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Aprovada em abril pelo legislativo estadual, a reforma do marco legal do setor foi vetada pelo governo de Wilson Lima; TCE-AM questionou o veto

Por Letícia Fucuchima

SÃO PAULO, 19/05/2020 – A abertura do mercado de gás natural no Amazonas se tornou palco de um embate entre o governador Wilson Lima (PSC) e o Tribunal de Contas do estado (TCE-AM). Aprovada em abril pelo legislativo estadual, a reforma do marco legal do setor, alinhada à proposta do programa federal “Novo Mercado de Gás”, foi vetada pelo executivo amazonense em meio ao andamento de uma consulta pública instaurada pela Corte de Contas sobre o assunto.

O governo de Wilson Lima viu inconstitucionalidade em alguns pontos do projeto de lei estadual nº 153/2020, que disciplina a prestação do serviço de distribuição de gás canalizado sob regime de concessão, a comercialização e as condições para enquadramento de consumidores livres, autoprodutores e autoimportadores.

Uma das queixas é a de que, durante a tramitação do PL, não houve espaço para manifestação do estado, da agência reguladora Arsepam e da concessionária de distribuição Cigás. Além disso, o executivo considera que o texto interfere na estrutura administrativa e dispõe sobre matéria orçamentária e outros temas que dizem respeito à organização administrativa. A visão é similar à da Abegás (associação das distribuidoras de gás canalizado), que se posicionou contra o PL e pediu o veto do governador.

O assunto do gás chegou ao TCE-AM por causa de outras movimentações além do próprio PL. Segundo o conselheiro Ari Moutinho Júnior, a decisão de iniciar uma consulta pública para discutir a abertura do mercado foi respaldada por uma denúncia da Arsepam sobre irregularidades na Cigás, que pertence ao estado e à Manaus Gás, ligada a empresas de Carlos Suárez, da OAS.

Também chamou a atenção da Corte de Contas para o setor uma representação formulada pelo deputado estadual Wilker Barreto (Podemos), alegando possíveis ilegalidades na isenção tributária concedida pelo governo à Eneva, que explora o Campo de Azulão (AM). De acordo com a denúncia, os benefícios fiscais, regulamentados no decreto estadual nº 40.709/2019, trariam prejuízos aos cofres públicos com a queda do repasse de ICMS.

O TCE-AM declarou apoio ao PL do gás, defendendo que o texto ampliará a concorrência na comercialização do produto, aumentará a competitividade do estado, tornando-o mais atrativo a investimentos, e tem potencial para reduzir os preços aos consumidores. O órgão destacou ainda que o PL recebeu apoio de empresas e entidades relevantes do setor que participaram da consulta pública, como a BR Distribuidora e o Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura (CERI) da FGV.

Procurado, o governo do Amazonas afirmou que o PL “não estabelecia uma nova diretriz para o setor” de gás natural, e que, sob a ótica tributária, o texto reproduz os pontos principais do decreto nº 40.709, inclusive por meio de transcrição. O executivo ressaltou ainda que uma comissão especial trabalha na definição de uma nova política estadual para gás e que o decreto, precedido de um estudo técnico detalhado, não acarretou qualquer prejuízo ao erário.

O caso do Amazonas expõe dificuldades do processo de abertura do mercado de gás, que, embora tenha tido impulso na esfera federal, pode sofrer resistências no âmbito estadual, avalia Rômulo Mariani, do Baraldi Mariani Advogados. Para ele, a descentralização da regulamentação da figura do “consumidor livre” é um gargalo para avanços mais céleres.

Para o diretor-executivo da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, o desenvolvimento do mercado livre de gás nos estados não tem sido homogêneo, mas as movimentações revelam uma consciência crescente. Ele destaca Rio de Janeiro, Sergipe e Bahia como estados que têm se empenhado na modernização da regras do setor. “No caso do Amazonas, haverá a discussão de qual caminho tomar para a revisão [do marco]. O governador optou pelo veto ao PL, mas a discussão não morreu. Até porque está muito claro que o caminho deve ser o da modernização dos marcos legais“.

No âmbito federal, o executivo diz que as bases para o “Novo Mercado de Gás” já estão bem fundamentadas. “Por este viés, vemos a abertura do mercado muito forte, resistindo ao contexto de crise. A Petrobras continua fazendo desinvestimentos e cumprindo com o que foi acordado no Termo de Cessação de Conduta (TCC) celebrado junto ao Cade [Conselho Administrativo de Defesa Econômica]”.

“A disputa do gás exemplifica a disputa do Brasil que seremos, competitivo, aberto, que valoriza a eficiência, ou um país cartorial”, afirma Paulo Pedrosa, presidente da Abrace, associação que reúne empresas responsáveis por quase 40% do consumo industrial de eletricidade e 42% do consumo industrial de gás natural.

