04/11/2016

Gás Para Todos

Fonte: Brasil Energia

Por muito tempo estagnado em imbróglios regulatórios e vontades monopolistas, o mercado de gás natural brasileiro parece finalmente estar pronto para se desprender de suas amarras. As mudanças são, em grande parte, resultado do bilionário plano de desinvestimento da Petrobras, já em andamento e que se estende até 2019. Na esteira dessa histórica decisão, o Ministério de Minas e Energia (MME) criou o programa Gás para Crescer, com o objetivo de endereçar as mudanças de que o setor precisa para se desenvolver, contemplando pleitos de produtores, transportadores, carregadores, distribuidores e, o mais importante, consumidores que vão sustentar tudo isso.

A Petrobras, que por muito tempo foi a maior operadora do setor de gás no Brasil, e, em alguns elos da cadeia, a única, hoje coloca à venda subsidiárias de distribuição e transporte de gás natural, além de campos produtores onshore. A petroleira já concluiu a venda da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) para a Brookfield, da Gaspetro para a Mitsui, negocia a Liquigás com a Ultrapar, entre outros ativos que ainda vão entrar no feirão. Um estudo elaborado pela consultoria Strategy&, a pedido da Abegás, revelou que o Brasil tem potencial para atrair US$ 27 bilhões em investimentos somente nas atividades de midstream e downstream até 2030, caso os principais entraves para o desenvolvimento da indústria de gás natural, ligados principalmente ao marco regulatório, sejam resolvidos.

Para aproveitar o momento oportuno, para não dizer urgente, os principais agentes do setor se juntaram na busca por soluções para os desafios relacionados à abertura do mercado. Além do MME, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e a ANP coordenam o programa que já definiu dez diretrizes estratégicas para o desenho do novo mercado de gás natural no Brasil (veja box).

O documento será utilizado na redação de uma resolução final, prevista para entrar na pauta de reunião do CNPE em dezembro. A Brasil Energia conversou com diversos agentes, representando nem sempre interesses convergentes do setor, sobre suas expectativas acerca da nova política do governo federal para abertura do mercado de gás natural.

Competição na oferta

O ponto-chave considerado por todos capaz de destravar o mercado de gás natural hoje no Brasil é a entrada de novos ofertantes.

As atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos deixaram de ser da exclusiva competência da Petrobras desde final dos anos 90, mas, no caso específico do gás natural, o estabelecimento de um mercado competitivo pouco evoluiu desde então. O gás depende de uma infraestrutura complexa e contínua para ser aproveitado, desde os campos produtores até o consumidor final.

Por isso, historicamente, quem investiu na construção da infraestrutura se tornou também o único ofertante do energético no mercado – nesse caso, a Petrobras. Por mais que outros produtores tenham entrado no país e desenvolvido campos com produção relevante de gás natural, a oferta continuou concentrada nas mesmas mãos, uma vez que não havia alternativa a não ser vender os volumes produzidos para a Petrobras.

Ainda hoje,  a estatal é a única empresa que leva gás offshore para o mercado brasileiro, apesar de não ter produzido todo o volume. Os dados mais recentes do MME, referentes a agosto de 2016, mostram que a Petrobras foi responsável por 77,5% de toda a produção de gás natural no Brasil, o que significa que mais de 20% do gás nacional foi produzido por outras empresas. No entanto, só a estatal brasileira vendeu gás natural ao mercado.

Diante disso, a busca pela diversificação na oferta se transformou em um dos principais objetivos do Gás para Crescer. Em um dos documentos disponíveis para consulta pública, o ministério, a EPE e a ANP traçam possíveis ações para tornar realidade essa meta, trazendo dados do mercado brasileiro e exemplos de outros países. Entre outras, “a obrigatoriedade de acesso aos dutos de escoamento de produção e unidades de processamento de gás natural (UPGNs)”, segundo o relatório.

A experiência de diversos países no compartilhamento dessas estruturas, conhecidas como essential facilities, foi objeto de estudo do programa, que destacou o caso da União Europeia. O bloco econômico tem seu próprio conjunto de regras para o uso dessas estruturas, que abrange todos os países-membros, o que facilita a diversificação do mercado e aumenta a eficiência das operações.

