Os impasses da reforma do gás natural no Brasil

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.

O Desenvolvimento da infraestrutura de transporte de gás natural no Brasil: oportunidades e desafios

Por Edmar de Almeida

A indústria de gás natural Brasileira encontra-se em um momento decisivo do seu desenvolvimento. Ao mesmo tempo em que o rápido desenvolvimento do Pré-sal descortina um enorme potencial para produção doméstica de gás, o modelo de desenvolvimento da infraestrutura de transporte ancorado nos investimentos da Petrobras alcançou o seu limite. Desde a construção do Gasene e da inauguração do gasoduto Coari-Manaus há quase 10 anos atrás, nenhum outro investimento significativo em transporte de gás ocorreu no país. A rede de transporte de gás está concentrada na costa e grande parte do território nacional não tem acesso ao gás natural. Por outro lado, a demanda de gás vem crescendo principalmente no segmento de geração termelétrica. Esta expansão se baseou principalmente na oferta de GNL importado para suprimento de térmicas localizadas nos portos de importação, sem criar uma demanda para o transporte de gás natural no país.

Desinvestimento da Petrobras e reestruturação da indústria de gás no Brasil

Por Marcelo Colomer 

É incontestável que as políticas públicas e a atuação da Petrobras desempenharam papel de destaque no desenvolvimento da indústria de gás brasileira. Controlando 93% da produção, 97% da malha de gasodutos e possuindo significantes participações nas empresas locais de distribuição de gás natural e em importantes projetos termoelétricos, a Petrobras não só foi determinante para a rápida expansão da indústria de gás natural no Brasil como também para a definição da estrutura de organização do setor.

Desenvolvido sobre o modelo de “monopólio” [1] estatal, a indústria gasífera brasileira se estruturou à luz dos planos de investimento da Petrobras. Refletindo em algumas ocasiões ações estratégicas da empresa e em outras ações deliberadas de política pública, os investimentos da Petrobras na indústria de gás natural ao longo das últimas décadas consolidaram a estrutura do setor.

Dentro da ótica empresarial, a atuação da Petrobras em todos os segmentos da cadeia produtiva foi a solução encontrada pela empresa para escoar o excesso de produção de gás associado. Em outros termos, a estruturação de um mercado de gás natural mostrava-se essencial no processo de monetização dos campos associados de petróleo garantindo maior rentabilidade das atividades de E&P. Nesse contexto, ao longo das últimas décadas, o mercado de gás natural foi se desenvolvendo com os investimentos da Petrobras em novas unidades de processamento, na infraestrutura de gasodutos, em terminais de importação e na ampliação das redes de distribuição.

Falta de diretrizes e incertezas ameaçam a entrada de novos agentes no setor de gás

Por Marcelo Colomer

Faltando 10 dias para a realização da 12ª Rodada de Licitação da Agência Nacional de Petróleo (ANP), na qual serão ofertadas exclusivamente áreas terrestres com potencial de produção de gás natural em formações geológicas convencionais e não-convencionais, o Ministério de Minas e Energia (MME) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ainda não se posicionaram em relação ao plano de expansão da malha de transporte de gás natural.

Ao mesmo tempo, tramita na Câmara dos Deputados projeto de Lei (Projeto 6.407/2013) que propõe, entre outras importantes mudanças na indústria de gás natural, o estabelecimento de critérios de fixação, reajuste e revisão dos preços do energético e a criação de um Operador do Sistema Nacional de Transporte de Gás Natural.

Esses fatos, somados à “verticalização” efetiva da cadeia produtiva do gás intensificam o ambiente de incerteza ao redor das atividades de exploração e produção, podendo desestimular a entrada de novos agentes, principalmente de pequenos e médios produtores.

Em Setembro de 2013 foi lançado o edital da 12ª Rodada de Licitação com os objetivos claros e explícitos de desenvolver áreas de fronteira exploratória, aumentar as reservas e produção de gás natural, descentralizar os investimentos exploratórios e fomentar as atividades de pequenos e médios produtores nacionais e estrangeiros. Estão sendo ofertados 240 Blocos exploratórios em sete bacias sedimentares: Acre-Madre de Dios, Paraná, Parecis, Parnaíba, Recôncavo, São Francisco e Sergipe-Alagoas.

O uso de leilões de curto prazo na indústria de gás

Por Miguel Vazquez

A passagem de uma indústria controlada por um monopólio a uma indústria competitiva (ou organizada com maior número de agentes) é sempre difícil. Nas indústrias de gás, a experiência internacional mostra que o caminho institucional percorrido depende em grande medida da importância relativa dada aos diferentes elementos da indústria.

Os EUA desenvolveram um sistema em que o investimento em capacidade de transporte era simples e descentralizado. Eles possuíam uma grande quantidade de produtores que precisavam dar saída para seu gás. E desde esse ponto de vista, se pode considerar que a principal contribuição do modelo regulatorio para organização do setor de gás foi a estrita separação entre transportadores e produtores de gás (unbundling). Logicamente, o esquema requeria um regulador com um papel central: a definição das tarifas de transporte (para evitar abusos na tarifa e subsídios cruzados entre usuários).

