Por Michelle Hallack
A indústria de gás no Brasil encontra-se em uma encruzilhada crucial para o seu desenvolvimento futuro. As decisões que serão tomadas agora irão definir o potencial de crescimento da indústria nos próximos anos. Portanto, é essencial que: (1) se tenha muito claro o modelo de mercado que se quer implantar (um target model); (2) as decisões sejam legitimadas tanto pelos agentes da indústria quanto pelos policy makers, (3) medidas transitórias sejam adotadas para que se possa alcançar o modelo desejado sem o risco de se ficar pelo caminho, preso a modelos inacabados e disfuncionais.
A Petrobras historicamente teve um papel central no desenvolvimento de todas as partes da cadeia da indústria de gás; desde a produção até o consumo, passando pela importação, transporte e distribuição. Assim, de forma verticalmente integrada, com objetivos, por vezes, empresariais, por vezes, políticos (públicos?), a empresa construiu a infraestrutura e o portfólio necessário ao suprimento do fluxo de gás requerido pelas diferentes atividades econômicas no país (do transporte veicular à geração termoelétrica).
Nesse cenário, a coordenação de longo prazo é realizada através de um mix reunindo contratos de longo prazo (como contratos ToP e SoP) e adaptações de curto prazo, feitas internamente no portfólio da Petrobras (incluindo a gestão da malha de transporte, terminais de GNL, swing na produção e etc…). Neste contexto, a entrada de novas empresas no mercado, apesar de possível teoricamente, na prática, se mostra impossível; seja pela dificuldade causada pelos contratos de longo prazo (tanto os de gás com os consumidores quanto os de transporte), seja pela incapacidade dos potenciais entrantes fornecerem a flexibilidade necessária ao atendimento de uma demanda firme e variável.
Assim, diante da ausência de mecanismos de flexibilidade, que permitam ajustar variações na oferta e/ou na demanda, os “pequenos” produtores de gás se veem incapazes de garantir uma oferta firme diretamente ao cliente final e preferem vender o gás à Petrobras.
Diante dos contratos de longo prazo da Petrobras com as distribuidoras, os potenciais entrantes que trazem GNL são incapazes de suprir flexibilidade ao sistema na ausência de escala mínima. Assim, apesar da inexistência de um monopólio regulado (com preços finais regulados), percebe-se um monopólio de fato. Uma das consequências do poder de mercado da Petrobras é a existência de um mecanismo de precificação controverso que enfrenta questionamentos levantados pelas agências reguladoras (seja setorial, seja de defesa da concorrência), críticas dos consumidores (e distribuidores) e traz preocupação para a própria Petrobras que muitas vezes encontra dificuldade para justificar (do ponto de vista puramente empresarial) as políticas de preços e os descontos adotados. Assim, se os preços da Petrobras não são regulados, terminam por ser fortemente impactados por diversas pressões políticas.
Diferentemente de grande parte das reformas do mercado de gás, a reforma brasileira está sendo provocada (e pode-se dizer até liderada) pela vontade da incumbente (Petrobras) vender parte dos seus ativos. Como já foi discutido neste blog (Indústria do gás natural no Brasil: a reforma necessária para a saída da Petrobras[1]) a mudança do papel da Petrobras exige mudança na organização da indústria.
Do ponto de vista da Petrobras, essas reformas precisam, por um lado, garantir que os ativos que a empresa irá vender sejam economicamente rentáveis. Por outro, precisa-se garantir um sistema de transporte efetivo que não represente uma barreira para atingir o consumidor final. A Petrobras continuará sendo um grande agente na indústria, logo tem interesse no bom funcionamento da mesma. Em outras palavras, com a provável venda de ativos essenciais à indústria do gás (como a rede de transporte), a empresa tem interesse de garantir o acesso eficiente ao sistema de gás mediante a regulação. Como consequência, a empresa vem chamando a atenção para o fato de que serviços com grande valor econômico (como a flexibilidade, segurança de abastecimento) que hoje são oferecidos internamente pela empresa precisam ser externalizados (oferecidos e pagos).