A ideia principal da regulação europeia é que o acesso não pode ser discriminatório, favorecendo um ou outro interessado. Há uma competição transparente pelo uso de unidades de processamento e tratamento de gás natural (UPGNs), de terminais de regaseificação e de gasodutos de escoamento.

Para garantir a segurança do sistema, a escolha do usuário deve ser baseada em características técnicas e condições econômicas. Além disso, vários players podem usar a estrutura ao mesmo tempo, contanto que todos obedeçam às condições preestabelecidas.

Para trazer esse modelo ao Brasil, algumas questões precisam ser debatidas, como: quais seriam as condições mínimas de compartilhamento para garantir o acesso a terceiros? Deve-se definir uma base de cálculo de tarifa para fundamentar a negociação? Deve haver preferência de acordo com portfólio de E&P, isto é, para aqueles que operem campos adjacentes às estruturas? Quem seria responsabilizado por danos ambientais, técnicos e econômicos: o dono da estrutura ou o usuário? É preciso criar regras de transição?

O governo, por meio de seus órgãos representantes dos setores de energia, petróleo e gás, pediu à indústria e ao mercado contribuições para esses questionamentos, a fim de adaptar o modelo de sucesso da Europa às características do Brasil.

Tarifação

Outro foco do Gás para Crescer é a possível mudança do modelo tarifário do transporte de gás natural. Nos últimos anos, a Petrobras aplicou uma tarifa do tipo postal, o que significa que a empresa cobrava pelo serviço de transporte de gás o mesmo valor de todos os usuários, independentemente da distância ou localização deles na rede.

Esse modelo, muito comum em países em que o mercado é controlado por uma grande estatal, não reflete de forma exata o custo do serviço, mas, por um lado, acaba subsidiando o envio do gás natural a lugares mais remotos, cuja distância do ponto de produção acabaria inviabilizando a construção de um gasoduto.

Agora o objetivo mudou. A nova meta é abrir o mercado, trazer novos ofertantes e, assim, mais interessados em investir na ampliação da malha de gasodutos. Para isso, é preciso ter uma tarifa que reflita de modo adequado os custos do sistema. “Critérios a serem utilizados para a escolha da tarifa são os seguintes: refletir os custos de transporte, promover a concorrência, propiciar transparência, estimular o investimento de longo prazo e a facilidade de articulação (com relação à combinação de uma tarifa entre vários agentes)”, é o que pontua o programa do governo.

Nesse sentido, o modelo tarifário que parece mais adequado é o de entrada/saída. Essa metodologia prevê a definição de uma tarifa para cada ponto de entrada − o que, na prática, representa o city gate de recebimento do gás natural na rede de transporte − e outra para cada ponto de saída, isto é, o local de entrega do energético. Cada tarifa é cobrada individualmente: a primeira do vendedor do gás, e a segunda do comprador.

O caminho que o gás percorre do ponto de entrada ao ponto de saída também pouco importa na cobrança, o que cria um ambiente propício para a negociação livre, sem limitações regionais. “Em vez de o carregador pagar tudo, duas tarifas são cobradas: uma para injetar o gás na rede, e outra para retirá-lo. Como a tarifa é fixa por city gate, esse modelo viabiliza um mercado de gás em que todo supridor possa vender gás natural para qualquer usuário que queira comprá-lo”, explicou Edmar Luiz Almeida, líder do Grupo de Economia da Energia (GEE) da UFRJ.

Ainda segundo o especialista, há uma tendência internacional pela adoção desse modelo quando o objetivo é aumentar a concorrência no mercado. Para o Brasil, a mudança pode representar um drive para novos investimentos. “A metodologia atual não funciona bem. O país não viabilizou novos gasodutos desde quando ela foi adotada. Por isso, é importante buscar novas alternativas. Hoje, os gasodutos são planejados e operados individualmente, mas seria importante migrar para um modelo em que o sistema de transporte é operado de forma centralizada e, assim, planejar a rede como um todo”, afirmou. Essa modalidade já é prevista na legislação europeia, mas, segundo o diretor da Geostock Brasil, Jonathan Royer-Adnot, é aplicada em poucos países, pois pode encarecer e engessar ainda mais o mercado.