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Por Rivaldo Moreira Neto*

SÃO PAULO, 11/05/2020 – A crise provocada pela Covid-19 e suas implicações não têm qualquer paralelo na história recente. Para o setor de óleo e gás, o freio brutal da atividade econômica somado à queda vertiginosa nos preços do petróleo estabeleceu uma nova dinâmica, exigindo a reorganização de prioridades. Quando o foco é lançado sobre a abertura do mercado de gás natural no Brasil, a nova realidade também se impõe, trazendo incertezas que provocam, naturalmente, dúvidas sobre sua continuidade.

A demanda de gás dos grandes consumidores industriais pode sofrer redução estrutural, dependendo da extensão da crise. Em paralelo, novos projetos termelétricos são adiados, na medida em que não há previsão de retomada dos leilões de energia. Tais condições preocupam, dado que esses segmentos de consumo são elementos de base para a viabilização de nova oferta de gás – principalmente do pré-sal, que é chave para consolidar a abertura.

Por outro lado, os fundamentos para a abertura do mercado – viabilizados pelo Termo de Compromisso de Cessação (TCC) da Petrobras e Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) – permanecem sólidos. Ainda que o programa de desinvestimentos da estatal sofra uma pausa em razão da volatilidade nos mercados provocada pela crise – que dissolve referências relevantes para qualquer transação de compra e venda de ativos –, o ambiente de negócios de gás já se transformou. Há disponibilidade de gás nacional que não deverá encontrar na Petrobras destino comercial, ao mesmo tempo em que há indicação de abertura de espaço nos gasodutos de transporte dos sistemas Sudeste e Nordeste em questão de meses. O TCC também reforçou as diretrizes para o acesso de terceiros às rotas offshore existentes e plantas de processamento, além da cessão de terminal de gás natural liquefeito (GNL) da estatal para operação privada, num momento de grande liquidez e preços baixos no mercado internacional.

Antes da crise, o fechamento de contratos de suprimento entre agentes privados –  com ganhos de competitividade para os usuários – era impedido, em essência, por duas incertezas: a falta de previsibilidade quanto à realização das chamadas públicas para acesso efetivo às malhas de transporte no Sudeste e no Nordeste; e a ausência de instrumentos que permitam aos produtores e comercializadores privados garantir o chamado suprimento de última instância. A dúvida e a indeterminação seguem presentes no atual cenário.

O primeiro ponto depende de uma melhor comunicação do regulador e dos transportadores com o mercado. Indicar uma data-objetivo para a realização das chamadas e dar clareza quanto aos desafios que ainda impedem sua realização são sinalizações que trazem transparência ao trabalho que já vendo sendo feito.

Ademais, instrumentos que permitam aos agentes privados garantir o suprimento permanecem de extrema importância e sua ausência precisa ser endereçada. O fato é que apenas a Petrobras tem essa capacidade hoje, e a história tem vários exemplos para oferecer quanto à sua competência para garantir o atendimento dos seus contratos mesmo em situações adversas.

A saída esperada pelo mercado era que o TCC estabelecesse alguma determinação nesse sentido. Como isso não ocorreu, essa solução pode e deve ser estruturada de forma privada: num primeiro estágio, a Petrobras, praticando preços que entenda justos, poderia oferecer uma espécie de contrato com característica de “cheque especial”, cujo acionamento seria decidido pelo agente contratante em caso de necessidade. Assim como no sistema bancário, os custos seriam mais altos que o suprimento regular, e os produtos poderiam variar conforme a região de atendimento, prazos para a entrega e volumes envolvidos. À medida que terminais privados de GNL, como de Sergipe e do Rio de Janeiro, se conectem à rede de gasodutos, poderiam passar a competir com a estatal na oferta desses produtos.

Essa transição é essencial para que o mercado decole e a Petrobras é, com o portfólio que ainda controla, o elemento de partida. Trata-se de saída imprescindível para que o programa Novo Mercado de Gás, que já muito transformou em termos de expectativas e engajamento, entregue o resultado esperado: o choque de energia barata. E não se pode perder a janela de oportunidade criada pelo TCC e reforçada pela crise econômica que aprofunda a busca, tanto da oferta como da demanda, por saídas competitivas via mercado.

Em termos de oferta, por sua vez, apesar da redução abrupta dos preços do petróleo, os campos do pré-sal são em sua maioria competitivos e resilientes num contexto de preços baixos, além de ocuparem espaço central no portfólio das empresas produtoras globalmente. Ainda que com ajustes, projetos considerados essenciais para a elevação da oferta nos próximos anos tendem a ser mantidos. Entretanto, a mera produção não garante sua disponibilidade ao mercado. Daí a relevância da comunicação acurada do regulador e dos mecanismos de gestão do risco do suprimento para que o engajamento entre mercado consumidor e ofertantes seja aproveitado.

