Assessoria de Comunicação

Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 03/08/2020 – Dez grupos vão disputar, no mês que vem, o arrendamento do terminal de gás natural liquefeito (GNL) da Petrobras, na Bahia. A estatal brasileira vai licitar a planta de regaseificação da Baía de Todos os Santos no próximo dia 30 de setembro, numa concorrência que sedimenta o caminho para a abertura do mercado brasileiro de gás natural, já que permitirá ao novo operador entrar com gás importado na malha interligada de gasodutos do país.

Grandes multinacionais do setor manifestaram interesse no ativo, que será arrendado até o fim de 2023. A lista de pré-qualificados para a licitação inclui desde grandes fornecedoras globais de gás, como a BP, Shell, Total e Repsol LNG até empresas com expertise na infraestrutura de GNL, como a Golar Power, Excelerate Energy e a Naturgy (por meio da Gás Natural do Brasil S.A.). Já entre as companhias de origem nacional estão a comercializadora Compass (da Cosan), a Eneva e a Bahiagás, distribuidora estadual de gás canalizado que opera na região.

O arrendamento do terminal baiano está previsto no termo de compromisso assinado pela Petrobras, há um ano, com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), para abertura do mercado brasileiro de gás natural. A planta tem capacidade para importar até 20 milhões de metros cúbicos diários (m³/dia), o equivalente a um quarto da demanda nacional.

O presidente da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, destaca que a licitação da planta de GNL da Bahia é representativa para o processo de abertura, já que o terminal se tornará o primeiro do tipo a ser operado pela iniciativa privada com condições de acessar a malha de gasodutos do país. As plantas de regaseificação da Celse (Golar/EBrasil Energia) no Sergipe e a da Gás Natural Açu (Prumo Logística/Siemens/BP), no Porto do Açu, em São João da Barra (RJ), as primeiras construídas por empresas privadas no Brasil, ainda não estão conectadas ao sistema nacional.

A abertura do terminal baiano ocorre num momento em que a crise econômica desencadeada pela pandemia da covid-19 pressiona para baixo a demanda do mercado, o que pode tornar mais difícil a situação do novo operador da planta de GNL. Moreira Neto não acredita, contudo, que este seja um entrave para a atratividade da concorrência, uma vez que as indústrias têm buscado, nesse momento, justamente, oportunidades de reduzir seus custos com energia e apostam no mercado livre. “As indústrias não perderam o interesse pela abertura do mercado durante a pandemia”, disse.

Ele pontua, no entanto, que as companhias interessadas em se posicionar no mercado brasileiro de gás ainda esbarram em outros aspectos, como a falta de previsibilidade sobre quando serão realizadas as chamadas públicas para contratação de capacidade dos gasodutos. Por isso, o consultor acredita que, no curto prazo, o terminal pode atrair o interesse de empresas como a Golar e a Eneva, que tem projetos já em desenvolvimento no Brasil para escoamento de GNL via caminhões.

A Golar Power, por exemplo, tem um acordo com a empresa de logística Alliance GNLog para a criação de uma infraestrutura de abastecimento de caminhões movidos a GNL no país e também possui uma parceria com a BR Distribuidora para desenvolver o negócio de distribuição de GNL de pequena escala. No mês passado, a Golar fechou um contrato para o fornecimento de 40 mil m³/dia com a distribuidora pernambucana Copergás. Já a Eneva está construindo um projeto termelétrico em Roraima que será abastecido pelo gás natural produzido no campo de Azulão, no Amazonas, por meio de carretas de GNL.

“Falta uma previsibilidade para as empresas de quando elas poderiam acessar a malha de gasodutos, mas eventualmente os novos operadores do terminal de Bahia podem vislumbrar, no curto prazo, uma logística com base em caminhões. Esse tipo de solução guarda sinergias com as estratégias da Eneva e da Golar, hoje. Essa sinergia coloca elas no jogo, em condições de competir com as grandes multinacionais”, comentou.

A concorrência representa para algumas empresas a oportunidade de reforçar a presença no mercado brasileiro de gás — caso da Shell, Golar e Eneva, por exemplo. Para outras companhias, significa uma janela de oportunidade para a entrada de novos atores. Moreira neto cita o caso da BP, que é sócia da GNA, no Açu, mas que ainda não tem condições de colocar o seu gás na malha. Ele aposta, ainda, no interesse da Shell. “A Shell precisa vender o gás dela no pré-sal e o GNL pode ajudá-la a montar um portfólio com mais flexibilidade e fortalecer a posição dela pra vender o gás do pré-sal”, afirma o consultor.

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27/07/2020 – Despite gas imports from Bolivia falling in recent months and expectations of increased domestic supply, the Andean nation will remain an important supplier for Brazil in the coming years, an analyst told BNamericas.

