Petrobras não teve perdas financeiras com atraso de gasoduto Itaboraí-Guapimirim, indica TCU

O Tribunal de Contas da União (TCU) analisou documentos sobre o cronograma de implantação do gasoduto Itaboraí-Guapimirim e outros aspectos dos Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) e da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) Rota 3, e declarou não ter identificado irregularidades ou prejuízo econômico-financeiro à Petrobras no atraso da emissão de outorga de construção.

Desde 2017, a Petrobras tem enviado cartas à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e ao Ministério de Minas e Energia (MME) indicando que a demora na concessão do gasoduto provocaria perdas no processamento de sua produção.

Segundo a estatal, como não havia um cronograma pela ANP para a realização a concessão do gasoduto, a empresa teve que estimar as datas prováveis de outorga para cálculo do impacto. As datas estimadas foram de início de operação da UPGN Rota 3 em novembro de 2021 e de disponibilidade do gasoduto em novembro de 2022.

Com essas datas, a petroleira brasileira estima que o impacto do atraso da entrada em operação do duto é US$ 146 milhões, no Valor Presente Líquido (VPL) incremental do Projeto Integrado Rota 3 (PIR3).

Ainda segundo a Petrobras, mesmo que ocorra a implementação do duto, ela ocorrerá somente depois das demais obras do projeto, levando a um impacto de US$ 945 milhões negativos no projeto, bem como de impactos para a União e Estados, decorrentes da não arrecadação de tributos advindos da produção e comercialização do gás natural.

Em resposta ao TCU, o Ministério de Minas e Energia argumentou que “o escoamento da produção de gás natural do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos (PPSBS) é feito por meio de um sistema composto por três gasodutos, denominados Rotas 1, 2 e 3. Sendo assim, a Petrobras disporia de flexibilidade para definir qual rota de escoamento seria usada e a produção poderia ser direcionada alternativamente para a unidade de processamento de Cabiúnas, em Macaé (RJ), do Comperj, em Itaboraí (RJ), de Caraguatatuba (SP), ou ainda da Reduc, em Duque de Caxias (RJ)”.

O MME também informou que, de acordo com o Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás Natural (Pipe), o sistema de escoamento composto pelas Rotas 1, 2 e 3 tem capacidade de 45 milhões de m³/dia e as UPGNs que podem ser utilizadas têm 55 MM m3/dia de capacidade, reservados 8 milhões de m³/dia para o gás oriundo da Bacia de Campos. Essas capacidades, segundo o ministério, atenderiam ao volume de produção de gás natural previsto para o horizonte até 2026.

Por sua vez, a ANP sustentou ao TCU que a capacidade total de escoamento do gás do pré-sal da Bacia de Santos, considerando todas as premissas e restrições supracitadas, será de no mínimo 36 milhões de m³/dia nos gasodutos Rota 1, 2 e 3 até o ano de 2025, montante que atende às previsões de produção e escoamento nesse horizonte, mesmo quando considerada a previsão mais otimista, de 35,58 MM m³/dia em 2025.

“Mesmo com as restrições adicionais informadas pela Petrobras, que reduziriam a capacidade de escoamento em 2025 para aproximadamente 36 milhões de m³/dia, ainda seria possível, segundo a ANP, escoar as estimativas mais otimistas de produção do pré-sal da Bacia de Santos”.

Dessa forma, o TCU determinou à ANP e ao MME que, no prazo de 45 dias, elaborem plano de ação que contemple cronograma para implementação do gasoduto Itaboraí-Guapimirim, incluindo, pelo menos, estimativas de prazo da deliberação competente para dar início à outorga e de construção.

Outro cronograma determinado é para que seja editada uma portaria propondo a construção do gasoduto Itaboraí-Guapimirim como ampliação do gasoduto Gasduc III ou uma ação alternativa.