A este contexto, soma-se o fim de contratos de longo prazo (em 2019) com a Bolívia (ver blog “As mudanças no marco institucional do gás na Bolívia e as consequências para o Brasil”)[2]. O fim desses contratos, por um lado, abre margem para entrada de novos agentes no mercado de gás e uma remodelação dos novos contratos de transporte de gás. Os contratos originais de longo prazo realizados antes do desenvolvimento da regulação de transporte foi (e ainda será) um entrave para uma efetiva remodelação do mercado de gás[3]. Dessa experiência fica clara a necessidade de se tomar cuidado com o estabelecimento de contratos de longo prazo antes que uma efetiva regulação tenha sido implementada (por exemplo, estabelecer contratos de transporte/acesso de longo prazo sem saber o formato da metodologia tarifária é uma receita para problemas jurídicos e distorções regulatórias).
Atualmente, parece que estamos diante de uma encruzilhada que precisa ser cuidadosamente atravessada. Se, por um lado, há uma necessidade premente de estabelecer novos contratos, a regulação ainda está tomando corpo (sendo estudada, debatida e decidida) [4]. Ações e contratos precipitados antes que estejam claros o modelo regulatório a ser seguido e os passos da transição nos colocarão novamente em uma situação de lock in nas quais as escolhas que são efetivamente praticáveis estão restritas pelos contratos já assinados e instituições já estabelecidas.
Os tempos do processo são extremamente relevantes, uma vez que a ocorrência das mudanças em curso na indústria de gás não é fruto de uma escolha de política energética para essa atividade, mas resulta dos movimentos de desinvestimento da Petrobras no setor. Sendo assim, o rumo dessas mudanças requer uma decisão urgente de política energética para o setor. No entanto, para que processo seja legítimo, desenhado e regulado de forma a trazer tranquilidade, aprendizado e previsibilidade para o sistema, e preciso uma grande discussão entre os agentes, um plano de ação e um trabalho cuidadoso nos próximos anos. Para compatibilizar os diversos tempos desse processo (as urgências de curto prazo e a necessidade de um processo de médio e longo prazo para mudanças estáveis) é necessário estabelecer primeiro uma direção (guideline). Afinal, para que modelo queremos ir? Ademais, deve-se estabelecer uma agenda de transição que garanta que os mecanismos de transição não causem distorções que bloqueiem o desenvolvimento regulatório futuro.
O governo neste momento está promovendo a iniciativa “Gás para crescer” cujo objetivo são “medidas efetivas de aprimoramento das normas do setor visando um mercado com diversidade de agentes, competitividade e que contribua para o crescimento do país” (MME, 2016)[5].
O que podemos entender da iniciativa promovida é que o governo pretende usar a atual conjuntura para criar um mercado efetivo de gás natural. Historicamente, os diversos casos internacionais nos mostram que os mercados de gás natural não surgem espontaneamente eles precisam ser desenhados e definidos. Os mercados de gás, como entendidos aqui, são locais onde os agentes compradores e vendedores se encontram para trocas gás, sendo o preço uma consequência desta troca.
Note, que ao assumir o modelo de mercado de gás como parte central do arranjo institucional da indústria de gás, estamos assumindo que os agentes irão revelar os custos (gás associados, produção onshore/offshore, GNL) e a disposição a pagar (termoelétricas, GNV, indústria) no mercado. Isto retira da mão de uma agente centralizado (público ou privado) a escolha da alocação do gás (quem entra no sistema e quem usa o gás). Caso os agentes envolvidos não estejam dispostos a abrir mão da decisão centralizada da alocação do gás (ou não vejam benefícios suficientes), o desenvolvimento de um mercado perde o sentido. Esta discussão é extremamente relevante quando se discute a interação do setor elétrico com o setor de gás. Sendo as termoelétricas uma parte importante deste mercado, elas não podem possuir regras exógenas, uma vez que isto tiraria fonte importante de liquidez e da própria funcionalidade do mercado de gás. Em diversos contextos há conflitos entre os interesses do setor de gás e o setor elétrico, em locais em que o interesse e a lógica do modelo do setor elétrico se sobrepõem aos da indústria de gás se observam distorções importantes e até um subdesenvolvimento do mercado de gás[6].