Brazil’s gas imports in January-April averaged 24.1Mm3/d (million cubic meters per day), of which 17.5Mm3/d came from Bolivia and the rest through LNG terminals, according to the energy ministry.

The country has seen a big drop in gas imports this year, from an average of 32.0Mm3/d in January to 11.8Mm3/d in April, a result of the economic crisis caused by the COVID-19 pandemic. Bolivian imports fell from 28.8Mm/d in January to 10.4Mm3/d in April. Preliminary data, however, shows that imports from Bolivia picked up in June to about 15Mm3/d.

“The expectation is for the normalization of [state oil company] Petrobras’ imports from Bolivia during the second half of the year, and in 2021 and 2022 the country will remain a relatively competitive source in the Brazilian market,” the CEO of consultancy Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, told BNamericas.

The two countries are connected via the Gasbol pipeline (in picture). Exports to Brazil currently account for 43% of Bolivia’s gas sales. Political instability, however, is an obstacle to greater integration. Last year, turmoil after the resignation of Evo Morales led Russia’s Acron to abandon talks with Petrobras on the acquisition of the Araucária Nitrogenados and Unidades de Fertilizantes Nitrogenados III fertilizer plants. Bolivia was due to supply natural gas for the units.

“Bolivians have a necessity relation with Brazil to sell their gas. It’s worth remembering, for example, that former Bolivian [left-wing] president Evo Morales went to the inauguration of Jair Bolsonaro as president, which shows the importance of Brazil to Bolivia,” Moreira Neto said, despite the two being on opposite ends of the political spectrum.

But Brazil’s natural gas market is currently undergoing various changes, due to Petrobras’ efforts to reduce its participation in the sector. The federal government is also moving ahead with the Novo Mercado de Gás (new gas market) program, which is aimed at opening up the market to private investors to make the sector more competitive, with several regulations being updated in recent years.

Brazil is expected to see a sharp increase in domestic gas supply in the coming years as new pre-salt fields come online. Earlier this year, Petrobras reduced the volumes hired from the Gasbol pipeline, following an expectation of increased local production. As a result, Bolivia will negotiate part of its gas export capacity with private Brazilian operators.

Bolivia’s state-run hydrocarbons firm YPFB has shown interest in creating a subsidiary dedicated to the Brazilian gas market and reaching transportation and supply deals, taking advantage of the links between Bolivian gas fields and Brazil’s south and southwest.

Moreira Neto believes the biggest challenge today for Bolivia to increase sales is the lack of access of private partners to Brazil’s pipeline infrastructure, which would allow it to reach clients in the free market, where consumers are not supplied by state distributors. Such a scenario could change, for example, with the connection of the lines operated by TBG and NTS, something that could happen after 2022.

“Such access would allow companies producing in the pre-salt region to develop projects to sell gas in the free market, with a combination of the offshore fields’ output and the gas imported from Bolivia, for example. The Bolivian gas could be very important to develop Brazil’s free market, especially after 2022,” the analyst said.

On the other hand, the outlook for imports from Argentina is not so rosy. Although the two countries have a small pipeline connecting them, Brazil has not imported significant volumes from its southern neighbor since at least 2016 and there is no prospect of change, except for isolated LNG sales during the summer.

“We don’t expect a sustained increase in imports from Argentina in the short or medium term. Despite the growing pace of Argentina’s gas production, any opportunities for imports are seasonal and it is a possibility for short-term solutions, because during the winter the country needs its gas and, therefore, it can’t close long-term sales contracts,” Moreira Neto said.

Still, integration opportunities are being studied by operators in Argentina’s Vaca Muerta formation, which have recently discussed enlarging the existing line. The expanded Uruguaiana-Triunfo duct, with an estimated investment of some US$ 900 mn, would have a maximum flow of 15 Mm3/d. Authorization for construction has been granted to concessionaire Transportadora Sulbrasileira de Gás, which is seeking partners for the project.

Economic integration between the two countries, however, has slowed since the right-wing Bolsonaro became Brazil’s president in January 2019 and Argentina elected left-winger Alberto Fernández. Their opposed ideologies have left the Mercosur trade bloc faltering.

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Por Wagner Gomes

SÃO PAULO, 24/07/2020 – A contratação de três novas plataformas para o campo de Búzios, anunciada hoje pela manhã pela Petrobras, vai garantir à companhia um bom aumento de lucratividade, na avaliação de analistas. As unidades fazem parte de um plano de instalação de 12 Floating Production Storage and Offloading (FPSO) no mega campo de búzios, que se tornará o maior e mais rentável da empresa com a produção de mais de 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia.

