Assessoria de Comunicação

Leilões, Mercado Livre, Geração Distribuída e Gás lideram oportunidades de investimentos em 2021

Por Pedro Aurélio Teixeira

RIO DE JANEIRO, 19/02/2021 – Este ano não vai ser igual aquele que passou. O verso popular ganha força em um cenário com um mundo ainda impactado pela pandemia de Covid-19 e que sofreu um grande baque em 2020. A descoberta das vacinas aparece como fio de esperança no retorno à normalidade da economia. O setor elétrico brasileiro, embora não tenha tombado, espera um 2021 melhor que 2020. Se as usinas destinadas ao mercado livre, a Geração Distribuída e a intensificação das renováveis deram o tom nos investimentos em 2020, este ano a expectativa é que o pós pandemia intensifique esses investimentos.

“A gente imagina que ele vai ser muito bom e que no depender do setor privado, vai ser ainda melhor que o ano passado”, conta André Fonseca, gerente da Thymos, que define o setor privado como o mercado livre e os PPAs privados.

O retorno dos leilões de energia, anunciados pelo governo no fim do ano passado, aparece como vetor de investimentos em 2021. Foram prometidos certames dos tipos A-3, A-4, A-5 e A-6, de energia nova e existente. Algumas empresas do setor também anunciam um 2021 forte em investimentos. Em teleconferência de resultados realizada no início do mês, o CEO da Neoenergia, Mario Ruiz Tagle, descartou participar da privatização da CEEE-D, mas revelou que o Grupo vai investir R$ 10 bilhões esse ano. Com recursos de Pesquisa & Desenvolvimento, a Enel SP anunciou em janeiro a instalação de 300 mil medidores inteligentes, ao custo de R$ 121 milhões.

A transmissão, que terminou o ano com um mega leilão de LTs em dezembro que registrou deságio médio de 55,24% e investimentos de R$ 7,3 bilhões, deve manter a pegada no certame que acontecerá em junho deste ano. O investimento esperado é de R$ 1,3 bilhão para onze empreendimentos divididos em cinco lotes localizados em seis estados. No segundo semestre ainda deverá ser realizado mais um leilão de transmissão.

O presidente da Associação Brasileira das Grandes Transmissoras de Energia Elétrica, Mario Miranda, lembra que além dos leilões, a transmissão deve ainda concentrar recursos nas obras de reforços autorizados, que devem movimentar cifras de R$ 3 bilhões. As chamadas obras de melhorias, que são atualizações para que o serviço continue sendo prestado com qualidade, tem estimativa de agregar R$ 500 milhões em investimentos.

Para Miranda, os contratos de transmissão continuarão interessantes aos olhos dos investidores e vê espaço para a chegada de mais players no setor. Ele alerta sobre a necessidade de se evitar surpresas negativas em vencedores de lotes dos leilões, como aconteceu com o do lote 1 do leilão do ano passado, que acabou inabilitado pela Agência Nacional de Energia Elétrica por irregularidades nas garantias. “Era um investidor totalmente estranho para nós, não era do setor elétrico nem no Brasil nem em qualquer lugar”, adverte.

Na fonte solar, o presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar e Fotovoltaica, Rodrigo Sauaia, enxerga em 2021 uma continuidade da trajetória de crescimento que a fonte vem experimentando nos últimos anos. Segundo ele, a Geração Distribuída deve nortear os investimentos, que junto com a solar centralizada, deverão somar R$ 22,6 bilhões. “Para 2021 a trajetória de crescimento continua. A gente espera neste ano ainda um ano mais positivo que 2020”, explica.

Sauaia conta que de 2012 a 2020, a fonte solar já acumulou investimentos de R$ 38,2 bilhões e a previsão para esse ano indica um robusto aumento, em especial para a GD, que será responsável por 75% do total investido. O presidente da Absolar também vê o mercado livre como uma aposta importante para a geração centralizada. A fonte tem conseguido viabilizar usinas nesse ambiente e tem dezenas de megawatts em projetos estocados. “Esse ano o mercado livre é uma aposta importante da geração centralizada. Esperamos muitas negociações entre geradores e comercializadores”, salienta.

A GD apareceu como um ponto importante nos investimentos do setor elétrico este ano. Em 2021, há a chance que as regras sejam atualizadas. O mercado vem acompanhando com ansiedade essa mudança e a expectativa é que apenas a escolha de um pior cenário poderia levar a um recuo nos investimentos de GD no Brasil. “O mercado não está esperando que o governo opte pela pior alternativa, ele deve ficar no meio do caminho, não deveria influenciar [nos investimentos]“, avalia Fonseca, da Thymos.

Quanto aos leilões de energia, apesar de alguns certames apresentarem baixa demanda, Sauaia espera disputa naqueles que contratarem para anos em que ainda não haja entrada de energia definida. O presidente- executivo da associação também atenta para o impacto da variação cambial nos investimentos solares, que se no primeiro momento pode aumentar os custos dos equipamentos, também pode tornar o país destino de investimentos externos, por ficar barato para aquisições e fusões.