Ademais, ainda que o caminho da regulação acerca do mercado livre de gás natural esteja sendo pavimentado nas diferentes regiões do Brasil, estados-chave já fizeram movimentos que oferecem condições suficientes para ao menos não se apresentarem como empecilhos para a concretização dos primeiros negócios entre agentes privados.

É inegável a relevância dos desafios impostos pela pandemia. Mas, ao menos em seu microambiente, o gás natural poderá injetar ânimo para a retomada dos investimentos quando a crise sanitária passar. As condições estruturantes já foram lançadas, deixando pouco espaço para retrocessos, as barreiras são conhecidas e seu encaminhamento é possível. Proporcionar condições para que as negociações se concretizem, seja para consumos existentes ou futuros, permitirá que a cadeia do setor contribua de forma decisiva para a recuperação mais acelerada da economia e dos empregos.

* Rivaldo Moreira Neto é CEO da Gas Energy.

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O desempenho da petroleira – de porte muito menor do que concorrentes como a Petrobras – vem agradando mesmo diante da crise do setor

Por Juliana Estigarribia

SÃO PAULO, 08/05/2020 – A indústria petrolífera está vivendo uma das maiores crises de sua história, diante da queda do consumo e dos problemas para reduzir o excesso de oferta global. Ainda assim, o mercado se mantém otimista em relação à PetroRio, petroleira de pequeno porte que vem apresentando bons resultados.

A companhia reportou nesta semana aumento da produção diária total em abril, mesmo em um cenário de pandemia do novo coronavírus e consequente redução drástica do consumo global.

Listada na bolsa brasileira B3, a PetroRio tem porte consideravelmente menor do que as grandes petroleiras – também conhecidas como majors do setor. Enquanto a Petrobras produz cerca de 2,9 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), o volume da PetroRio é de pouco mais de 24 mil boed.

Guardadas as devidas proporções, a PetroRio tem agradado, até o momento, pelos resultados que vem entregando. “A empresa tem uma posição estável, com alavancagem controlada e principalmente um baixo custo de extração”, afirma Henrique Esteter, analista da Guide Investimentos.

Segundo último comunicado da PetroRio, seu custo de extração médio gira em torno de 18 dólares por barril. Este valor se assemelha à média registrada em grandes países produtores, como a Rússia, por exemplo, e está bem abaixo do shale gas americano – que supera 40 dólares.

Se adicionados os custos com royalties, operações e os descontos de mercado, o ponto de equilíbrio de produção (breakeven) da PetroRio fica em cerca de 24 dólares. A Petrobras trabalha com um breakeven de 21 dólares no pré-sal.

A estratégia da PetroRio tem sido a aquisição de campos maduros de grandes operadoras, como a Chevron e a Petrobras. Como a produção desses ativos já está em curso, mas com um declínio da curva, o trabalho do novo dono é aumentar o fator de recuperação das reservas – o que não é necessariamente fácil, mas exige muito menos recursos.

“A PetroRio tem sido bem-sucedida por isso. Exceto no curto prazo, em que a volatilidade dos preços deve ser muito grande, estamos otimistas com o futuro da empresa, porque o equilíbrio entre oferta e demanda de petróleo vai voltar eventualmente”, avalia Bruce Barbosa, sócio-fundador da Nord Research.

Ele acrescenta que o petróleo a 30 dólares exige cautela da companhia. “A PetroRio era a melhor empresa da B3 quando o barril estava a 60 dólares. Hoje, eles têm que segurar o caixa.”

Segundo Renato Mimica, diretor da EXAME Research, os preços do petróleo vêm apresentando certa recuperação nos últimos dias, especialmente nos contratos mais curtos, resultado do anúncio de flexibilização das medidas de isolamento social por algumas economias globais.

“Se não houver um agravamento da pandemia, a recuperação de preços pode persistir”, afirma Mimica.

Desinvestimentos da Petrobras

O horizonte positivo para a PetroRio também está ligado, em parte, ao programa de desinvestimentos da Petrobras. A estatal pretende se desfazer de ativos que não considera estratégicos e os campos maduros estão nessa lista.

Para Rivaldo Moreira Neto, presidente da Gas Energy consultoria, o momento é difícil para qualquer petroleira, mas os desinvestimentos da Petrobras são boas alternativas para empresas que pretendem crescer. “Existem fundamentos fortes no setor. A venda de ativos da Petrobras é uma oportunidade única para aumento de portfólio e da produção.”

Segundo o especialista, enquanto o foco das majors está nos grandes campos, as petroleiras de menor porte podem aproveitar para avançar em ativos menores.

“Se o petróleo retorna a 40 dólares, o ambiente se torna perfeito para a PetroRio comprar ativos, aumentar a produção e reduzir custos”, diz Barbosa.