“Esse é um investimento que deve gerar muito dinheiro para a Petrobras, muita lucratividade. Desde que começou a produção no pré-sal, os custos já foram bem reduzidos. Vamos dizer que naquela época o petróleo era cotado a US$ 50 e o custo de produção chegava a US$ 30, um ganho de US$ 20 para a Petrobras. Hoje, com o petróleo a US$ 40 e o custo de produção a US$ 10 o ganho chega a US$ 30 dólares. E qualquer novo investimento agora no pré-sal vai gerar ainda mais receita para a Petrobras”, diz.

Ilan Arbetman, analista da Ativa Investimentos, explica que o campo de Búzios é um ativo de classe mundial e um grande diferencial competitivo da companhia. Ele também acredita que a instalação das novas plataformas faz parte de um plano de desenvolvimento da Petrobras para reduzir custos de produção e elevar os ganhos. O analista diz que a ação “corrobora com o que foi apresentado no relatório de vendas e produção da petroleira anunciado nesta semana, que informou maior participação do pré-sal no mix de produção”.

“A produção no pré-sal passou de 59% no primeiro trimestre para 61% no segundo trimestre, representando dois terços do total. Búzios, um ativo que não existe igual no mundo, é fundamental para aumentar a produção nesse segmento. Então, um anúncio como esse, juntamente com os teasers de venda de gás e energia, de operações em terra e águas rasas e de venda das refinarias, se encaixa no quebra cabeça da companhia de produzir e explorar o pré-sal para aumentar a sua rentabilidade. Isso tudo contribui para a empresa ganhar valor e aumentar o seu ebitda [lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização]”, afirma Arbetman.

Segundo a Petrobras, a primeira das três novas plataformas, chamada de FPSO Almirante Tamandaré, tem sua produção prevista para o segundo semestre de 2024. O FPSO será afretado com capacidade de processamento diário de 225 mil barris de óleo e 12 milhões de m³ de gás, e será a maior unidade de produção de petróleo a operar no Brasil e uma das maiores do mundo, segundo a estatal. As duas demais unidades (P-78 e P-79) serão contratadas na modalidade Engineering, Procurement and Construction (EPC) e terão capacidade para processar diariamente 180 mil barris de óleo e 7,2 milhões de m³ de gás, cada uma. A previsão é de que as plataformas entrem em operação em 2025.

Rivaldo Moreira Neto, CEO da Gas Energy, explica que o campo de Búzios, que a Petrobras contratou em parceria com a CNODC e CNOOC no leilão de excedente da cessão onerosa no ano passado, representa o grande ativo da companhia para os próximos dez anos. Segundo ele, isso fica claro considerando o bônus de exploração de quase R$ 70 bilhões que foi pago no leilão. Moreira Neto diz que esse campo tem um papel essencial no portfólio de projetos da Petrobras, uma vez que se trata de uma área de reservas conhecidas, com produtividade comprovada muito grande, custos decrescentes e com enorme volume de petróleo a ser explorado.

“As três primeiras plataformas para a área dos excedentes da cessão onerosa, recém anunciadas, podem agregar, juntas, pelo menos mais de 500 mil barris por dia ao portfólio da estatal. O fato é que a Petrobras está se preparando para gerar o máximo de resultado possível com esses investimentos a médio prazo, à medida que reduz custos, vende ativos e foca no core da empresa que é a exploração do pré-sal, numa estratégia em que Búzios tem papel central”, conclui.

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RIO DE JANEIRO, 16/07/2020 – O secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, José Mauro Ferreira, afirmou nesta quarta-feira que o governo vê o setor de gás natural como um dos pilares da retomada da economia no país pós-pandemia.
Mas, para atrair os investimentos privados esperados, ele classificou como fundamental que o Congresso aprove ainda este ano o projeto de lei que estabelece um novo marco regulatório para o setor.

O secretário disse que o governo trabalha junto ao Parlamento para uma aprovação neste segundo semestre.

O projeto é parte do Programa do Novo Mercado de Gás, lançado pelo governo federal em julho do ano passado com o objetivo de quebrar o monopólio da Petrobras no setor e dar mais eficiência ao mercado de gás natural incentivando a concorrência.

Dessa forma, o ministro da Economia, Paulo Guedes, espera promover o que chamou de “choque de energia barata” para incentivar projetos industriais a partir do gás natural.

— O programa prevê um novo desenho para o setor, indica qual é o mercado que queremos lá na frente. E, para isso, precisamos de um novo marco regulatório para o setor — afirmou Ferreira ao participar de um evento on-line sobre o setor energético na economia de carbono.

E continuou:

— A aprovação deste projeto de lei vai ser muito importante para o país e, principalmente, para a retomada da economia brasileira.

