Assessoria de Comunicação

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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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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