 2032

Se espera que el suministro de gas natural en la red brasileña crezca un 34% de 2023 a 2032. Este aumento será impulsado por una mayor disponibilidad de gas doméstico, como resultado de nuevos proyectos que se espera comiencen. proyección desde EPE (Empresa de Pesquisa Energética), que, además de la producción nacional, consideró la posibilidad de importar por barco y gas de Bolivia.

Se estima que la cantidad total de gas inyectado a la red nacional de gasoductos superará los 134 millones de metros cúbicos/día esperados para este año a 182 millones de metros cúbicos/día en 10 años. En 2022, los suministros de gas en la red alcanzarán los 116 millones de metros cúbicos/día. Aquí lo tienes lleno Del estudio (1.8 MB).

Las cifras no tienen en cuenta la parte del gas que se produce pero termina siendo reinyectado a los pozos, lo que equivale a la mitad de la producción nacional. Tampoco se consideran los sistemas de gas aislados conectados a la red de gasoductos, como el centro de producción de Urucu, en el Amazonas, y las terminales de GNL (gas natural licuado) que no están conectadas a la red.

El estudio indica que la demanda también debe seguir a la oferta. Se espera que el consumo aumente un 26%. Según la EPE, el país debe pasar de 101 millones de metros cúbicos/día de gas consumido en 2022 a 126 millones de metros cúbicos/día en 2032.

El principal impulsor detrás de esto será un aumento en los pedidos industriales, comerciales y residenciales. También se espera un aumento en el consumo de gas en las centrales térmicas, debido a las nuevas unidades que deben entrar en operación y, en menor medida, al mayor consumo en las plantas de fertilizantes nitrogenados y refinerías.

Aunque tiene en cuenta tanto el gas importado como el producido en el país, el estudio señala que el mayor salto en el suministro de gas se atribuirá a la producción nacional. el tamaño Se supone que el volumen de gas brasileño que ingresa a la red de gasoductos aumentará de los 49 millones de metros cúbicos/día actuales a 86 millones de metros cúbicos/día en este período.

El principal motivo es la entrada de nuevos grandes campos productivos de 2027 a 2032. Entre ellos se encuentran proyectos que estimularán la producción Armada (en el mar) de Sergipe y en la playa (en tierra) en la Cuenca de Boteguar. También se espera un aumento en la disponibilidad de gas del presal existente de la Cuenca de Campos y Santos32 millones de metros cúbicos / día hasta 55 millones de metros cúbicos / día En el año 2032.

La infraestructura de gas también debe expandirse con nuevas UPGN (unidades de procesamiento de gas natural) y gasoductos que se espera que entren en funcionamiento en la próxima década. De los 6 nuevos gasoductos previstos, 3 transportarán la producción desde los campos y otros 3 se destinarán al transporte, para ampliar la red de gas terrestre.

Los siguientes son los oleoductos previstos:

• Ruta 3 (capacidad 18 millones m³ / día) – el gasoducto para la producción primaria de sal debería estar plenamente operativo en 2024;
• Itapurai Guapemirim (18 millones m3/día) – Se espera que se construya un gasoducto en Río de Janeiro 2024;
• Para dos Coqueros (14 millones m3/día) – la tubería de transporte que conectará la terminal de GNL desde Barra dos Coqueiros/SE para la red nacional;
• coquetear 2 – transferencia del gasoducto de Guamaré (RN) a Pecém (CE);
• Sureste / Cuenca Gasoductos de flujo de nuevos campos en la cuenca Sergipe-Alagoas;
• Proyecto BM-C-33 – Ductos para el flujo de gas de los campos ubicados en el Bloque BM-C-33, en el presal de la Cuenca de Campos.

La oferta nacional proyectada se concentra en los estados del sureste, pero la participación de la región debería caer del 79% del total en 2022 al 68% en 2032. “Esta disminución gradual en el horizonte se debe principalmente a la entrada de más producción de las cuencas Sergipe-Alagoas y Maranhão”.dice el estudio, que fue coordinado por los técnicos Marcos Frederico Farias de Souza, Marcelo Ferreira Alfredique y Ana Claudia Santana Pinto.

Los analistas citan la nueva UPGN (Unidad de Procesamiento de Gas Natural) de Gaslub en Itaboraí (RJ), que debería comenzar a operar en 2024 para procesar gas proveniente del presal a través de la Ruta 3, pero afirman que serán necesarias nuevas estructuras de procesamiento de gas hasta 2032 para manejar el volumen que puede estar disponible para el mercado.

“Será necesario ampliar la capacidad de procesamiento en el horizonte 2022-2032 para procesar una mayor producción en la cuenca Sergipe-Alagoas y en el antiguo entorno de exploración de sal, lo que se puede lograr mediante la expansión de las UPGN existentes y/o la instalación de nuevas UPGN”.afirma el estudio.

Las importaciones también deberían crecer

A pesar del crecimiento de la producción nacional, el volumen bombeado a la red no será suficiente para satisfacer la demanda interna. Por esta razón, EPE señala que las importaciones de gas deben seguir siendo relevantes en el mercado brasileño, con un aumento de capacidad en los próximos años debido a las nuevas terminales de GNL.

El número de terminales de importación operativas debería crecer de 5 a finales de 2022 a 10 a finales de 2024. Son:

• Gasolinera Sur (SC) 15 millones de capacidad m³ / día
• Santos (SP) 14 millones de capacidad m³ / día
• Barcarena (PA) 15 millones de capacidad m³ / día
• Portocém (CE) 14 millones de capacidad m³ / día
• Estación Suapé (PE) 21 millones de capacidad m³/día.

De estas, solo la estación de Santa Catarina se integrará a la red nacional. La terminal de Porto Sergipe (SE), que ya está operativa, debería conectarse a la red en 2024.

En 2022, Brasil recibirá 47 millones m3/día de gas natural. Con nuevas terminales y conexiones, la capacidad de importación debería subir a 62 Mm3/día en 2023 y hasta 76 Mm3/día en 2024. EPE consideró solo estaciones para conectarse a la red.

El estudio aún mantiene la importación de gas desde Bolivia, que llega directamente a la red a través del Gasoducto Bolivia-Brasil (Gaspol). La oferta se calculó a partir de 20 millones metros cúbicos/día, el volumen pactado en un contrato firmado en 2022 entre la empresa estatal boliviana YPFB y Petrobrás.

Los analistas de EPE creen que la entrega del actual volumen contratado es incierta para los próximos años. Como se describe en El poder es 360La producción de gas natural en Bolivia está disminuyendo debido al envejecimiento de los pozos, que debería aumentar para 2030, lo que provocaría que el país dejara de ser exportador de gas.

Por otro lado, el estudio plantea la posibilidad de importar gas desde Argentina. El 9 de julio de 2023, el país inauguró el tramo inicial del gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que transportará gas de esquisto desde Vaca Muerta hasta la provincia de Buenos Aires. Argentina ahora quiere construir la segunda fase de la provincia de Santa Fe y planea, en una etapa futura, extender el gasoducto para exportar al sur de Brasil, conectándolo con el gasoducto Uruguayana-Porto Alegre.

Sin fecha límite ni presupuesto para esto, la capacidad de suministro de Argentina sigue siendo incierta, según EPE, que aún no puede estimar cuánto gas se puede importar.