O secretário afirmou que, com um mercado mais aberto e competitivo, será possível reduzir os preços desse tipo de combustível no Brasil.
O plano do governo tem como meta reduzir à metade os preços atuais do gás natural no mercado brasileiro. Além do novo marco regulatório, está em andamento o processo de saída da Petrobras de áreas como distribuição e transporte de gás no país por meio da venda de negócios da estatal.
O diretor-presidente da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira, que também participou da videoconferência, afirmou que o setor privado, independentemente de algumas dificuldades no cenário político, também está empenhado junto aos parlamentares na aprovação do projeto de lei este ano:
— O setor privado também está engajado para que o projeto de lei seja aprovado na forma como está hoje. O projeto passou a ser visto como um elemento para a retomada dos investimentos na economia.
Referindo-se à transição energética dos combustíveis fósseis para fontes limpas e renováveis, o Ferreira destacou que o Brasil, além de ter uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo, tem uma das mais avançadas políticas nas áreas de biocombustíveis e de descarbonização do mundo, podendo chegar a 48% de sua matriz energética de fontes renováveis em 2030.
Para o secretário, tanto as refinarias de petróleo como as usinas de açúcar e álcool tendem a se transformar em grandes complexos energéticos. Isso porque essas unidades cada vez mais vão ampliar suas atividades, sem ficarem restritas, por exemplo, à produção de açúcar e álcool ou de combustíveis derivados de petróleo.
As usinas atualmente já geram energia elétrica a partir do bagaço da cana e biogás da vinhaça. Ferreira citou o caso do diesel verde, que está sendo desenvolvido pela Petrobras em uma de suas refinarias a partir de óleos vegetais:
— As usinas começam a se tornar em grandes complexos energéticos. O mesmo nas refinarias. A Petrobras e outras empresas vão poder começar a processar também em suas plantas de refino também óleos vegetais, produzindo diesel, nafta, e querosene de aviação verdes.

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RIO DE JANEIRO, 15/07/2020 – Apesar do foco no pré-sal, a Petrobras está contribuindo para a transição energética do país, afirmou o secretário de Petróleo, Gás e Biocombustíveis do MME, José Mauro Ferreira, durante webinar realizado pelo Instituto de Engenharia na quarta-feira (15/7).

“A Petrobras tem feito o seu trabalho, aumentando sua eficiência, reduzindo suas emissões [de carbono], tanto em exploração e produção quanto no refino, mas entendemos que a transição energética do Brasil vai acontecer com ela e vários outros agentes que participam do mercado brasileiro de energia”, assinalou o dirigente.

Ele ressaltou que a companhia tem importantes iniciativas nos setores de biocombustíveis, como o desenvolvimento de BioQav (bioqueresene de aviação) e o diesel renovável, e se mantém como a segunda petroleira no mundo que menos emite carbono nas atividades de E&P, atrás da Equinor.

GÁS NATURAL – Outro participante do webinar, o CEO da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, disse que o Brasil tem a possibilidade de ampliar o uso de gás natural na geração elétrica. O combustível é considerado um dos vetores da transição energética.

“É uma riqueza que está disponível, porque esse gás está localizado em áreas que já possuem descobertas. Mas temos um timing apertado, entre dois e três anos, para que os operadores desses campos façam os investimentos”, alertou.

Moreira Neto considera fundamentais os debates em curso para integração entre as condições de produção de novas reservas e as regras dos leilões de contratação de energia elétrica.

O Instituto de Engenharia é uma organização sem fins lucrativos com sede em São Paulo.

RIO DE JANEIRO, 13/07/2020 – A retomada da chamada pública para alocação de capacidade da TBG anunciada pela ANP na última sexta-feira (10/07) não despertou entusiasmo no mercado. A chamada, que foi interrompida em março, em virtude da pandemia do novo Coronavírus, disponibiliza 10,8 milhões de m3/d de capacidade de transporte no Gasbol, que não foram arrematados pela Petrobras na primeira chamada, realizada em 2019. No entanto, a incerteza sobre a demanda do mercado, diante da instabilidade da economia, esfria o interesse de potenciais contratantes.
Outro fator que reduz o potencial de sucesso da nova chamada é baixa flexibilidade de oferta. Mais uma vez, a chamada de capacidade se limita a uma única transportadora. Com isso, na prática, a YPFB deve ser a única carregadora presente, uma vez que a Petrobras está fora desta rodada, em função do termo de renúncia assinado com a empresa boliviana em março, no âmbito do GSA (Gas Sale Agreement).
Rivaldo Moreira Neto, CEO da consultoria Gas Energy, acredita que a curta duração do contrato oferecido, de setembro a março de 2020, também diminui o interesse do mercado. Para ele, não será desta vez que a chamada pública de uma transportadora vai finalmente destravar o setor de gás natural. O que não quer dizer que ela não tenha utilidade. “Do ponto de vista regulatório, ela é importante para testar os procedimentos de comercialização da capacidade de transporte, para que o mercado conheça melhor as regras, mas não para negociações efetivas nesse momento”, avalia.
Para Rivaldo, os produtores precisam dar vazão ao gás natural, uma vez que, pela nova regulação do setor, não podem mais vender o produto para a Petrobras. E do lado da demanda, as empresas precisam mais do que nunca de fontes de energia competitivas para enfrentar a crise. “Portanto, temos oferta e demanda, que são o mais importante”, diz.
FLEXIBILIDADE – Rivaldo aponta dois fatores para que as próximas chamadas públicas de transporte de gás de fato resultem em novos negócios. “É preciso que elas sejam coordenadas, com pelo menos duas transportadoras, para dar mais flexibilidade às ofertas”, diz. “E é preciso encontrar mecanismos que garantam à oferta para quem contratar a retirada do gás.”
O resultado da chamada pública para alocação de capacidade da TBG será divulgado no próximo dia 13/08, com início de prestação de serviço previsto para 01/09. A chamada prevê a oferta de 10,08 milhões de capacidade no ponto de entrada de Mutum e a totalidade da capacidade em cada uma das zonas de saída do Gasbol, com as mesmas tarifas aplicadas aos contratos firmados na chamada pública n°01/2019.