A criação de um mercado, como chamamos a atenção, pode ser gradualmente desenhada, mas não deve perder o foco que é permitir que os agentes negociem e que o preço seja consequência deste processo. O mercado passa a ser, assim, o mecanismo de ajuste por excelência entre variações de médio e curto prazo, mesmo que os contratos façam parte da coordenação de longo prazo.
Como discutido no blog “A regulamentação do acesso de terceiros a gasodutos de transporte”[7], um dos principais elementos para o desenho de um mercado de gás é o acesso à rede de transporte de gás (pois o acesso à rede significa acesso ao locus de troca e quanto maior o locus de troca maior a liquidez potencial do mercado). Ademais, o desenho/promoção de mercado passa também pela definição dos contratos da commodity; quanto mais homogêneos os contratos, maior a liquidez potencial dos mesmos.
Há diferentes modelos de mercado possíveis, com diferentes níveis de intervenção e simplificação da rede e dos contratos das commodities (Glachant, Hallack, Vazquez, 2014). Terminarei este texto comentando brevemente sobre o modelo de entrada-e-saída que é um dos modelos de desenho regulatório que vem sendo discutido, que é aplicado nos diversos países da União Europeia e vem levantando alguma confusão no debate brasileiro.
Quando se fala de modelo de entrada-e-saída, pode-se estar se referindo ao modelo regulatório e de desenho de mercado também identificado pelo princípio de desenvolvimento de um ponto virtual de intercâmbio (virtual hub). No entanto, a expressão pode ainda estar se referindo ao um modelo de estrutura tarifária. Muitas vezes os modelos de desenho de mercado de entrada-e-saída são acompanhados de estruturas tarifárias de entrada-e-saída, o que pode trazer confusão para o debate.
O modelo regulatório e de desenho de mercado de entrada-e-saída se refere a uma simplificação da rede de gás, em que há uma separação da gerencia do fluxo físico do gás e dos contratos de capacidade de transporte. O fluxo físico continua sendo gerido considerando as infraestruturas do sistema de transporte, no entanto os contratos de transporte passam a ser contratos homogêneos (produtos comercializáveis) de entrada e saída do sistema. Assim, sendo um comprador de gás, o agente só precisa se preocupar em comprar a capacidade de saída no ponto que lhe interessa. Ao comprar esta capacidade o agente tem direito de comprar gás de qualquer agente no sistema (no ponto de intercâmbio virtual). Se o agente é um ofertante de gás, logo este agente precisa comprar a capacidade de entrada no ponto que lhe interessa, com esta capacidade o agente é capaz de vender gás para qualquer agente no sistema que tenha uma capacidade de saída. Para que o fluxo físico continue balanceado mesmo com toda a simplificação do modelo contratual é necessário haver um agente que faça o balanceamento (um operador). Note que neste modelo, a decisão de entrada e retirada de gás está na mão dos agentes do mercado que, para usarem o sistema, precisam comprar a capacidade de usar o sistema. Cria-se assim dois mercados, o mercado de gás e o mercado de capacidade de transporte[8].
Para que este modelo se desenvolva é necessário ter diferentes blocos de regulações coerentes: definição de acesso, definição de mecanismo de alocação de capacidade de acesso (para que tenha liquidez no mercado os agentes precisam ser capazes de obter capacidade de acesso), mecanismo de balanceamento, gerenciamento de investimento e tarifas aplicadas ao sistema (Hallack e Vazquez, 2016).