Embora Roberto Castello Branco, presidente da Petrobras, tenha afirmado publicamente que não vai vender ativos “a qualquer preço”, mesmo diante da pandemia, em tempos de crise as negociações tendem a se tornar mais acirradas.

“O momento agora é mais desafiador. Certamente o valor da negociação vai depender do cenário econômico, mas eu não descartaria a venda desses ativos”, diz Moreira Neto.

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Estatal se esforça para preservar a produção do pré-sal, cujos campos são mais competitivos para enfrentar a atual crise
Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 27/04/2020 – Diante da deterioração do consumo de gás natural, em meio à crise econômica, a Petrobras declarou motivo de força maior para reduzir as importações de gás boliviano para volumes abaixo dos compromissos mínimos assumidos em contrato. Com a queda da demanda, a estatal brasileira tem descumprido também acordos para compra de gás de sócios e recorrido a cortes nas compras de gás natural liquefeito (GNL). Por outro lado, a empresa se esforça para preservar a produção do pré-sal, cujos campos são mais competitivos para enfrentar a atual crise do setor, segundo consultorias.
Em março, Petrobras e a boliviana YPFB fecharam um aditivo para extensão do contrato de importação de gás do país vizinho. A petroleira brasileira se comprometeu, na ocasião, a retirar entre 14 milhões e 20 milhões de metros cúbicos diários (m3 /dia), mas, segundo a YPFB, a Petrobras tem retirado cerca de 10 milhões de m3 /dia.
Em nota vinculada na agência estatal de informações da Bolívia, a ABI, o presidente da YPFB, Herland Soliz, disse que a “entende a questão de força maior”, mas cobra negociação com a Petrobras sobre como o descumprimento do contrato pode ser compensado. A companhia boliviana alega que a redução da produção local pode trazer “danos técnicos aos reservatórios”.
Ao declarar motivo de força maior, a Petrobras repete a mesma estratégia adotada junto aos seus sócios no campo de Manati, na Bahia. Em meio à crise, a estatal também notificou a Enauta, PetroRio e a Geopark sobre o corte, para abaixo dos volumes mínimos fixados em contrato, da compra de gás de suas parceiras no ativo.
A Petrobras defende que, tanto na relação com a Bolívia quanto em Manati, “atua em conformidade com as condições contratuais”. “A invocação de ocorrência de um evento de força maior pelos agentes afetados pela pandemia decorre de um direito legal e contratual quando caracterizado um evento imprevisível e que impeça o cumprimento regular das obrigações originalmente estabelecidas”.
A estatal informou ainda que vem adotando outras “medidas excepcionais” para mitigar o risco de desbalanceamento entre oferta e demanda. Uma das opções foi revender, no mercado internacional, as cargas de GNL já adquiridas, previstas para serem entregues em abril e maio na Bahia e Ceará.
A Wood Mackenzie estima que, na primeira quinzena de abril, o consumo de gás, no país, já era 17% menor que o de março e 28% inferior a fevereiro. Segundo a consultoria, a Petrobras tem optado por cortar campos de gás e importações. A expectativa da Wood Mackenzie é que as compras de GNL sejam suspensas até agosto.
A Petrobras tem tentado preservar o pré-sal porque o gás produzido na região é associado ao petróleo. Se interromper a operação desses campos, a produção de óleo também é afetada. “Ela está priorizando o pré-sal porque é um petróleo muito competitivo, que o mundo continua comprando, por causa do seu baixo teor de enxofre”, explica o diretor-executivo da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto.
O chefe da Wood Mackenzie no Brasil, Pedro Camarota, destaca que a crise atual deixa lições para a abertura em curso do mercado brasileiro de gás, dentre elas a necessidade de avanços regulatórios para gerenciar situações extremas de excesso de oferta ou de escassez. “Como ator integrado, a Petrobras sempre atuou para garantir a segurança do sistema. Não havendo ela como agente dominante, o risco para a cadeia seria alto em situações de desequilíbrio”, afirma.
Ele defende a regulamentação da figura do supridor de última instância – responsável por garantir a oferta a consumidores que por algum motivo não conseguirem ser supridos por um dos agentes do mercado livre. “Falta também uma definição mais clara sobre como se dará a interconexão com o sistema elétrico”, disse o chefe dos mercados de gás da Wood Mackenzie na América do Sul, Mauro Chavez.