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Por João Vitor Velhos*

PORTO ALEGRE, 25/06/2020 – Pode até parecer controverso, mas a expansão do setor de gás liquefeito de petróleo (GLP) no país pode estar condicionada ao sucesso do seu maior competidor, o gás natural. É que a elevação potencial da produção deste energético – alavancada pelos campos do pré-sal – poderá justamente pavimentar o caminho do aumento da oferta e da competição no mercado do gás de cozinha. O resultado pode ser a reversão da condição do país de importador de GLP, com garantia do abastecimento nacional e até mesmo disponibilidade do produto para exportação.

A crise provocada pela pandemia do Covid-19 realçou a já conhecida necessidade de maiores investimentos na infraestrutura de movimentação e armazenamento de combustíveis no Brasil. No caso específico do mercado de GLP, além do desenvolvimento do mercado de gás natural, isso passa principalmente pela criação de novas vias de suprimento, expansão de terminais e estímulo à pluralidade de agentes vendedores do combustível.

A produção e venda no atacado é basicamente feita pela Petrobras atualmente, a partir de suas refinarias e plantas de processamento de gás (UPGNs), além de importação. Caso o potencial apresentado pelo gás natural seja monetizado,  a produção nas UPGNs pode quadruplicar até 2030, chegando a 10 milhões de toneladas por ano. Para se ter uma ideia, trata-se de volume mais do que suficiente para atender todo o consumo nacional, que é de aproximadamente 7 milhões de toneladas por ano. Esse aumento da produção de GLP nas UPGNs é possível porque o gás natural do pré-sal é, em média, rico em matéria-prima petroquímica, como o propano e butano, que juntos formam o gás de cozinha.

As projeções levam em conta principalmente os campos já em operação e em desenvolvimento, além de áreas em exploração no pré-sal arrematadas nos leilões conduzidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Ao mesmo tempo, a produção de GLP nas refinarias, que tem sustentado grande parte da oferta ao longo dos anos e hoje responde por cerca de 3,7 milhões de ton/ano, tende a perder importância relativa. No cenário de desinvestimento de algumas unidades da Petrobras, o espaço do combustível pode até mesmo ser reduzido nessas instalações, a depender da estratégia a ser adotada pelos novos operadores, que podem optar por otimizar a produção de outros combustíveis, como o diesel, em detrimento do GLP.

No que diz respeito à infraestrutura, a expansão da produção de GLP está condicionada às mesmas necessidades para o aproveitamento do potencial de gás natural do pré-sal, o que inclui a construção de novas rotas de escoamento e novas UPGNs. Nesse sentido, vale lembrar que as projeções acima pressupõem a instalação de pelo menos mais duas unidades de processamento nos próximos quatro anos, sendo uma delas a unidade do Comperj, já em estágio avançado de construção.

Outro grande desafio é que a tendência é de concentração cada vez maior da produção no Rio de Janeiro, tendo em vista a localização dos campos do pré-sal. Isso impõe a necessidade de forte investimento portuário e logístico, viabilizando maior operação de cabotagem para transporte do GLP para o restante do país, além da possibilidade de exportação.

Potenciais investidores já têm demonstrado interesse pelo segmento. A movimentação de players privados buscando se posicionar nesse novo ambiente de oportunidades está ligada ao cenário de abertura à competição no setor de combustíveis no Brasil, com liberdade de preços e redução progressiva da presença do poder estatal.