O programa Mais Luz para a Amazônia, do Governo Federal, que visa universalizar o acesso à energia na Amazônia Legal, também e visto como um nicho de investimentos para o setor. Com previsão de R$3 bilhões em investimentos nos próximos anos, em outubro do ano passado foi assinado o primeiro contrato. As contempladas serão as comunidades das áreas remotas do Marajó (PA). A Equatorial Pará vai instalar sistemas de geração fotovoltaicas e dez mil ligações nos próximos dois anos. “Temos uma oportunidade histórica de fazer um programa robusto, em que a energia solar contribui simultaneamente para a competitividade, redução de custos na tarifa dos consumidores e a sustentabilidade”, avisa Sauaia.

Na energia eólica, a que mais cresce no Brasil, a avaliação é que mesmo 2020 tendo sido um bom ano para a fonte, 2021 também será promissor. Uma desaceleração da pandemia pela vacina somada a dinâmica dos investimentos em infraestrutura dá força para essa tese. “Vai ser um ano em que as expectativas serão revisitadas e revisadas de uma maneira positiva relativamente ao ano de 2020. Não será o melhor ano de nossas vidas em termos de investimentos, mas certamente será melhor que 2020 no campo da expectativa”, aponta Élbia Gannoum, presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica.

A executiva da ABEEólica não crê em grandes volumes de contratação nos leilões de energia, mas aposta que o mercado livre vai abrigar a maioria dos investimentos de expansão na fonte. O ambiente de contratação livre tem superado o mercado regulado na expansão da fonte nos últimos anos. Em 2018 e 2019 a proporção de contratação ficou de 1,5 GW no regulado e 2,5 GW no mercado livre. Em 2021, o ACL deve novamente levar vantagem.

Outro fator apontado como positivo é o montante de recursos existentes que ficaram paralisados por conta da pandemia e que deverão ser alocados este ano, principalmente na área de infraestrutura, que concentra investimentos de longo prazo. “Vai ter uma quantidade de capital solta no mundo querendo bons investimentos e isso vai favorecer o Brasil”, frisa. O movimento de fusões & aquisições, que apareceu no setor eólico nos últimos anos, não deve ser tão intenso em 2021. Apesar disso, não está descartada uma volta do apetite de players chineses no pós-pandemia.

Mas a expectativa de investimentos eólicos não deve ficar restrita a viabilização ou compra de ativos. Os fabricantes de equipamentos vêm investindo forte em tecnologia desde 2017, o que tem resultado em aerogeradores mais potentes e contribuiu para a queda do preço nos leilões. A busca pela adaptação ao vento local também motiva os investimentos. Já existem máquinas de 6 MW onshore. “Está havendo uma busca incessante pela tecnologia e temos muitos lançamentos de máquinas, porque elas estão buscando cada vez mais se adaptar ao vento brasileiro e as condições de mercado brasileiras”, comenta a presidente da ABEEólica.

No mercado de Gás e Energia, em compasso de espera da aprovação da nova Lei do Gás, que tramita no Congresso Nacional, a vinda de investimentos está ligada aos leilões de energia do ano. De acordo com Rivaldo Moreira Neto, CEO da consultoria Gas Energy, os certames podem significar a entrada de recursos na fonte térmica. “Há uma expectativa grande do setor com relação a esses leilões, porque eles podem realizar um investimento eminente não só em plantas existentes para modernização delas como também para a contratação de térmicas novas”, revela.

No início do ano, o mercado do gás nacional foi surpreendido com a entrada da New Fortress Energy, que comprou os ativos da Golar Power no país, além de projetos de térmicas, envolvendo mais de US$ 5 bilhões em investimentos. Moreira Neto considerou a entrada da NFE uma boa notícia, por ela já possuir ativos operacionais no mundo e capacidade de investimento,  podendo estimular a competição. Ainda segundo ele, a chegada de um player pujante no Brasil atrai a atenção dos demais para o mercado brasileiro. “Toda vez que entra um player desse tamanho, você atrai a atenção do mundo. Por que ela foi, o que viu nesse mercado?”, indaga.

O CEO da Gas Energy cita ainda a empesa belga Fluxys, que comprou uma participação na TBG, que tem experiência em GNL e em rede de gasodutos. A aprovação da lei do gás, ainda sem previsão de votação, encerraria uma discussão de anos e deixaria o mercado mais agradável para negociações. “A aprovação do marco é super importante para que comecem a investir no país as empresas que estão ou não no Brasil, ainda que não resolvam todo os problemas”, ressalta.

A pandemia, considerada um potencializador da transição energética, ratifica os investimentos em energias renováveis no Brasil, onde as fontes eólica e solar já estão consolidadas e aceleradas. Essa característica da matriz deve facilitar a atração de recursos para a viabilização de projetos. “Como o Brasil é um importante locus de investimentos em renováveis, é um país que realmente tem condições de atrair esses capitais”, salienta Élbia Gannoum, presidente executiva da ABEeólica.

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Primeiros contratos de curto prazo da TNG acendem esperança quanto à abertura da infraestrutura de gasodutos.

