Grupo de Economia da Energia

As indefinições da indústria do gás no Brasil

In gás natural on 26/10/2016 at 21:51

Por Diogo Lisbona Romeiro (*)

diogo102016A indústria do gás natural no Brasil está atravessando um ponto de inflexão delicado. Ao mesmo tempo em que as intenções de desinvestimento da Petrobras no setor apontam para a entrada efetiva e potencial de novos agentes, muitas incertezas rondam a evolução da oferta, da demanda e do desenho do mercado (market design). A travessia exitosa para um novo contexto com maior diversidade de players dependerá não apenas da habilidade do setor de superar os seus próprios desafios, mas também da interação com outros setores e com os rumos da política energética do país.

A evolução do marco regulatório da indústria de gás no Brasil caminhou no sentido de fomentar a entrada de novos agentes. No entanto, a legislação e as suas regulamentações se revelaram, na prática, insuficientes para promover a abertura pretendida do setor. No momento em que a incumbente monopolista sinaliza uma redução voluntária de sua participação na indústria, há muito tempo ambicionada pelas reformas legais-regulatórias introduzidas, discute-se no setor um desenho de mercado mais adequado ao futuro ambiente menos concentrado e mais concorrencial.

Capitaneada pelo Ministério de Minas e Energia (MME, 2016a), em parceria com a ANP e a EPE, a iniciativa Gás para Crescer “tem como objetivo propor medidas concretas de aprimoramento do arcabouço normativo do setor de gás natural, tendo em vista a redução da participação da Petrobras”, lançando “as bases para um mercado de gás natural com diversidade de agentes”.

Como antecipado por Colomer e Almeida (2016), a redução da participação da Petrobras na indústria demanda uma ampla reforma do setor. Embora a atmosfera competitiva seja, em grande medida, aderente às reformas legais já transitadas, Hallack (2016) observa que os mercados de gás não são naturais e demandam delimitações regulatórias específicas e constantes. Quanto mais as reformas se distanciarem de rediscussões legislativas abertas e indefinidas e caminharem dentro do âmbito regulatório, menores serão as incertezas envolvidas no processo, encurtando o tempo necessário para a transição e mitigando o  efeito reverso de postergação de investimentos.

Indefinições da oferta e demanda de gás natural

Passados quase vinte anos desde a Lei do Petróleo (Lei 9.478/1997) e oito anos desde a publicação da Lei do Gás (Lei 11.909/2009), a Petrobras ainda detém monopólio de fato na indústria, dominando todos os elos da cadeia: é responsável por cerca de 80% do gás produzido; detém participação em todos os dutos de escoamento offshore; controla todos os terminais de processamento e regaseificação de GNL existentes; responde por quase a totalidade da oferta de gás ao mercado; é carregadora e transportadora em quase toda a malha de transporte; está presente em 20 das 27 distribuidoras de gás canalizado do país, comercializando mais da metade do gás consumido; e ainda figura como maior consumidora de gás, nos seus parques de geração termelétrica (com 6 GW de capacidade instalada) e de refinaria e fertilizantes.

O protagonismo da Petrobras no setor é ambivalente. Por um lado, reflete as dificuldades inerentes à liberalização de indústrias de rede em processos parciais de abertura, que não interferem na participação acionária em elos subsequentes da cadeia (unbundling total), não limitam a prática de self-dealing e não garantem o acesso de terceiros à infraestrutura essencial existente. Neste contexto, a verticalização total na cadeia constitui uma barreira à entrada estrutural que se revela na prática instransponível. Por outro lado, o monopólio de fato permitiu à Petrobras desenvolver toda a infraestrutura da cadeia de suprimento assumindo riscos estranhos à natureza da indústria, relacionados à variabilidade imprevisível da demanda termelétrica no país. Sob este contexto, a estrutura verticalmente integrada da Petrobras garantiu o suprimento e proveu elevada flexibilidade ao sistema.