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Paralisia atual não tira otimismo sobre projetos futuros que devem criar novo ciclo para o gás natural

Por Roberto Rockmann

SÃO PAULO, 27/04/2020 – Um copo vazio no curto prazo e um copo cheio no longo prazo. Esta é a imagem que ilustra a perspectiva do segmento de usinas termelétricas a gás natural. Os leilões A-4 e A-5 marcados para 30 de abril foram adiados pelo governo federal diante da pandemia do novo coronavírus, que criou interrogações sobre a extensão da crise econômica, da paralisa das atividades e da demanda no setor, assim como de outros fatores como câmbio, quedas no preço do petróleo e questões regulatórias no mercado livre. Até que essas incertezas se dissipem o setor deve continuar de lado em relação a novos projetos.
Os leilões, marcados para abril, teriam como principal demanda a substituição de cerca de 3 GW de usinas térmicas a óleo diesel contratadas em 2005 e com alto custo de geração, superior a R$ 1 mil o MWh em alguns casos. A ideia era substituir por projetos a gás natural, menos poluentes e com custo de cerca de R$ 300. Estudo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) aponta que a entrada de usinas mais eficientes poderia contribuir com uma queda de até 30% do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), destaca o presidente da CCEE, Rui Altieri. “Os leilões são de contratação de médio e longo prazos, não é para energia de amanhã.”