Quando se refere a tarifas de entrada e saída, o que está por trás é apenas a ideia de que parte da receita esperada será recuperada na tarifa referente a capacidade de entrada e parte será recuperada na tarifa referente a capacidade de saída. Diferentes sinais de localização e de uso podem ser colocados dentro de estruturas tarifárias de entrada e saída (podendo ir desde de tarifas sem sinais como a postal dividida em entrada e saída, até tarifas do tipo matriz que permitem alocar de acordo com o fluxo esperado, considerando localização e volume).
O momento atual da indústria do gás traz desafios e grande oportunidades, precisamos estabelecer para onde vamos, os tempos das mudanças e a direção dos caminhos a percorrer. Devemos tomar cuidado para não nos colocarmos regras, contratos e instituições contraditórias que impeçam a construção de um modelo coerente para o mercado de gás no Brasil.
Referências:
Clara (2015). As mudanças no marco institucional do gás na Bolívia e as consequências para o Brasil. Infopetro. https://infopetro.wordpress.com/2015/12/07/as-mudancas-no-marco-institucional-do-gas-na-bolivia-e-as-consequencias-para-o-brasil/
Colomer e Fagundes (2016) Indústria do gás natural no Brasil: a reforma necessária para a saída da Petrobras. Infopetro. https://infopetro.wordpress.com/2016/06/29/industria-do-gas-natural-no-brasil-a-reforma-necessaria-para-a-saida-da-petrobras/
Glachant, Hallack e Vazquez, “Building competitive gas markets in the EU: Regulation, supply and demand”. Edward Elgar Publishing, 2013
Glachant, Hallack e Vazquez,” Gas network and Market à la carte: Identifying the fundamental choices”. Utilities Policy, 2014, 31, 238-245.
Hallack e Vazquez, “European Union regulation of gas transmission services: Challenges in the allocation of network resources through entry/exits chemes”. Utilities Policy, 2013, 25, 23-32.
Hallack e Vazquez, “The construction of a European gas market”. In The Routledge Companion to Network Industries, Eds. Matthias Finger, Christian Jaag. New York, Routledge, 2016.
Vazquez, Hallack e Glachant, “Designing the European gas market: More liquid & less natural?” Economics of Energy & Environmental Policy, 1 (3), 2012.
Vazquez e Hallack (2015). A regulamentação do acesso de terceiros a gasodutos de transporte. Infopetro. https://infopetro.wordpress.com/2015/06/15/a-regulamentacao-do-acesso-de-terceiros-a-gasodutos-de-transporte/
Notas:
[1] Ver Colomer e Fagundes (2016).
[2] Ver Clara (2015).
[3] Uma forma de lidar com a remodelação dos contratos sem que haja quebra contratual é oferecer incentivos aos contratados e contratantes que desejarem mudar de contrato. Este mecanismo foi historicamente usado nas transformações da indústria de gás em momentos em que havia uma forte mudança de contexto no mercado (por exemplo, no caso Norte Americano). Estes mecanismos, no entanto, são custosos e incertos (podem ser viáveis ou não).
[4] Ver por exemplo nota técnica atualmente sob Consulta Pública a Nota Técnica nº 11/2016-SCM, de 31 de agosto de 2016, intitulada “Parcela do Preço referente ao Transporte prevista no Contrato de Compra e Venda de Gás Natural para fins de Registro do Contrato na ANP: Cronograma de aplicação de Metodologias de Cálculo para alocação dos custos de transporte”. A nota relativa à aplicação de metodologias de cálculo das Parcelas do Preço referente ao Transporte que devem constar dos contratos de compra e venda de gás natural é elemento essencial do processo regulatório em questão e está atualmente sob discussão.
[5] MME, 2016, Gás natural terá novas diretrizes com medidas do “Gás para Crescer”
[6] O caso Colombiano pode ser visto como um potencial exemplo neste sentido.
[7] Ver Vazquez e Hallack (2015).
[8] Para discussão das características a aplicação do modelo de entrada e saída europeu ver Vazquez, Hallack e Glachant (2012) e Glachant, Hallack e Vazquez (2013), para as vantagens e desvantagens e desafios do modelo ver Hallack e Vazquez (2013).
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