Grupo de Economia da Energia

Os impasses da reforma do gás natural no Brasil

In gás natural on 15/03/2021 at 14:34

Helder Queiroz e Marcelo Colomer

Em muitos países, a importância dos compromissos assumidos no Acordo de Paris, em 2015, reservou ao gás natural a função de fonte de energia da transição, com um foco bastante preciso: substituir, com vantagens ambientais, o carvão na geração termoelétrica.

Também nos EUA, motivada pela extraordinária expansão da produção de gás não convencional, a matriz elétrica sofreu forte mudança estrutural. Em 2001, o carvão e o gás natural representavam, respectivamente, 51%e 17% da geração elétrica. Em 2019, essas participações passaram a ser de 23% e 38%, com ganhos ambientais igualmente significativos[1].

Em 2020, a forte redução da demanda de energia obrigou a revisão dos cenários de longo prazo, elaborados por diferentes instituições, governos e empresas. Além de sinalizar praticamente o fim das oportunidades para centrais térmicas a carvão, a AIE observa também uma contínua perda de competitividade das térmicas a gás vis-à-vis as fontes renováveis, em particular, eólica e solar.

Sob tais circunstâncias, o crucial papel do gás natural na transição energética, em particular para a geração elétrica, pode ter seu horizonte um pouco mais curto do que se projetava há alguns anos, principalmente na Europa e na América do Norte, onde a rede de transporte apresenta elevado grau de maturidade em muitos países.

A análise acima nos convida a refletir sobre a evolução institucional da indústria brasileira de gás natural (IBGN). Historicamente, o país ainda não logrou êxito na alocação necessária de recursos para dotar o país de uma infraestrutura ampla, madura e conectada regionalmente. Além disso, a demanda de gás natural oscila de um ano a outro, dada a forte dependência das decisões de despacho das termoelétricas. Certamente, ao longo das duas últimas décadas, a expansão do parque termoelétrico ofereceu maior robustez ao setor elétrico. Porém, ao contrário do que muitos advogam, as termoelétricas não são ou pelo menos não se tornaram, ainda, a âncora natural da demanda de gás natural. Se assim o fosse, a demanda não teria “flutuado” tanto ao longo dos últimos anos.

As últimas edições do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, publicado regularmente pelo MME, evidenciam a situação provocada pela COVID-19, com a queda inevitável da demanda. Mas retratam igualmente a situação cada vez mais desordenada das estruturas de produção e de consumo do gás natural no Brasil.

De pronto, é importante salientar que a produção tem subido de forma contínua e consistente, inclusive ao longo de 2020, quando alcançou, segundo a mesma fonte, 130 milhões de m3 /dia no mês de julho. No entanto, a reinjeção de gás natural nos poços produtores alcançou 57,25 milhões de metros cúbicos/dia e ultrapassou o consumo de gás natural no setor industrial (incluindo consumo de refinarias, fábricas de fertilizantes e uso do gás como matéria-prima), cujo volume atingiu 36 milhões de milhões de m3 /dia (MME, 2020). Evidentemente que a crise decorrente da pandemia do Covid-19 tem bastante influência nesses dados, mas nota-se um aumento crescente ao longo dos últimos anos da reinjeção de gás, fruto da desorganização e das barreiras ao uso do gás natural.

Portanto, salta aos olhos o descompasso entre o potencial de produção e a falta de condições econômicas e regulatórias das quais dependem o desenvolvimento da infraestrutura de transporte e de distribuição.

Nesse sentido, a aposta do governo foi a elaboração de mais um projeto de lei para o gás natural. Entretanto, cabe recordar aqui que, ao longo dos últimos anos, as mudanças dos marcos legal e regulatório para a indústria do gás natural têm sido recorrentes.

Em 2009, foi aprovada a Lei 11.909 conhecida como “Lei do Gás”. De fato, as lacunas jurídicas e regulatórias deixadas pela lei 9.478 (a chamada lei do Petróleo de agosto de 1997), principalmente no que diz respeito ao desenvolvimento de estruturas de incentivo ao investimento de novos agentes em ativos de transporte de gás natural, levaram  à elaboração de uma legislação específica para a indústria de gás natural no Brasil..

Regulamentada em dezembro de 2010 pelo decreto 7.382, a lei 11.909 foi o fruto de mais de 4 anos de debate e é o resultado da unificação de três projetos de lei[2]. O objeto da lei supracitada é essencialmente os segmentos de transporte e comercialização uma vez que tanto a produção quanto a distribuição continuam sendo reguladas respectivamente pela lei 9.478 e pelas regulamentações estaduais, conforme estabelecido pelo Artigo 25 da Constituição Federal (Colomer, 2011). 