“Haverá essa substituição, mas outro elemento fundamental é a demanda, que ainda não sabemos como ficará no curto e médio prazos porque a extensão e a duração da crise ainda são desconhecidas. E como temos tido a migração forte para o mercado livre, então são forças que atuam em direções opostas”, afirma o presidente da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto. “A volatilidade e a aversão ao risco são variáveis que os investidores analisam para entrar em projetos de 15 anos, 25 anos, diz Gabriel Canuto, gerente de vendas da área de Large Gas Solutions da Siemens no Brasil.
Este conjunto de incertezas tem reflexo não apenas sobre o apetite dos investidores, mas também sobre o crédito de projetos. As instituições financeiras ficarão mais cautelosas. “Nossos projetos já estão estruturados, nosso portfólio foi montado, mas essa incerteza grande poderá trazer desafios para o mercado no futuro, porque o mercado está fechado e as análises devem levar mais tempo”, afirma Eduardo Antonello, presidente da Golar, uma das principais empresas globais de logística de gás natural liquefeito.
No médio e longo prazos, as perspectivas são positivas. Há uma mudança estrutural em curso na matriz elétrica. O avanço de fontes intermitentes e a construção de usinas hidrelétricas a fio d’água, sem grandes reservatórios para acúmulo nos períodos de seca, aumentam a importância de térmicas operando na base. Este é um alerta que vem sendo continuamente informado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
“Vemos um novo ciclo de gás natural pro conta da mudança da matriz e pelo gás do pré-sal”, destaca Canuto. Para desenvolver projetos, a Siemens pode investir em participação minoritária ou participar via fundo de desenvolvimento nas fases iniciais do projeto. No porto do Açu, é sócia da Prumo no projeto da termelétrica que terá cerca de 1,3 gigawatt (GW) de potência e vai movimentar a indústria de gás natural liquefeito (GNL) no país.
Tem havido a procura por desenvolvimento de projetos que usam as térmicas como âncoras e criam clusters térmicos, em que se combinam terminais de GNL, térmicas e indústrias. Em Sergipe, está um dos maiores exemplos. Um terminal de regaseificação de GNL foi criado e tem como um de seus principais projetos uma térmica de 1,5 GW de capacidade, a maior da América Latina, segundo o secretário de Energia do Estado, José Augusto Carvalho.
Com capacidade ociosa de dois terços da capacidade do projeto em Sergipe, a Golar tem buscado aumentar a demanda. A principal frente de esforço é trabalhar na conexão com a Transportadora Associada de Gás (TAG), rede de gasodutos do Norte e Nordeste, vendida pela Petrobras a um consórcio liderado pela Engie. A rede tem 4,5 mil quilômetros de gasodutos, 91 pontos de entrega, 12 estações de compressão e grande parte da capacidade instalada contratada pela Petrobras. “Mas há pendências regulatórias e operacionais a serem resolvidas”, afirma Antonello, presidente da Golar.
Há algumas incertezas hoje referentes à posição da Petrobras, que deixará de ser supridora em última instância. “Agora como ficará? Quem será o supridor? Quem será o estoquista desse gás? Como será o acesso aos gasodutos e aos terminais que a Petrobras está vendendo? Falta ainda a definição desses pontos”, observa o secretário de infraestrutura da Bahia, Marcus Cavalcanti. O Estado é um dos cinco maiores consumidores de gás do país e também vê potencial na atração de investimentos na Bahia.
O uso mais intenso das térmicas a gás natural terá impacto ambiental. O cenário futuro é de conflitos entre o setor elétrico e o de recursos hídricos. O avanço do pré-sal irá posicionar o país como um dos maiores produtores de óleo e gás e diversificar a matriz elétrica com investimentos bilionários em usinas termelétricas. Cerca de 90% da água represada em reservatórios no país é direcionada ao setor de energia, o que o torna parte da solução e do problema, aponta Oscar Cordeiro Netto, diretor da Agência Nacional de Águas (ANA).
A demanda deverá ser crescente principalmente com o avanço das usinas termelétricas a gás natural grandes consumidoras de água no processo de produção de energia. “O desafio futuro será gerenciar o uso múltiplo da água crescente, exigindo maior transparência, além de uma visão ampla sobre o tema, como a precificação da água para cada setor.”
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O presidente da estatal, Roberto Castello Branco, disse que elevar o imposto sobre a gasolina pode resultar em falta de oferta de GLP (gás de botijão)
Por Juliana Estigarribia
SÃO PAULO, 20/04/2020 – O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, disse que há risco de desabastecimento de GLP (usado na produção do gás de cozinha) caso haja elevação do imposto sobre a gasolina para salvar a indústria do etanol. O que fica pouco claro na afirmação do executivo são as dificuldades no segmento de GLP no Brasil e os problemas relacionados à oferta exclusiva do insumo pela estatal.
A União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica) divulgou, no final da semana passada, carta pedindo apoio ao governo para evitar um “colapso” do setor sucroenergético, diante da forte queda dos preços do petróleo no mercado internacional, o que torna a gasolina mais competitiva nos postos de combustíveis. Um dos pleitos da Unica é elevar a Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Cide) da gasolina, paga por litro.
Castello Branco afirmou que elevar a Cide sobre a gasolina levaria à diminuição da demanda, o que obrigaria a companhia a ajustar a oferta. O problema é que o GLP (gás liquefeito de petróleo) entra na mesma fase de produção da gasolina, por esse motivo, quando o volume de um é reduzido, o do outro também é.
Além disso, o executivo destacou que, em um cenário hipotético de aumento da importação, “não há infraestrutura de distribuição no país”, porque principalmente os portos não estariam preparados para esse incremento.
Como o segmento de GLP não é considerado core business (negócio natural) da Petrobras, não há interesse por parte da companhia de investir em ampliação da infraestrutura de abastecimento no país, pois seria muito custoso e com baixo retorno dentro de sua estratégia.
E no Brasil, a oferta de GLP é restrita à Petrobras, em um histórico de monopólio da companhia no segmento, que nunca foi quebrado. Neste sentido, o consumidor é completamente dependente não só da produção da estatal, como de suas políticas de oferta e de preços.
PRÉ-SAL
O aumento exponencial da produção de gás associado ao petróleo na camada pré-sal é importante, porque eleva ainda mais a oferta local dos gases butano e propano, principais componentes do GLP. Em tese, esta é uma boa notícia para o consumidor, que dificilmente sofreria por falta de oferta local de gás de cozinha.
Essa dinâmica seria verdadeira se o mercado de gás no Brasil não apresentasse alguns gargalos significativos. O principal deles é a falta de capacidade de distribuição no país, uma vez que a Petrobras ainda tem quase que a totalidade do transporte do insumo localmente – embora a empresa tenha iniciado um movimento de venda das suas malhas de gasodutos.
Segundo apurou a reportagem da EXAME, muitas vezes as petroleiras que atuam no pré-sal precisam reinjetar o gás ou até queimá-lo por falta de capacidade de distribuição.
Essa situação só se mantém porque o negócio de transporte de gás também não é considerado core business da Petrobras e, por isso, não há interesse por parte da companhia de investir cifras vultosas para expandir o mercado.
“O GLP não é prioridade da Petrobras como o pré-sal, que tem muito mais retorno”, diz Rivaldo Moreira Neto, presidente da Gas Energy consultoria especializada.
Ele explica que, por muitos anos, o mercado de GLP enfrentou controle de preços por parte do governo – uma prática que vira e mexe volta às discussões políticas como forma de combater crises econômicas. Neste cenário, não houve interesse por parte das empresas de participar desse mercado, por receio de uma possível ingerência do governo nas políticas de preços.
“Num ambiente de preços controlados, é difícil que novos players queiram investir no segmento, mas isso seria importante para garantir a segurança da oferta”, diz Neto.
A solução para este problema, de acordo com o especialista, foi proposta pela Petrobras, que está tentando vender ativos non core, principalmente no refino e na sua distribuição.
“Com a expectativa de expansão acentuada da produção de gás associado ao pré-sal, há um caminho interessante para desenvolver a oferta interna de GLP. A Petrobras é muito competente, nunca deixou faltar o insumo, mas esse nível de concentração carrega riscos importantes”, afirma o presidente da Gas Energy.
LIQUIGÁS
A Petrobras concluiu, em novembro do ano passado, a venda da sua participação na Liquigás (braço de distribuição de gás de cozinha) para a Copagaz e a Nacional Gás Butano por 3,7 bilhões de reais. A transação ainda depende de aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).
Segundo a estatal, a transação está “alinhada à otimização do portfólio e à melhora de alocação do capital da companhia, visando à geração de valor” para os acionistas.
O desinvestimento reforça a estratégia da petroleira de deixar de atuar no segmento, assim como outros negócios non core. “Este é um mercado que não tem tantos agentes, mas a Petrobras não tem interesse nele”, diz Neto.
Procurada, a Unica informou que não vai se posicionar sobre a afirmação do presidente da Petrobras.

