Gás natural da União poderá ser negociado diretamente no mercado – Agência Brasil

A Pré-Sal Petróleo (PPSA), estatal que administra os contratos de partilha de produção de petróleo e gás natural da União, pode, a partir desta segunda-feira (26), negociar os volumes de gás já processados diretamente no mercado. A autorização foi regulada por meio de resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Até então, a PPSA vendia o gás natural da União na saída dos navios-plataforma que estavam na produção, o que restringia a competitividade.

Os recursos da venda do gás vão para o Fundo Social do governo federal, e são direcionados para áreas da educação e saúde. 

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“A resolução do CNPE é um marco na construção de um mercado de gás natural competitivo e muda totalmente a dinâmica da comercialização do gás natural da União. Planejamos comercializar nosso gás natural na saída do SIE em breve, se possível a partir de janeiro de 2025. O próximo passo será aderir ao Sistema Integrado de Processamento (SIP), para que a produção da União de 2027 possa ser processada nas plantas de propriedade da Petrobras, no Rio de Janeiro e em São Paulo, e seja vendida diretamente ao mercado”, disse Tabita em comunicado.

Atualmente, a União tem uma parcela de aproximadamente 150 mil metros cúbicos por dia de gás natural em seis contratos e a expectativa é a de que esse volume aumente para 3 milhões de metros cúbicos por dia nos próximos anos.

No dia 31 de julho, a PPSA realizou o 4º leilão de petróleo pertencente à União produzido por meio de contratos de partilha. Foram vendidos 37,5 milhões de barris e o governo federal arrecadou, com a venda, mais de R$ 17 bilhões. Foi um recorde, com oito empresas na disputa: CNOOC Petroleum Brasil, Galp Energia Brasil, Petrobras, PetroChina International Brasil Trading, PRIO Comercializadora, Refinaria de Mataripe, Shell Trading Brasil e Total Energies EP Brasil. 

Produção recorde

Em junho, a produção mensal da União pelo sistema de partilha de produção atingiu 71 mil barris por dia (bpd), sendo 66 mil barris bpd referentes a oito contratos de partilha e o restante aos acordos de individualização de produção das áreas não contratadas de Tupi e Atapu, ambas na zona do pré-sal da Bacia de Santos.  

Tabita Loureiro disse que esse novo recorde coloca a União com a 8ª maior produção do país no mês e, até o final do ano, os números serão ainda maiores. “Pelos nossos estudos, no final do ano podemos atingir quase 100 mil barris por dia”, informou.

A produção total dos contratos em regime de partilha tem se mantido estável, com média diária de 1 milhão de barris. O resultado de junho foi 3% maior do que no período anterior, em função da melhoria operacional da P-70, no campo de Atapu. O campo de Búzios foi o maior produtor com 509,9 mil bpd. Desde 2017, início da série histórica, a produção acumulada em regime de partilha de produção é de 842,5 milhões de barris. A produção acumulada da União soma 45,83 milhões de barris de petróleo.

Em relação ao gás natural exportado, em junho a produção média em regime de partilha foi de 3,72 milhões de metros cúbicos por dia. O resultado do mês foi 0,5% menor em relação ao período anterior, devido à estabilidade na exportação em Búzios e pequena redução de exportação de gás no campo de Sapinhoá. Desse total, a União teve direito a uma produção de 113 mil metros cúbicos por dia. Somando os resultados do AIP de Tupi, o volume total de gás natural disponível para comercialização da União foi de 166 mil metros cúbicos por dia em junho.

Gás para Empregar

As iniciativas para melhorar o mercado de gás natural e torná-lo mais competitivo faz parte do programa Gás Para Empregar e entre seus objetivos estão propostas para aumentar a oferta de gás natural da União no mercado doméstico; melhorar o aproveitamento e o retorno social e econômico da produção nacional de gás natural; aumentar a disponibilidade de gás natural para a produção nacional de fertilizantes, produtos petroquímicos e demais setores produtivos, para reduzir a dependência externa de insumos estratégicos para as cadeias produtivas nacionais e integrar o gás natural à estratégia nacional de transição energética para induzir o investimento em soluções de baixo carbono, como o biogás, biometano, hidrogênio de baixo carbono, cogeração industrial e captura de carbono.