A análise do Balanço de Gás Natural dos últimos anos (Tabela 1) revela as indefinições presentes na estrutura da oferta e da demanda futura de gás. A oferta doméstica de gás no Brasil é preponderantemente offshore e associada ao petróleo (ambas 75% da produção), resultando em elevada inflexibilidade e demandando significativos investimentos para escoamento ao mercado. Embora a produção nacional tenha aumentado 50% nos últimos cinco anos, alcançando média de 100 MMm³/d em 2016 (até agosto), em virtude da maior extração de recursos do pré-sal, a taxa de reinjeção no mar saltou de 7% para 28% (pelo crescimento acumulado superior a 500% no período). Consequentemente, apenas 50% da produção converte-se em oferta doméstica ao mercado. A reinjeção é fator de grande incerteza para a projeção da oferta doméstica futura de gás, refletindo restrições técnicas para melhor aproveitamento do óleo, mas também elevados custos de tratamento e escoamento do gás à costa.

Tabela 1 – Evolução do Balanço de Gás Natural (valores médios anuais)

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*média até agosto de 2016. Fonte: Elaboração própria com dados do MME (2016c).

Para complementar a oferta doméstica, o Brasil importa em média quase a totalidade da capacidade de transporte do GASBOL, de 32 MMm³/d, e utiliza os três terminais de regaseificação em operação (com 41 MMm³/d de capacidade máxima) para atender o restante da demanda com GNL importado.

O término dos contratos da Petrobras com a Bolívia nos próximos anos (18 MMm³/d já em 2019) pode contribuir para a entrada de novos supridores no mercado brasileiro. Porém, como analisa Clara (2015), é incerta a capacidade de a Bolívia manter o volume atual de exportação para o Brasil na próxima década. A incerteza do gás boliviano importado reforça a importância do gás doméstico na composição da oferta e pressiona a dependência externa crescente ao GNL importado, contratado atualmente em bases voláteis no mercado de curto prazo (Figura 1).

Figura 1 – Exposição ao mercado spot de GNL

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Fonte: Elaboração própria com dados do MME.

 Somam-se às incertezas da composição da oferta futura, a elevada variabilidade e imprevisibilidade da demanda por gás natural no Brasil para geração termelétrica, que responde a cerca de 50% da demanda total em períodos de pleno despacho. Enquanto que em 2011 a demanda média foi de apenas 10 MMm³/d, em 2014 e 2015 superou 45 MMm³/d e em 2016 já recuou para 28 MMm³/d.

A variabilidade e a imprevisibilidade da demanda termelétrica no Brasil decorrem da elevada incerteza hidrológica que rege o sistema elétrico, decorrente da variação anual acentuada das afluências tropicais. A amplitude de variação no subsistema sudeste corresponde a quatro vezes a mínima histórica, enquanto que no subsistema norte alcança mais de seis vezes (Figura 2). Os reservatórios hídricos, capazes de acumular mais de 200 TWh de energia, regularizam as afluências, deslocando a geração hidrelétrica para a base da carga. A operação centralizada do sistema administra os reservatórios com disponibilidade termelétrica flexível, utilizada como backup para situações hidrológicas críticas.

Figura 2 – Variabilidade e imprevisibilidade da geração hidrelétrica no Brasil

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Fonte: Elaboração própria com dados do ONS.

A tendência estrutural, no entanto, é de redução gradual da capacidade de regularização dos reservatórios (Figura 3) – pela estagnação da reserva, ampliação da carga e expansão de oferta intermitente na matriz (eólicas e hidrelétricas a fio d’água). A relação entre a energia armazenada (no fim do período úmido) e a carga anual (curva vermelha) aponta o deplecionamento do estoque e a necessidade de despacho térmico no curto prazo. Enquanto que em 2001 o país não contava com geração térmica suficiente, entre 2013 e 2016 o backup térmico garantiu o suprimento, pressionando a importação de GNL em momento de preços elevados no mercado spot (Figura 1).

Figura 3 – Perda de Regularização dos Reservatórios Hídricos (meses)

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Fonte: Elaboração própria com dados do ONS.

A relação declinante (curva azul) entre a reserva máxima e a carga anual, por sua vez, revela a tendência estrutural de longo prazo de complementação térmica mais frequente, acendendo um alerta para os riscos subjacentes à exposição crescente ao mercado spot de GNL. A opção pelo GNL para acomodar a flexibilidade térmica permitiu a Petrobras administrar a variabilidade e a imprevisibilidade da demanda termelétrica em seu portfólio, garantindo o suprimento e provendo a flexibilidade necessária ao sistema. A sua estrutura integrada permitiu a empresa gerenciar riscos estranhos à atividade de exploração e produção de gás, suportando custos de infraestrutura para prover disponibilidade e flexibilidade termelétrica permanente em contexto de baixa e imprevisível utilização.