Por fim, é importante ressaltar que, para que todo esse potencial de produção de GLP seja realizado, é essencial que o movimento de abertura do mercado de gás natural seja consolidado, com a manutenção dos esforços em torno dos marcos regulatórios e estímulo para o aproveitamento efetivo dos extraordinários volumes já descobertos. Isso passa fundamentalmente pela aprovação do substitutivo do Projeto de Lei 6.407/2013, que reforma a Lei do Gás, bem como pelo equacionamento de questões como a definição de instrumentos visando a garantia de suprimento e previsibilidade para acesso efetivo aos sistemas de transporte.

Respeitadas todas essas condições, há fundamentos sólidos para que, uma vez vencida a atual crise, sejam desenvolvidas soluções para expandir a disponibilidade de GLP no país a médio e longo prazos com ganhos materiais a toda a sociedade.

* João Vitor Velhos é gerente técnico da Gas Energy. 

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Segundo estudo da Gas Energy, o pré-sal tem potencial para quadruplicar a oferta do insumo – considerado item de segurança energética – nos próximos dez anos.

Por Juliana Estigarribia

SÃO PAULO, 16/06/2020 – Considerado um item de segurança energética, o gás liquefeito de petróleo (GLP), conhecido popularmente como gás de cozinha, frequentemente fica em evidência: quando o preço ao consumidor sobe ou se há algum risco de desabastecimento.

Recentemente, o tema veio à tona com a declaração do presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, que alertou para o risco de desabastecimento de gás de cozinha caso houvesse aumento de imposto sobre a gasolina, um pleito do setor de etanol em meio à queda do consumo ocasionada pela pandemia do novo coronavírus.

Se a estatal reduz os volumes do combustível, também diminui o escoamento de GLP, porque ambos estão na mesma fase de produção.

O mercado doméstico depende de importações para atender a sua demanda, mas o pré-sal pode tornar o Brasil autossuficiente no insumo pelos próximos dez anos, segundo estudo da consultoria Gas Energy. No entanto, a expansão da infraestrutura do setor é o principal desafio para atingir esse objetivo.

O GLP tem um peso social muito grande no Brasil: cerca de 75% do consumo vem de residências. Atualmente, a produção é concentrada na Petrobras, que fabrica o insumo em suas refinarias.

“Com os desinvestimentos de algumas das refinarias da Petrobras, o GLP pode até perder espaço, a depender da estratégia a ser adotada pelos novos operadores”, afirma Rivaldo Moreira Neto, presidente da Gas Energy.

Atualmente, as refinarias da estatal respondem por cerca de 3,7 milhões de toneladas/ano de produção do GLP e, a importação, por 2,5 milhões de toneladas. Com a expansão da produção no pré-sal, o país tem potencial para atingir 10 milhões de toneladas em 2030, o suficiente para atender a todo o consumo nacional, que é de aproximadamente 7 milhões de toneladas por ano.

Neto explica que, historicamente, o gás natural produzido no Brasil era “pobre” em substâncias que compõem o GLP: propano e butano. Mas o gás do pré-sal é rico nessas substâncias, o que favorece a produção local do gás de cozinha.

Para elevar a oferta de GLP, entretanto, as operadoras dos campos do pré-sal precisariam levantar unidades de processamento de gás natural (UPGNs), cujos investimentos são muito altos. O gás extraído em alto-mar é trazido por meio de uma estrutura própria para a costa, onde é processado.

Além disso, as empresas também demandam mais clareza acerca da regulação do setor para distribuição de gás, que hoje é concentrada majoritariamente na Petrobras. Neto acrescenta que, historicamente, houve dúvidas sobre a ingerência do governo sobre os preços do GLP, por se tratar de um item de segurança energética.

“O maior desafio para expandir a oferta a partir do pré-sal é contratar demanda em volume e prazo suficiente para justificar um investimento que de fato é alto para levar o gás até a costa”, diz Neto.

OPORTUNIDADES X RISCOS

Com a venda de refinarias da Petrobras, há dúvidas sobre a garantia de oferta de GLP no mercado nacional. Neste sentido, o investimento em infraestrutura de escoamento do gás do pré-sal é de suma importância.

A produção no pré-sal vem acompanhada de um grande volume de gás associado e as operadoras não têm conseguido reinjetar todo o insumo, uma vez que não há infraestrutura suficiente para dar vazão à enorme quantidade de gás.

“Em última instância, se não há como escoar o gás, a produção de petróleo também pode ficar comprometida”, diz Neto.

Por outro lado, se houver uma expansão da oferta de GLP, o Brasil pode até exportar o insumo. Hoje, o mercado global é liderado pelos Estados Unidos e pelo Catar.

As projeções levam em conta principalmente os campos já em desenvolvimento, além de áreas em exploração no pré-sal já arrematadas nos leilões conduzidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

“Garantindo segurança energética, o país pode sair da condição de importador para exportador de GLP”, pondera Neto.

