O Estado de São Paulo

Depois de dobrar a participação no campo de gás de Manati, na Bahia, com a compra de 10% da petroleira GeoPark no final de março, a GBS Storage parte agora para concretizar o plano de tornar o campo baiano o primeiro a estocar gás natural no Brasil, uma prática comum em outros países e que vai ajudar a dar maior flexibilidade ao mercado. O campo de Manati é um dos maiores de gás não associado ao petróleo do País. Sócio da Petrobras e da Brava no ativo, o presidente da GBS, Celso Silva, disse ao Estadão/Broadcast que a novidade deve virar realidade no início de 2027.

De acordo com Silva, a Lei do Gás abriu espaço para a implantação de estocagem subterrânea de gás natural no Brasil, e, apesar de a regulamentação ainda carecer de alguns detalhes, já é possível começar a colocar a atividade em prática. O próximo passo, informa, será bater o martelo sobre o projeto com os demais sócios, o que está previsto para maio. A Petrobras é operadora do campo, com 35%, e a Brava detém os demais 45%. Com a mudança de propósito, a governança do consórcio terá que ser modificada.

A previsão é de que a preparação do reservatório para estocagem dure cerca de 18 meses e não consuma muitos recursos, por já contar com uma infraestrutura instalada. Manati já foi um dos maiores produtores de gás não associado do Brasil, chegando a abastecer 30% do mercado. Foi escolhido em meio a 547 campos pesquisados, segundo o executivo. A ideia é estocar entre 200 e 300 milhões de metros cúbicos de gás por dia, ou cinco dias de consumo do País.

“Essa tese tem sido desenvolvida por esse grupo já faz algum tempo, onde a primeira questão a ser resolvida era analisar, de fato, se existia algum local onde você pudesse fazer esse tipo de projeto no Brasil. Pegamos os dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e contratamos um consultor internacional. Pegamos todos os campos existentes no Brasil, produzindo ou não, e Manati é, de longe, o mais adequado, pela localização, tamanho, dados técnicos, porosidade, impermeabilidade, enfim, tudo aquilo que a boa técnica recomendava, e a logística também”, explica Silva.

Outra vantagem é que o campo já está ligado à malha de gasodutos do Nordeste, ao terminal de Gás Natural Liquefeito (GNL) da Bahia, e próximo de um centro de consumo no Recôncavo Baiano (Aratu, Camaçari, Candeias).

“A plataforma já está lá, os poços já estão lá, a unidade de processamento de gás está lá, a unidade de compressão está lá. Então, para entrar em operação, precisamos apenas alguns ajustes em válvulas, em estações de medição. Não é um valor alto, principalmente comparado a investimentos de E&P (Exploração e Produção) é muito pouco, é um valor pequeno”, informa Silva.

Manati já chegou a produzir 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (m3/d). Quando entrou em manutenção, em março do ano passado, entregava cerca de 2 milhões de m3/d, e declinando. O declínio do campo, inclusive, foi o motivo da saída dos sócios mais focados na produção, Prio, em 2023, e GeoPark, que venderam suas participações para GBS, informou Silva.

A transação com a GeoPark, a mais recente, foi realizada por meio de uma contraprestação total de US$ 1 milhão (líquido de US$ 12 milhões de passivos relacionados a obrigações de descomissionamento ou abandono). Também envolveu ajustes de capital de giro e pagamentos contingentes, com base no desempenho do campo ou em sua potencial conversão para uma instalação de armazenamento de gás natural.

Sobra

Silva prevê que por volta de 2027, o Brasil terá uma sobra estrutural de gás natural, onde haverá momentos em que o País vai precisar do gás, e de outros em que será possível estocar. Ele cita a entrada plena da exportação de gás natural do pré-sal para a Rota 3; a importação de gás da Argentina e Bolívia; terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL); projetos de gás em Sergipe etc.

“E também em função da intermitência da geração elétrica, em função das renováveis, da necessidade de você ter gás 100% flexível para atender as termelétricas. Também por causa de toda essa desverticalização da Petrobras, onde ela saiu da distribuição, saiu do transporte. Isso gera, no nosso entendimento, uma ferramenta para que se possa fazer esse balanceamento. Porque todo mundo sabe que no final de semana as indústrias consomem menos gás”, explica.

Antes, a Petrobras fazia esse balanceamento, conta Silva, mas, depois que a estatal teve que reduzir sua predominância na distribuição e transporte, o mercado precisou criar novos instrumentos para aproveitar melhor o gás natural produzido, reduzindo assim a necessidade da queima do insumo, em linha com a transição energética. Outra alternativa seria devolver o ativo para a União em 2029, quando termina a concessão, e fazer o descomissionamento do campo. Ou, ainda, pedir mais prazo para a concessão, até esgotar o reservatório.

Com a opção para a estocagem, o consórcio terá que encerrar a concessão e pedir uma autorização da ANP e do Ibama para o novo negócio, que requer baixo investimento por já contar com uma infraestrutura instalada. O gás natural restante no reservatório será usado como base para a nova configuração. Além disso, terá de ser criada uma empresa com todos os requisitos de governança, com presidente, diretores e estatuto, que dará continuidade ao campo de Manati, que já produziu, desde que entrou em operação, em 2007, 28 bilhões de metros cúbicos de gás natural.

“Um campo, que já produziu 6 milhões de m3/d durante 17, 18 anos, levou retorno sobre o patrimônio (ROE) para os sócios, levou impostos para a Bahia, como você termina com isso tudo” Não, o que queremos dizer é que esse campo vai continuar aqui para os próximos 50, 100 anos, gerando receita, mantendo os empregos e dando toda a opcionalidade que o mercado de gás precisa”, conclui Silva.