Propostas para um futuro ambiente de mercado: mais indefinições ou uma rota de desenvolvimento futuro?

As fragilidades e os desafios do setor, identificados pelo relatório técnico e seus anexos, aberto à Consulta Pública nº 20/2016 no MME (“Diretrizes Estratégicas para o desenho de novo mercado de gás natural no Brasil”), se estendem pelo amplo espectro de áreas de atuação e influência da indústria do gás, se desdobrando em diferentes níveis (federal e estadual) e se transbordando para esferas regulatórias de outros setores. Pretende-se chegar, após interlocução com atores da indústria, a propostas e diretrizes para uma política setorial.

O documento em Consulta Pública transita entre diagnósticos diversos e propostas abrangentes, relativas à comercialização, acesso à infraestrutura, sistema tarifário, operação da rede, harmonização entre gás e setor elétrico, harmonização entre as diversas esferas regulatórias estaduais com o âmbito federal, diretrizes para política de comercialização do gás da União referente aos contratos de partilha e adequações e simplificações tributárias que permitam o descasamento entre fluxos físicos e contratuais.

As propostas para destravar a comercialização do gás centram-se na limitação ao self-dealing e na promoção de maior concorrência com a realização de programas de venda obrigatória de gás (gas release), incentivado os mercados de curto prazo e secundário. Para permitir a competição em cenário de maior diversidade de agentes, defende-se a extensão do acesso de terceiros para além da malha de transporte, abrangendo todas as infraestruturas essenciais à cadeia – gasodutos de escoamento, unidades de tratamento e processamento e terminais de regaseificação. Dentre as possibilidades de estabelecer acesso regulado (third part acess – TPA) ou negociado (essential facilities doctrine) a essas infraestruturas, a proposta é que se opte por maior liberdade negocial entre os agentes, atuando apenas em casos de conflito.

Para incentivar a entrada de novos carregadores no sistema e a maior liquidez do mercado, a proposta aponta para migração do sistema tarifário (reserva de capacidade e estrutura tarifária) para o modelo de entrada/saída, com todas as complexidades envolvidas, como analisado por Hallack (2016). Esta migração envolveria a transição para um sistema integrado de transporte, composto por toda a malha integrada e futuras expansões e instalações de estocagem, com a adoção de um gestor independente da rede. Ainda sem definição quanto à natureza do operador da rede, mas com tendência para adoção de um operador independente do sistema, ficaria a cargo de um futuro comitê, a ser composto por representantes do Governo e da indústria, a responsabilidade de delimitar a transição para um novo modelo.

Paralelemente a gestão independente da rede, defende-se a simplificação do processo de outorga de novos gasodutos de transporte, tendo em vista a rigidez resultante do modelo implantado com o PEMAT, reexaminando-se inclusive os critérios para alocação de outorga de autorização ou de concessão.

A Consulta também tangencia a necessidade de harmonização das regulações estaduais e federal, indagando por possíveis caminhos rumo a uniformização de normas para definição de autoprodutores, autoimportadores e consumidores livres.

Dentre as diretrizes para o gás da União proveniente dos contratos de partilha, estimado pela PPSA entre 15 e 25 MMm³/d, propõe-se que durante a fase de transição inicial (com período de 30 meses), antes que se estabeleça uma política de longo prazo, os volumes sejam comercializados em leilões para alavancar os mercados de curto prazo e secundário.

Para a maior convergência entre as indústrias de gás e eletricidade, identifica-se na tendência de crescente despacho termelétrico uma oportunidade para equacionar os entraves à contratação das térmicas, revendo as limitações à inflexibilidade, as penalidades por indisponibilidades técnicas e a exigência de comprovação de lastro de combustível integral por todo o período contratual. Identifica-se, ainda, a necessidade de um planejamento integrado entre gás e eletricidade, promovendo a expansão conjunta de gasodutos e termelétricas através de leilões coordenados.