A nova legislação, além de introduzir novos mecanismos regulatórios para a indústria de gás natural, redefiniu o papel dos órgãos de governo no planejamento e na regulação da indústria, centralizando as decisões de expansão da malha de transporte no MME. A elaboração da Lei 11.909 partiu da premissa de que a falta de segurança jurídica e de uma regulação clara sobre as condições de alocação primária da capacidade de transporte e sobre o acesso à malha seriam as principais causas do reduzido interesse dos investidores privados no segmento de transporte de gás natural.   

Assim, dentre as principais mudanças trazidas pela Lei 11.909 têm-se a substituição do regime de autorização pelo regime de concessão precedida de licitação, para novos investimentos em ativos de transporte e estocagem. Ademais, a nova legislação, de forma a incentivar o surgimento de novos carregadores no segmento de transporte, estabeleceu um processo de chamada pública amplo, transparente e não excludente para a alocação de capacidade de transporte. Outro ponto importante definido pela Lei 11.909 foi a definição clara das regras de acesso às redes de transporte.

Os efeitos concretos da Lei do Gás são cristalinos: a esperada expansão da malha de transporte não aconteceu e nenhum gasoduto de porte foi construído.

Atualmente, como já destacado acima, tramita no Congresso um projeto de Lei, (PL 6.407), que visa alterar a regulação da indústria de gás natural. O princípio norteador e motivador do novo dispositivo jurídico é a criação de um novo mercado de gás natural, cujo foco anunciado é estimular a competição. Esta nova tentativa traz um elemento novo e está consubstanciada na anunciada decisão da Petrobras de reduzir sua participação no setor, no qual tinha a posição monopolista e verticalizada.

São várias as mudanças em relação a Lei 11.909. Entre estas destacam-se: a) mudança no regime de outorga, retornando à regra de autorização (mantendo, no entanto, a chamada pública precedente); b) restrição a participações societárias diretas e indiretas entre transportadores e empresas ou consórcio de empresas que atuem ou exerçam funções nas atividades de exploração, desenvolvimento, produção, importação, carregamento e comercialização de gás natural; c) introdução do modelo de entrada e saída na alocação das tarifa; e d) introdução do livre acesso às infraestruturas de escoamento e importação. Ademais, o artigo 33 do PL supracitado estabelece que cabe a ANP acompanhar o funcionamento do mercado de gás natural e adotar mecanismos de estímulo à eficiência e à competitividade e de redução da concentração na oferta de gás natural.

Em setembro de 2020, o projeto de Lei foi aprovado, em regime de urgência, na Câmara. Em dezembro de 2020, foi alterado no Senado e retornou para apreciação na Câmara dos Deputados. Enquanto isso, no mundo real, os agentes econômicos continuam a tentar suas decisões de investimento sob as condições de incerteza, decorrentes das crises sanitária e econômica, acrescidas pela incerteza legal e regulatória. O resultado é a paralisia do processo de tomada de decisão e consequente atraso no desenvolvimento da indústria.

Após tantos anos e tantas tentativas, é legítimo questionar se o principal problema na implementação dessas reformas não seria um problema de método.

Um novo marco legal, por mais bem elaborado que possa ser, não será suficiente para permitir a expansão das redes e dotar de maior racionalidade o uso do gás natural no Brasil.

Ainda é possível identificarmos questões críticas a decidir sobre a composição tanto da oferta, quanto da demanda de gás natural. Não serão as forças de mercado que, sozinhas, irão cumprir essa função, após a aprovação de mais uma nova lei. É interessante listar algumas delas, até pelo fato da maioria delas estar sem resposta desde a aprovação dos primeiros marcos legais e regulatórios:

  1. Com a expansão da produção doméstica, como será possível e qual será a melhor forma de se monetizar o gás natural do pré-sal?
  2. De que forma pode-se equacionar as condições de oferta e de demanda que balizam a interface entre a indústria elétrica e a indústria de gás natural?
  3. Qual será a influência, a longo prazo, da tendência de redução de custos das fontes de energia eólica e solar para o uso de gás natural para a geração elétrica no Brasil?
  4. Qual a composição da oferta esperada com relação à produção doméstica offshore, onshore, as importações da Bolívia e as importações de GNL?
  5. De que forma pode-se compatibilizar a regulação federal e as diferentes regulações estaduais da atividade de distribuição?
  6. Qual a melhor estrutura tributária que permite, simultaneamente, estimular os investimentos de infraestrutura e oferecer ganhos de competitividade industrial com o uso do gás natural?
  7. O modelo de tarifação de entrada e saída, concebido para aplicação em países com redes maduras, é perfeitamente adaptado para o estágio incipiente de desenvolvimento das redes no Brasil?
  8. Quais serão as etapas e estágios de transição para o efetivo alcance dos resultados esperados a partir de um novo marco legal?

