Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
A diretoria colegiada da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) aprovou por unanimidade as novas regras de controle da qualidade do gás natural em substituição às previstas na Resolução 16/2008. O aspecto mais polêmico, os mínimos e máximos de componentes químicos presentes no gás, não foi modificado pelo novo regramento, em linha com o pedido de grandes consumidores. Ainda assim, houve manutenção da flexibilização para o produto do pré-sal fora dos padrões, contemplando a Petrobras.
Ficam, portanto, mantidos os limites de, no mínimo, 85% de metano; no máximo, 12% de etano; 6% de propano; e 3% de butano. O gás do pré-sal tem teor de metano abaixo do mínimo exigido e altas concentrações de etano, por vezes acima do limite. E esse excesso de etano é ainda maior nos volumes escoados pela Rota 3, infraestrutura que liga o pré-sal da Bacia de Santos à unidade de processamento de Itaboraí, no Rio de Janeiro.
Mudanças
Outra mudança importante, aprovada conforme sinalizado pela área técnica da ANP, é a restrição da movimentação de gás natural fora das especificações à venda para consumidores industriais e geração termelétrica por meio de transporte dedicado, ou seja, sem misturar com a malha. As distribuidoras de gás também poderão receber produto fora do padrão, mas desde que a agência reguladora estadual avalize a operação e a mistura final do gás na malha atenda a especificação padrão.
Para além disso, a diretoria da ANP tirou a responsabilidade de emissão do certificado de qualidade do carregador e a atribuiu ao vendedor e importador, e aprovou a obrigação de testes por “amostragem em linha”, ou seja, várias vezes ao dia, com prazo para adequação de 36 meses.
Petrobras e o pré-sal
A exceção aberta ao gás do pré-sal contempla a Petrobras e o governo, que encara como uma prioridade o aumento da oferta do produto ao mercado. Hoje, no Brasil, isso passa principalmente pelo pré-sal e futuras operações da estatal.
Até então, a Petrobras produzia na unidade de processamento de Caraguatatuba (SP) sob reiteradas autorizações especiais com validade de quatro meses. Essa condição de exceção será reconhecida na regra agora com acompanhamento semestral e sob novos termos: obrigatoriedade de produção de relatórios sobre a natureza da molécula, sua composição e impacto no mercado, além de acordo com transportadores e comunicação a esses agentes, com 15 dias de antecedência, dos pontos de entrega e fornecimento do gás em questão.
A decisão da ANP pacifica uma discussão regulatória de quase uma década, aberta quando a Petrobras propôs o fim dos limites de hidrocarbonetos no gás em 2016, o que foi rechaçado pelo mercado. Em seu voto, o relator do processo, diretor Fernando Moura, disse que o perfil do gás natural predominante no país pode mudar ainda mais no futuro, e isso vai exigir “acompanhamento regulatório” contínuo.
Como vetores dessa mudança, Moura citou a futura injeção na malha nacional de gás natural advindo da Bacia de Sergipe-Alagoas, onde a Petrobras planeja produzir após 2030; de novas produções por petroleiras independentes que diversificam atuação no Norte e Nordeste; além da mistura obrigatória de biometano no gás natural a partir de 2026.