As propostas abertas à discussão na Chamada Pública nº 20 do MME caminham, em última instância, para a construção gradual de um hub de negociação de gás. Como discute Heather (2015), a padronização de termos e condições dos contratos, com diferentes preços, prazos e volumes, é importante para concentrar liquidez, que por sua vez atrai volume de negociação e, consequentemente, comercializadores suficientes que garantam o funcionamento adequado do mercado.

O caminho para alcançar a maturidade de um hub de negociação (Figura 4) se traduz em um longo e gradual processo que se inicia com o acesso de terceiros a infraestruturas essenciais, permitindo a comercialização por contratos bilaterais entre mais agentes. A maior interação entre oferta e demanda no mercado resulta em sinais de preço mais confiáveis, atraindo mais comercializadores e possibilitando a negociação por mercado de balcão, o que requer regras claras de balanceamento e contratos padronizados. Com liquidez consolidada, a entrada de agentes sem entrega física permite o desenvolvimento de um mercado futuro, com índice de preços balizando contratos de longo prazo.

Figura 4 – Caminho para a Maturidade de Hubs de Negociação

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Fonte: MME (2016b), Adaptado de Heather (2015).

Heather (2015) pondera que o caminho para a maturidade pode ser tortuoso, envolvendo em média mais de uma década para sua consecução. Cada degrau percorrido requer comprometimento constante dos governos, dos ofertantes e do operador do sistema para possibilitar uma transição suave. Países com produção doméstica ou bem supridos por fontes de gás competitivas tendem a alcançar êxito em menos tempo e a estabelecer hubs mais líquidos.

A Resolução da ANP nº 16/2016, em implantação, regulamenta o acesso de terceiros à malha existente de transporte, como determinado pela Lei do Gás, tornando obrigatória a oferta integral de capacidade disponível e ociosa, que pode ser contratada em modalidade firme, interruptível ou extraordinária. A Resolução estabelece chamada pública para contratação de capacidade, permitindo a cessão (venda) de capacidade contratada e a troca operacional (swap). Para aumentar a transparência e reduzir a assimetria de informação no mercado, determinou-se que os transportadores desenvolvam e disponibilizem plataforma eletrônica pública e gratuita que permita a consulta de disponibilidades, possibilidades de acesso e tarifas de transporte por ponto relevante, para todas as modalidades de serviço ofertadas, permitindo a manifestação de interesse e o acesso por parte de carregadores interessados.

Pode-se observar, portanto, que a legislação e suas regulamentações já apontam para maior entrada de agentes na indústria, procurando reduzir os custos de informação e acesso ao transporte. As propostas abertas à Consulta Pública discutem um horizonte futuro menos concentrado, mas abrem espaço para indefinições setoriais no curto e médio prazo. Neste ínterim, diversos atores da indústria já estão alertando para os desafios e os riscos envolvidos em meio ao vasto leque de propostas elencadas.[1]

Em um plano macro, teme-se que as diretrizes propostas desemboquem em rediscussões legislativas abertas e indefinidas, paralisando investimentos na cadeia até que se tornem concretos os novos contornos legais. Neste sentido, as discussões deveriam centrar em diretrizes gerais de longo prazo, apontando para aprimoramentos regulatórios graduais e aperfeiçoamentos legais pontuais.

Em um plano micro, discutem-se as dificuldades práticas de inúmeras propostas levantadas. O acesso de terceiros aos terminais de regaseificação, por exemplo, além de demandar revisão legal (já que a Lei do Gás excetuou os terminais da obrigatoriedade de acesso), envolvem problemas logísticos, decorrentes da inexistência de estoque físico, e tributários. Uma possível solução apontada seria a separação total dos terminais de regaseificação, que passariam a prestar serviços mediante remuneração adequada. Questões tributárias se revelam na prática entraves à comercialização de gás ao longo da cadeia frente à participação de vários agentes, em virtude de incertezas relativas ao local de incidência do ICMS (destino ou origem) e ao aproveitamento de acúmulo de créditos decorrentes de alíquotas estaduais diferentes. O descasamento entre fluxos físico e comercial, no âmbito do CONFAZ, pode destravar o swap comercial e facilitar outras soluções tributárias.