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RIO DE JANEIRO, 30/05/2020 – Prestes a completar um ano do lançamento do programa Novo Mercado de Gás, o Brasil ainda espera que os efeitos da abertura do setor sejam sentidos de fato. A redução significativa do preço de gás “em até 40%”, conforme prometido pelo ministro da Economia, Paulo Guedes, ainda está longe de acontecer. Apesar dos avanços, há entraves políticos e regulatórios que impedem um aumento significativo da oferta do energético.
Um dos fronts de batalha é o Congresso Nacional, onde o governo tenta articular sua base parlamentar para a aprovação do PL 6407/2013, conhecido como Lei do Gás. O projeto estabelece, por exemplo, a possibilidade de as empresas atuarem no mercado de gás via autorização da ANP, sem necessidade de concessão.
Essa medida é considerada fundamental para impulsionar investimentos em infraestrutura, como a construção de gasodutos de escoamento – objeto de estudo lançado recentemente pelo BNDES, que propõe a criação e uma a criação de uma sociedade de propósito específico (SPE), para operar as linhas.
O governo está otimista com a aprovação do Congresso e tenta negociar a implantação de um regime único de concessão para licitação de blocos exploratórios, a fim de atrair mais competitividade para o setor de óleo e gás. Em paralelo, o BNDES
Mas há quem veja incertezas no cenário. Para Edmar Almeida, professor do Instituto de Energia da PUC-Rio, o governo federal perdeu o controle da agenda no Legislativo em função da crise, o que torna difícil prever o rumo da tramitação da Lei do Gás.
Nesse caso, pode pesar mais a pressão da cadeia produtiva e, eventualmente, dos estados, interessados em destravar o setor. “Normalmente, uma lei com características extremamente técnicas, como essa, dependeria muito de articulação das lideranças”, frisa Oliveira. “Mas a aprovação não é impossível, há muito interesse nisso”.
Outro elemento fundamental para o avanço da abertura no mercado de gás é o desinvestimento da Petrobras nos ativos de infraestrutura do setor, como parte do Termo de Compromisso de Cessação (TCC) firmado entre a empresa e o Cade. Segundo o presidente da companhia, Roberto Castello Branco, a pandemia do novo coronavírus não será um empecilho para as vendas. “O plano se mantém intacto. Não houve manifestação de desistência por qualquer dos ativos do plano”, afirmou o executivo, em entrevista coletiva no último dia 15 de maio.
A Petrobras vem antecipando algumas das medidas do TCC, como o início do processo arrendamento do Terminal de Regaseificação da Bahia, no final do ano passado. A empresa deu ainda partida na fase vinculante da venda dos 10% remanescentes de participação na transportadora TAG e da fatia restante na NTS, que se encontra em fase não-vinculante.
Outro passo importante foi o anúncio da venda da participação de 51% na Gaspetro, também em fase não vinculante. O processo, no entanto, foi suspenso por uma liminar concedida ao governo da Bahia, que alegou não ter sido informado sobre o modelo do negócio e quanto à governança da Bahiagás – controlada pela Gaspetro – pelo Grupo Mitsui e pelo próprio governo baiano.
Há ainda pontos sensíveis que precisam ser desatados na regulação para que a abertura avance. Para Lívia Amorim, sócia da Souto Correa Advogados, é preciso regulamentar o acesso dos novos ofertantes à infraestrutura de UPGNs e malhas de transporte, assim como a interconexão entre os gasodutos. Isso daria flexibilidade para que haja concorrência de fato, com a realização de chamadas públicas conjuntas para contratação de capacidade nas redes da TBG, da NTS e da TAG. “Acho pouco provável que isso aconteça em 2020, mas podemos aproveitar esse tempo para acelerar o processo”, diz.
No último dia 27, a Petrobras anunciou os procedimentos para dar acesso aos demais produtores de gás natural no Brasil às suas UPGNs. Com a medida, os produtores de gás natural não precisarão, necessariamente, vender o gás à estatal, podendo contratar parte da capacidade de processamento da petroleira e seguir como proprietários do gás produzido e de todos os seus derivados, possibilitando que negociem diretamente seus produtos com o mercado.
Rivaldo Moreira Neto, CEO da consultoria Gas Energy, pontua que é preciso regulamentar a figura do fornecedor de última instância para que as expectativas se concretizem. “A única empresa que poderia fazer esse papel na transição é a Petrobras, e isso precisa ser discutido, para oferecer segurança de fornecimento aos consumidores industriais”, explica.
Para ele, apesar do avanço desigual, as regulamentações estaduais caminham na direção de um mercado mais aberto. “E os principais mercados consumidores, no Sudeste, já possuem regras avançadas”, afirma.
Quanto à resistência das distribuidoras de gás canalizado, ele acredita que acabarão sendo vencidas pelo benefício concreto de um mercado mais sólido. “O by-pass não é uma ameaça real, não vai ser a regra. E a presença de consumidores livres reduz o risco das distribuidoras na prática.”