O papel legítimo atribuído aos governos é precisamente oferecer os elementos de resposta a essas questões estruturando e implementando os instrumentos e incentivos adequados. Nos países que tiveram êxito nas reformas da indústria do gás, o desenvolvimento de mercados competitivos teve como premissa básica o aumento do número de players, e sobretudo, das frequências das transações. Estas, por sua vez, dependem de um elevado grau de interconexão no sistema de transporte. Não é por acaso que o próprio conceito de hub de negociação está associado, na maioria das vezes, a pontos físicos de interconexão de diferentes sistemas de transporte onde tanto o gás quanto a capacidade de transporte de diferentes gasodutos podem ser negociados.

Porém, numa indústria de rede não é trivial, nem automático, o alcance de condições competitivas que levem a uma rápida redução dos preços praticados, tal como preconizado no âmbito da atual reforma brasileira da indústria do gás natural.

A implementação de uma reforma desta natureza que, por definição, será progressiva e só trará resultados a longo prazo, carece de uma série de medidas que não podem ser negligenciadas, sob pena de comprometer o alcance dos objetivos fixados.

Neste registro, dois aspectos merecem ser associados à definição de política energética e aos regimes regulatório e de incentivos. Primeiro, é indispensável uma visão integrada de política energética que estabeleça as diretrizes, por um prazo definido, tanto da oferta, quanto da demanda, com relação às prioridades de uso, dado que o gás natural, qualquer que seja o marco legal e regulatório, se depara com as possibilidades de substituição e competição com as demais fontes de energia.

Em outros termos, é importante que seja definida uma estratégia de desenvolvimento específica para a IBGN, articulada no âmbito de uma política energética nacional integrada, definindo claramente qual o papel do gás natural a fim de evitar inconsistências e incoerências de objetivos.

Este é um passo indispensável para o aproveitamento racional das reservas existentes de gás natural, para o equacionamento, de modo consistente, da dependência da demanda com relação ao setor elétrico e para a consecução do objetivo de ampliar, de forma substantiva, o nível de investimentos setoriais.

Segundo, a importância dos marcos legal e regulatório é crucial para dar as garantias necessárias aos investimentos de longo prazo. Porém, ao longo dos últimos vinte anos, além da falta de convergência entre as regulações estaduais e federal, uma série de mudanças legais e regulatórias foram introduzidas, refletindo, uma vez mais, a falta de uma definição específica de política energética para o gás natural na matriz energética brasileira. Mudanças frequentes no arcabouço jurídico e legal aumentam o risco regulatório, geram custos de regulação e de adaptação dos agentes econômicos às novas regras, e consequentemente, diminuem a propensão dos agentes, principalmente os privados, a investir nas infraestruturas necessárias.

Dado que o mercado brasileiro não é ainda maduro, os agentes econômicos, em particular, os novos entrantes têm dificuldade no estabelecimento de contratos que forneçam as garantias necessárias para mitigar seus riscos de investimentos em ativos específicos, com elevada necessidade de capital inicial e longo tempo de maturação.

Os regimes de incentivo têm que ser desenhados de forma a, prioritariamente, eliminar os traços mais salientes da IBGN ao longo das últimas décadas e que diferem, de maneira substantiva, da evolução da matriz energética em outros países: a flutuação errática da demanda de gás natural do Brasil e a condição de sub-investimento na infraestrutura de transporte e de distribuição.

Tal tarefa corre, uma vez mais, o risco de fracassar caso não seja antecedida de diretrizes claras e integradas de política energética.

Obras Citadas

Colomer, M. (2011). ESTRUTURAS DE INCENTIVO AO INVESTIMENTO EM NOVOS GASODUTOS: Uma Análise Neo-Institucional do Novo Arcabouço Regulatório Brasileiro. Rio de Janeiro: Tese de Doutorado/UFRJ.

MME. (julho de 2020). Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Fonte: MME: http://www.mme.gov.br/web/guest/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/publicacoes/boletim-mensal-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural/-/document_library_display/M02KzA2dNdQq/view_file/1262992?_110_INSTANCE_M02KzA2dNdQq_redirect=http%


[1] Fonte: https://www.eia.gov/electricity/data/browser

[2] PL 226/2005 (Senador Tourinho – PFL/BA); PL 6666/2006 (Deputado Luciano Zica – PT/SP) e o PL 6676/2006 (Poder Executivo – MME)

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