Outro ponto sensível da proposta refere-se à necessidade de um operador do sistema independente, visto o grau de imaturidade atual da indústria. O maior problema de coordenação do sistema, como discutido acima, refere-se às incertezas quanto à origem e composição da oferta futura e a volatilidade da demanda termelétrica.

A incerteza da demanda térmica é apontada como fator determinante dos riscos inerentes à cadeia do gás no Brasil, comprometendo a entrada efetiva de novos agentes. Neste sentido, a nova perspectiva de geração térmica mais frequente e duradoura no sistema elétrico pode contribuir para uma convergência efetiva entre os setores. Uma melhor alocação de risco pode viabilizar a sua gestão descentralizada, favorecendo a entrada de novos agentes e o melhor aproveitamento dos recursos domésticos. Entretanto, a harmonização entre os setores não dependerá de políticas e definições autônomas no âmbito da indústria do gás, mas da interlocução com o setor elétrico. As mudanças desenhadas para o setor elétrico, discutidas atualmente no P&D estratégico nº 20 da ANEEL (Losekann e Romeiro, 2016), determinarão, em grande medida, o grau de convergência entre as indústrias.

A redução da participação da Petrobras na indústria do gás ocorre em contexto de indefinição de oferta e demanda futura. O desenho de mercado para um novo ambiente competitivo deve levar em conta as restrições estruturais do setor e as limitações decorrentes da inexistência de mercado cativo próprio, reconhecendo os graus de liberdade existentes e a necessidade de maior interlocução com outras políticas setoriais, principalmente com o setor elétrico. Nesta direção, não se deve enxergar no protagonismo da Petrobras apenas entraves à concorrência, mas, ao contrário, devem ser reconhecidos e enfrentados os desafios regulatórios de garantir o suprimento em contexto de menor coordenação centralizada. Uma agenda de transição clara e objetiva é imprescindível para que os fluxos financeiros iniciais de curto prazo, restritos a transferências patrimoniais, se convertam em investimentos de longo prazo efetivos.

REFERÊNCIAS:

CLARA, Y. (2015). As mudanças no marco institucional do gás na Bolívia e as consequências para o Brasil. https://infopetro.wordpress.com/2015/12/07/as-mudancas-no-marco-institucional-do-gas-na-bolivia-e-as-consequencias-para-o-brasil/

COLOMER, M.; ALMEIDA (2016). Indústria do gás natural no Brasil: a reforma necessária para a saída da Petrobras. https://infopetro.wordpress.com/2016/06/29/industria-do-gas-natural-no-brasil-a-reforma-necessaria-para-a-saida-da-petrobras/

HALLACK, M. (2016). Os tempos e os desafios das escolhas atuais da indústria de gás natural no Brasil. https://infopetro.wordpress.com/2016/09/21/os-tempos-e-os-desafios-das-escolhas-atuais-da-industria-de-gas-natural-no-brasil/

HEATHER, P. (2015). The Evolution of European Traded Gas Hub. Oxford Institute for Energy Studies – OIES Paper: NG 104.

LOSEKANN, L.; ROMEIRO, D. (2016). Questões centrais para a readequação do modelo institucional do setor elétrico Brasileiro. https://infopetro.wordpress.com/2016/09/28/questoes-centrais-para-a-readequacao-do-modelo-institucional-do-setor-eletrico-brasileiro/

MME (2016a). Gás para Crescer – Relatório Técnico e Anexos. http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/mme-abre-consulta-sobre-diretrizes-propostas-pelo-gas-para-crescer

MME (2016b). 2ª Oficina de Trabalho. Gás para Crescer. Apresentação. Brasília, 21/9/2016. http://www.mme.gov.br/documents/10584/3342640/20160921_GpC_2aOficina_vfinal.pdf/3049adcf-38b9-4629-a4e7-f08b3d281495

MME (2016c). Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural Nº 114.

Notas:

(*) Doutorando do IE/UFRJ

[1] O autor se beneficiou de discussões suscitadas entre palestrantes e público presentes em debate na Rio Oil & Gas 2016, na mesa intitulada “Dilemas Regulatórios e Econômicos para o Desenvolvimento de um Mercado de Gás”, com a participação de Zevi Kahn, Álvaro Ferreira Tupiassú, Helder Queiroz Pinto Jr, Paulo Valois Pires e Marco Tavares.

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