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SÃO PAULO, 08/04/2020 – Diante das incertezas da duração da crise da pandemia do coronavírus, a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) irá pleitear a criação de um fundo setorial ao Ministério de Minas e Energia (MME) para reforçar o caixa das concessionárias em meio à perspectiva de aumento da inadimplência do setor.

O novo fundo para o mercado de gás tem inspiração na experiência do setor elétrico, que discute atualmente a recriação da Conta ACR. Esse mecanismo foi usado pelas elétricas entre 2014 e 2015 e viabilizou a injeção de R$ 21 bilhões no caixa das distribuidoras de energia oriundos de empréstimos com bancos privados e estatais, sem afetar a alavancagem das companhias.

“Não seria um empréstimo a fundo perdido, mas sim com juros subsidiados e com prazo de pagamento mais alongado para dar condições de gerar caixa e honrar os compromissos, evitando a judicialização do setor”, afirmou o presidente executivo da Abegás, Augusto Salomon. O executivo lembrou que apenas 17% da conta de gás fica com as distribuidoras, sendo que os outros 83% pagam a produção e o transporte do insumo e os impostos. “O risco das concessionárias é muito grande”, complementou.

A recriação da Conta ACR pelo setor elétrico enfrenta resistências no governo e entre as próprias empresas. Isso porque o custo da operação para o consumidor saltou dos R$ 21 bilhões para R$ 32 bilhões, encarecendo a conta de luz. Salomon que essa mesma preocupação também existe no mercado de gás, de modo a não onerar o consumidor no futuro e transformar uma solução de curto prazo em inadimplência no futuro.

“Não podemos gerar uma tarifa mais alta, porque isso vai gerar um problema sério. É claro que todo mundo precisa pagar um pedaço da conta, mas como é que podemos amortecer isso de modo que todos os agentes possam se beneficiar e ter um fôlego para respirar enquanto a economia é retomada”, argumentou o executivo, que ainda não tem uma estimativa do tamanho da ajuda para socorrer o mercado.

Na avaliação do diretor-executivo da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, a suspensão da cláusula de take-or-pay (pagamento por um volume mínimo de gás) e o diferimento da fatura de março, acertadas com a Petrobras, mitigam os impactos de curto prazo no caixa das distribuidoras. Isso porque essas medidas diminuem o risco de volume que as empresas estão expostas com a queda da demanda dos consumidores.

“Essas medidas, porém, não eliminam o risco de inadimplência. Se a crise se estender por muito tempo, o risco de os consumidores quebrarem cresce, potencializando o risco de inadimplência. Neste cenário, alguma ação adicional precisará ser tomada”, afirmou o especialista. O presidente da Compagas (PR), Rafael Lamastra, disse que a empresa já tem sido alvo de notificações de força maior dos seus clientes. Outras distribuidoras também têm recebido pedidos de renegociação de contrato, segundo a Abegás.

Enquanto uma solução estrutural não é desenhada e as negociações com a Petrobras seguem em curso para novos diferimentos e postergações de pagamentos, a tendência é de que as distribuidoras reduzam os seus investimentos para preservar caixa. “Essa situação vai sangrar o caixa do setor e vai prejudicar, principalmente, os projetos de expansão, os investimentos” afirmou Lamastra.

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Crise econômica traz incertezas para a oferta e a demanda pelo insumo neste momento

Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 06/04/2020 – O efeito combinado da crise econômica desencadeada pela disseminação do novo coronavírus e a queda dos preços do petróleo no mercado internacional tornou mais remota a chance de a abertura do mercado brasileiro de gás natural avançar neste ano, por meio da chamada pública que permitirá concorrentes da Petrobras contratarem capacidade no gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol). A expectativa é que as incertezas que pairam tanto do lado dos ofertantes quanto dos consumidores retardem a velocidade da abertura.

Como parte do compromisso com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), a Petrobras cedeu um terço da capacidade do Gasbol – um volume de 10 milhões de metros cúbicos diários (m3 /dia) – para terceiros. A chamada pública para contratação dessa capacidade, aberta pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) no meio da crise econômica, foi suspensa e não há prazo para ser retomada neste momento.

Segundo o gerente de gás da Associação dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace), Adrianno Lorenzon, a missão de conseguir fechar um contrato de importação de gás boliviano ainda neste ano, em meio à transição do governo do país vizinho, já seria difícil. Com a crise econômica atual, a situação piorou. Fica desafiador para indústrias e distribuidoras definirem, no momento, o quanto vão consumir e, consequentemente, que capacidade pretendem contratar nos gasoduto. “[Um insucesso na chamada neste ano] Pode postergar por mais um ano a abertura do mercado”, afirmou o presidente da entidade.