Na Europa, o foco foi facilitar a entrada nos mercados. A Europa, sem produção significativa de gás, se organizava mediante grandes monopólios nacionais encarregados de trazer gás desde os pontos de produção até o consumidor final. A estratégia de liberalização, então, esteve baseada no estímulo à concorrência entre os monopólios nacionais. Por exemplo, era difícil esperar que um pequeno maverick fosse competir com a GdF (monopólio francês) pelo mercado francês, mas se a ENI (monopólio italiano) tivesse acesso ao mercado frances, a concorrência (real e/ou potencial) poderia aumentar consideravelmente.

As duas estratégias, quase contrárias, deram lugar a dois modelos regulatórios diferentes. Estas diferenças podem ser relacionadas ao fato de que na Europa a coordenação do transporte está baseada na existência de um operador central regulado. A partir deste fato é possível observar uma das diferenças mais marcantes: os leilões têm uma presença muito maior no sistema Europeu do que no sistema americano. Por quê? Porque os mecanismos de leilões são mecanismos adequados para a coordenação de agentes regulados e agentes privados.

A evolução da política de gás natural do governo brasileiro

Por Marcelo Colomer

Quase um ano após a sanção do Decreto 7.382, pelo então Presidente da República Luiz Inácio Lula da Silva, foi realizado em Brasília um seminário sobre os desafios do novo marco regulatório da indústria de gás natural no Brasil. O evento ocorreu no último dia 29 a partir de uma iniciativa conjunta do Ministério de Minas e Energia (MME), da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e da Empresa de Planejamento Energético (EPE).

O principal objetivo do evento foi discutir com os agentes do setor os principais desafios existentes na implementação do novo marco regulatório da indústria de gás natural. Segundo o Secretário do MME, Marco Antônio Almeida, há o reconhecimento do que a Lei 11.909 e o Decreto 7.382 não esgotam as questões referentes à regulamentação do gás, exigindo assim atos normativos complementares. Segundo o secretário, esse é o principal desafio não só do MME como também da ANP. Para o Diretor da ANP, Helder Queiroz, ao lado do desenvolvimento de novas resoluções e portarias, a revisão dos atos normativos já existentes é fundamental para se aumentar a aderência das normas da ANP ao novo marco regulatório da indústria.

O que queremos fazer com o gás brasileiro?

Por Marcelo Colomer

Segundo estimativas da Empresa de Planejamento Energético (EPE), a produção líquida de gás natural no Brasil deverá passar dos atuais 100 para cerca de 150 MMm3/dia em 2025 (PNE 2030). Tais estimativas ainda podem ser revistas para cima em consequência dos recentes investimentos realizados na área do pré-sal, principalmente em campos com gás associado. Nesse novo contexto de oferta surgem duas questões: a) Existe internamente demanda para o gás nacional? e; Qual será o papel do gás natural na matriz energética brasileira?

Pesquisas realizadas pelo Grupo de Economia da Energia da UFRJ mostram que, no Brasil, a demanda potencial de gás natural em 2025 deverá oscilar entre 146 e 161 MMm3/d. O elevado valor das estimativas acima explica-se, em grande parte, pelo aumento do consumo de gás natural no segmento termelétrico. Tal elevação no consumo térmico tem como explicação o crescimento da demanda por eletricidade fruto do crescimento econômico e o novo perfil do sistema hidroelétrico brasileiro, em que se projeta um aumento da participação das hidroelétricas a fio d’água ou de pequeno reservatório. Dessa forma, acredita-se tanto num aumento dos despachos térmicos na base quanto em um aumento da freqüência e dos volumes dos despachos sazonais.

Além das especificidades do sistema de geração elétrica brasileiro, a expansão do consumo de gás no segmento termelétrico está de acordo com as características técnicas e econômicas da indústria de gás natural. As elevadas economias de escala e as especificidades de ativos associadas ao transporte do energético exigem que os investimentos em novos gasodutos ocorram de forma simultânea ao desenvolvimento de um mercado com demanda suficientemente grande para justificar a construção da infraestrutura de transporte. Nesse sentido, de forma geral, o segmento industrial mostra-se incapaz de ancorar a construção de um gasoduto para um novo mercado uma vez que, individualmente, o consumo de uma indústria não justifica as escalas mínimas eficientes dos investimentos em ativos de transporte de gás natural. É por esse motivo que, na maior parte dos países, o setor termelétrico tem sido utilizado como âncora do desenvolvimento e da expansão da indústria de gás natural, principalmente em novos mercados regionais.

A quem interessa a nova lei do gás?

Por Marcelo Colomer

Em 2009 foi aprovada pelo governo federal a lei 11.909 com o objetivo de definir o marco regulatório para as atividades de importação, regaseificação/liquefação, transporte e comercialização de gás natural. O desenvolvimento da nova estrutura regulatória foi motivado pelo reconhecimento da incapacidade da lei 9.478 em estimular a competição após o processo de reforma da indústria.

A importância do segmento de transporte na promoção da concorrência no setor de gás natural como um todo, o colocou como tema central da lei 11.909. A atividade de transporte de gás natural, assim como as demais atividades de rede, possui características que diferenciam e condicionam a dinâmica dos investimentos nesse segmento.

Em termos econômicos, a elevada especificidade[1] dos ativos associada à racionalidade limitada e ao comportamento oportunista dos agentes condicionam elevados custos de transação (MAKHOLM [2006, 2007, 2009], CODOGNET [2006] e COLOMER [2010]), que na ausência de garantias regulatórias, impõem elevados riscos aos investimentos. São esses elevados custos de transação, traduzidos em elevados riscos, que explicam a tendência da indústria de gás natural em integrar-se verticalmente.