Distribuição e demanda

“A demanda talvez seja o maior desafio para destravar o setor de gás natural no Brasil. Se não formos capazes de criar demanda para esse energético, não haverá lugar para colocar todo o volume de gás extraído do pré-sal no futuro”, afirmou Nelson Gomes, diretor presidente da Comgás, a maior distribuidora do país. A empresa distribui hoje 12 milhões de m3/dia de gás na região metropolitana de São Paulo (SP), e conecta, em média, 110 mil clientes por ano.

De acordo com o executivo, a experiência da companhia mostrou que, quando se investe em malha de gasodutos, o consumo surge naturalmente. Essa, no entanto, não é a realidade da maioria das distribuidoras brasileiras. Seja pela influência do governo estadual, pela dificuldade em captar financiamento privado, ou até mesmo pela incerteza quanto ao suprimento, as empresas de distribuição ainda investem pouco em novos projetos.

Em relatório publicado recentemente, a Fitch Ratings revelou que um dos grandes desafios do setor de distribuição são as incertezas com relação a estruturas societárias e regulatórias − já que 13 das 27 concessionárias do país são controladas pelos estados. Além do “risco político”, as distribuidoras ainda são muito dependentes do consumo industrial, o que, em momentos de crise econômica, traz grandes impactos financeiros, segundo a Fitch.

Nesse mesmo sentido, a iniciativa Gás para Crescer reconhece que “o setor de gás ainda é bastante verticalizado, incluído o elo da distribuição. […] Alguns estados possuem elevada participação nas suas distribuidoras, o que pode implicar em eventual conflito de interesses, visto que a regulação do serviço de gás canalizado está na esfera de competência estadual”.

Outras questões também preocupam, como a ausência de agências reguladoras em todos os estados, como Arsesp (SP) e Agesc (SC). “A presença de uma agência reguladora forte e independente é fundamental para conferir ao mercado transparência, accountability, previsibilidade e acesso não discriminatório”, de acordo com relatório do programa federal, que ainda pontuou a falta de sinalização sobre a produção de gás natural como empecilho para o planejamento e crescimento das concessionárias.

“Não haverá concorrência na oferta, se não houver na demanda. O principal agente da reforma do setor de gás natural brasileiro é o governo federal, mas, de alguma forma, os estados precisam se engajar nesse processo de forma voluntária. É importante haver algum tipo de coordenação na busca de uma iniciativa comum”, explicou Almeida.

Geração de energia

Sem dúvida, uma das maiores preocupações do governo é o suprimento de energia elétrica. A principal questão é a adequação da alocação de risco relacionada ao suprimento de gás natural para usinas termelétricas.

Apesar de ser o combustível fóssil menos poluente, que inclusive ganhou globalmente o papel de ser o energético de transição para permitir a entrada das fontes renováveis, o gás natural tem características próprias que dificultam operações flexíveis, por exemplo.

De acordo com o estudo da Strategy&, o gás natural foi originalmente concebido para aportar plantas de média capacidade e próximas ao centro de consumo. No entanto, “o modelo adotado para seleção de novas UTEs continha premissas otimistas, apontando baixa necessidade de despacho, favorecendo soluções menos eficientes e poluentes (diesel e óleo combustível)”.

A consequência desse modelo foi um alto custo de energia para o consumidor, além do subaproveitamento do potencial do gás como fonte mais limpa e barata, que poderia também servir como âncora para o desenvolvimento industrial.

Para players que buscam desenvolver projetos de geração de energia com gás natural, como a Prumo Logística, “é necessário harmonizar o setor elétrico com o setor de gás. Por exemplo, se uma usina contratada para utilizar GNL tiver eventualmente a chance de trocar o suprimento por gás nacional, produzido em campos offshore, como a questão tributária é resolvida?”, indagou Rafael Ribeiro, gerente de Gás e Energia da Prumo.

Os desafios estão colocados e a consulta pública se encerra dia 7 de novembro. Resta saber como os agentes do governo vão endereçar tantas questões em tão pouco tempo. Uma coisa é certa: há muitas mãos dispostas a ajudar.