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Quase um ano após o lançamento do programa Novo Mercado de Gás, indústria ainda está longe do choque de energia barata prometido pelo governo

Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 28/05/2020 – Quase um ano após o lançamento do programa Novo Mercado de Gás, com as bases para a abertura do setor de gás natural, a indústria ainda está longe do choque de energia barata prometido pelo governo. A equipe econômica, porém, deposita a fichas no gás para atrair os investimentos necessários para a recuperação da economia. E o Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) quer, nesse sentido, se posicionar como articulador, entre os agentes da iniciativa privada, para destravar o mercado.
Na tentativa de construir uma agenda para a retomada econômica, no contexto da pandemia, o ministro da Economia, Paulo Guedes, e o presidente do BNDES, Gustavo Montezano, se reúnem na sexta-feira com agentes do setor, como Petrobras, Shell e Equinor, e o Ministério de Minas e Energia, para discutir formas de atrair os investimentos que ainda não aconteceram no primeiro ano do programa.
O diretor de infraestrutura do BNDES, Fábio Abrahão, explica que, num mercado já consolidado, oferta e demanda se casam naturalmente, mas que, no caso do setor de gás, há um mercado ainda nascente que precisa de um articulador. E destacou que o banco assumirá essa missão.
O BNDES divulgou nesta semana um relatório com uma série de sugestões para desenvolvimento do mercado. A ideia é que, até julho, a instituição apresente um plano de ação para destravar o setor.
Uma das principais preocupações do banco está na expansão da malha de gasodutos marítimos de escoamento. A expectativa é que a infraestrutura atual fique estrangulada a partir de 2025, o que demanda investimentos urgentes.
“Estamos entrando para suprir essa lacuna [de articulação]. Temos a experiência de lidar com informações altamente sensíveis das empresas e somos um agente neutro. Estamos conversando de um lado com as produtoras de gás do pré-sal e, de outro, com indústrias internacionais que têm interesse em vir para o Brasil, para ver se conseguimos fazer o encontro entre a oferta e demanda e para que em 2021 tenhamos decisões concretas de viabilização de projetos”, disse Abrahão ao Valor.
O banco sugere a criação de uma sociedade de propósito específico para operação da malha de gasodutos de escoamento. Hoje, a infraestrutura é operada pela Petrobras. A proposta do banco é criar um sistema compartilhado entre as produtoras de óleo e gás.
O ideal, na visão do BNDES, é que a malha seja assumida por uma operadora independente. O banco se propõe a criar uma linha de financiamento para o segmento, mas pontua que debêntures incentivadas de infraestrutura também poderiam suprir a demanda. “Não acreditamos que recursos serão o gargalo”, afirmou Abrahão.
Na distribuição, o BNDES defende a privatização das concessões estaduais. A ideia é atrelar a chegada de novos investidores a um novo contrato de concessão, mais moderno, com regras tarifárias justas e metas de investimento.
Já do lado da demanda, Abrahão destaca que o banco se coloca como financiador de projetos. E cita o exemplo do potencial de massificação do uso do gás em veículos pesados, como ônibus no transporte urbano e caminhões no escoamento da produção agrícola.
O Novo Mercado de Gás foi lançado em julho de 2019, com a promessa de reduzir pela metade o preço do gás em dois anos. Havia uma expectativa otimista de que a chamada pública para contratação da capacidade do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) fosse atrair novos agentes, mas, num primeiro momento a Petrobras se manteve como única supridora — embora, no contexto da abertura, as distribuidoras tenham conseguido renovar seus contratos com a estatal com um corte de 10% nos preços.
A Petrobras funciona, hoje, como principal motor da abertura. A empresa se comprometeu com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) a reduzir sua participação no mercado e, desde 2019, colocou à venda a Gaspetro; abriu capacidade do Gasbol para terceiros; e iniciou a abertura das suas unidades de processamento, por exemplo. As medidas, contudo, ainda não foram suficientes.
O diretor-executivo da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, acredita que, mesmo com a crise, os fundamentos da abertura ainda são sólidos, mas que o governo precisa solucionar dois pontos para que investidores se sintam confortáveis: traçar um cronograma, com previsibilidade, para as chamadas para contratação da capacidade dos gasodutos; e regulamentar a figura do supridor de última instância — responsável por garantir, de forma remunerada, a oferta aos consumidores cujos fornecedores falhem na entrega.
“Governo não assina contrato. Ainda temos pontos que impedem ambos os lados [produtor e consumidor] de tomar risco”, comentou nesta semana em evento on-line.

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