É esse cenário que leva o diretor-executivo da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, a avaliar que a abertura do mercado passou a conviver com um “novo elemento de incerteza”, tanto na demanda quanto na oferta. “O cenário de preços baixos do petróleo pode acabar afetando projetos de mais longo prazo das petroleiras, e consequentemente, a curva do crescimento da oferta de gás. Isso não ajuda o movimento de abertura. O mercado se abre quando há alguém da demanda fechando contrato com alguém da oferta. E hoje há incertezas quanto à atividade econômica que impactam diretamente a expectativa de consumo”, afirma. A cotação do Brent, referência mundial, caiu cerca de 66% no primeiro trimestre. Só em março, o barril apresentou queda de quase 50%.

Um exemplo dessa incerteza sobre oferta e consumo é que os leilões de energia, que poderiam contratar termelétricas a gás importantes para garantir o crescimento da demanda, nos próximos anos, estão suspensos por ora. “O que vai dizer se o coronavírus vai impactar em definitivo a abertura é o tempo de fato que essa crise vai permanecer”, completou o diretor da Gas Energy.

Para o diretor de estratégia e mercado da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), Marcelo Mendonça, é difícil imaginar que consumidores livres vão se aventurar a fechar contratos neste momento. Ele destaca que a crise atual evidencia, para as indústrias interessadas em migrar para novo modelo, os riscos envolvidos para quem sai do ambiente cativo.

“Há um risco inerente que os consumidores livres vão assumir, que são as cláusulas de ‘take-or-pay’ e ‘ship-or-pay’ [pagamento mínimo pela disponibilidade dos gasodutos]. Quando a empresa sai de dentro do guarda-chuva do portfólio da distribuidora, ela assume sozinha a exposição a essas cláusulas. E na situação das incertezas que vivemos, quem vai assumir esse risco?”, questiona o presidente da Abegás.

O Valor apurou que, em meio à atual crise econômica, as distribuidoras de gás recorreram às cláusulas de força maior para pedir a revisão das penalidades dos seus contratos de fornecimento com a Petrobras.

Lorenzon garante que, embora a crise traga elementos de incerteza, o interesse das indústrias pela abertura está mantido. “Nesse momento deve estar todo mundo olhando para o mercado livre de gás como opção para a redução de custos”, afirma o representante dos grandes consumidores.

Segundo ele, a indústria espera que a abertura do mercado brasileiro se dê, nos próximos dois anos, por meio de três frentes: a partir da importação de gás da Bolívia; da compra de gás de sócias da Petrobras no pré-sal, que por determinação do Cade não poderão mais vender seus volumes para a estatal; e por meio da importação de gás natural liquefeito (GNL).

A partir do próximo ano, a expectativa é que comecem a operar os primeiros terminais de regaseificação privados do país: o da Bahia, que será arrendado pela Petrobras, e o da Golar instalado no Sergipe. Para quem quiser apostar na importação, o cenário de preços é positivo.

A consultoria especializada Rystad Energy estima que, embora a demanda mundial de gás não esteja sendo afetada pela pandemia na mesma medida que o petróleo, os preços do GNL atingirão médias mais baixas do que as esperadas em todos os mercados. Os preços já estavam em baixa antes mesmo do choque do petróleo. A expectativa, agora, é que serão necessários anos até que o efeito do coronavírus se dissipe totalmente.

A Rystad reduziu em 2,8% as projeções de preços no Henry Hub (referência nos EUA, principal supridor de GNL do Brasil) para 2021 – para US$ 2,43 o milhão de BTU (unidade térmica britânica). A consultoria prevê que a relação entre oferta e demanda ficará mais apertada entre 2024 e 2025, mas que em seguida haverá um aumento dos preços entre 2026 e 2027.

Para que o Brasil incorpore esses benefícios, Lorenzon cobra sinais mais claros sobre a abertura das unidades de processamento e dos gasodutos. Ele lembra que a ANP não informou, até o momento, o cronograma das chamadas públicas para contratação das capacidades dos gasodutos do Sudeste e Nordeste. Moreira, da Gas Energy, afirma que existem negociações avançadas no mercado livre, mas que os contratos não foram fechados porque ainda pairam algumas indefinições. Ele cita não só a falta de previsão sobre o acesso aos gasodutos, mas também a falta de regulamentação da figura do supridor de última instância – responsável por garantir a oferta aos consumidores que por algum motivo não conseguirem ser supridos por um dos agentes do mercado livre.

“Faltam elementos de base para que tanto a indústria quanto o supridor tomem uma posição firme”, diz o consultor, que acredita que o mercado livre começará a se consolidar entre 2021 e 2022. “O coronavírus pode reduzir a velocidade, mas os fundamentos da abertura permanecem”, afirma.

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