Por Carlos Vasconcelos

RIO DE JANEIRO, 22/01/2021 – A transportadora de gás natural TBG, que opera o Gasoduto Brasil-Bolívia, celebrou dois contratos para Produtos de Curto Prazo para o mês de janeiro de 2021. Os acordos são os primeiros fechados nessa modalidade pela empresa desde o lançamento do seu Portal de Oferta de Capacidade, em setembro do ano passado.

Os contratos fechados com a Petrobras preveem o transporte de 495 mil m3/d de gás, para as saídas MS1 e SC1, no Mato Grosso do Sul e em Santa Catarina, respectivamente.

A notícia foi celebrada como um marco na abertura da cadeia produtiva do gás. Desde o ano passado, o setor de transporte de gás passou a operar com um novo modelo de contratação de capacidade, por entrada e saída, com chamadas públicas para contratação de longo prazo e possibilidade de comercialização em prazos mais curtos.

Segundo a TBG, outras cinco empresas estão avaliando a contratação dos Produtos de Curto Prazo da transportadora de gás natural. A empresa acredita que os Produtos de Curto Prazo são fundamentais para a flexibilização do mercado de transporte e para a cadeia produtiva do gás natural, ao permitirem o atendimento com eficiência a demandas sazonais e mesmo pontuais.

A TBG considera também que a demanda pelos contratos de curto prazo está dentro das expectativas. “Temos tido contatos frequentes e crescentes com vários agentes de mercado interessados justamente no atendimento de demandas sazonais e, principalmente, no atendimento ao mercado de geração termelétrica”, informou à Brasil Energia. A transportadora enxerga dois tipos de perfil de cliente no segmento de curto prazo: empresas interessadas na comercialização do gás natural, e consumidores finais que pretendem migrar do mercado cativo para o mercado livre.

Por ora, Rivaldo Moreira Neto, CEO da consultoria Gas Energy, ainda vê pouco espaço para clientes industriais e distribuidoras de gás explorarem a possibilidade de contratações de curto prazo. “Certamente, no futuro, essa modalidade será fundamental para a flexibilização do mercado, mas por enquanto, ainda há pouco incentivo para essas empresas migrarem para contratos interruptíveis”, diz.

Esforço visível – Os contratos de transporte de gás de curto prazo, no entanto, são apenas um dos primeiros passos rumo a uma infraestrutura mais aberta e mais flexível. Rafael Lamastra Jr., presidente da Compagas, distribuidora de gás do Paraná, observa que o esforço das transportadoras em se aproximar das concessionárias de gás canalizado é nítido, assim como o esforço para encontrar soluções que atendam todos os elos da cadeia.

No entanto, Lamastra ressalta que é preciso enfrentar desafios tributários e regulatórios, assim como a necessidade de integrar e ampliar as redes de transporte. Segundo ele, hoje, o mercado encontra barreiras que impedem o atendimento por supridores em determinadas localidades por ausência desta interligação e, também, por indefinição de regras de acesso aos sistemas de transporte.

“Aqui no Paraná, por exemplo, não há capacidade de saída e estamos restritos ao atendimento pela Bolívia e pela Petrobras, o que é um desafio extra a possíveis novos supridores para o Estado”, explica Lamastra. “Nossa rede é toda concentrada na região Leste do Estado e, assim como em todo o país, para levar a outras regiões, é necessário infraestrutura e investimentos conjuntos para a expansão do mercado de gás, além de uma legislação que incentive isso”, contextualiza.

Transição – Até o momento, a TBG foi a única transportadora a realizar sua chamada pública de capacidade, lançada em 2019, de forma isolada. Toda a capacidade acabou contratada pela Petrobras, frustrando a expectativa do mercado. A empresa, no entanto, acredita que o modelo de chamadas públicas, inspirado no mercado europeu, é adequado para impulsionar o Novo Mercado de Gás. Segundo a transportadora, o mercado vive um momento de transição, com a necessidade de alguns ajustes temporários como, por exemplo, a atual utilização do mix de tarifa postal e tarifa locacional.

Outro passo fundamental seria a realização de chamadas públicas integrando a oferta de capacidade das transportadoras. Enquanto a TAG ainda se estrutura para lançar sua chamada, a maior expectativa está concentrada na possibilidade de realização de um processo desse tipo integrando as redes da NTS e da TBG ainda em 2021, com fornecimento a partir do ano seguinte. Com isso, seria possível ampliar a oferta de gás natural para os clientes, unindo a produção da Bolívia, do Pré-Sal e a possibilidade de importação de GNL.

A NTS informa que está trabalhando com a TBG para a elaboração dos procedimentos para uma chamada pública coordenada, que deve ocorrer no segundo semestre desse ano. Para a empresa, a integração das malhas das transportadoras é fundamental para que o mercado se beneficie da flexibilidade e liquidez do modelo de tarifas de entrada e saída.

“A possibilidade de se operar a nível nacional, sem barreiras para os carregadores entre as diferentes transportadoras, é justamente o que vai gerar a liquidez necessária para se atingir a ampliação da oferta. E a redução do preço final do gás ao consumidor é uma consequência disso”, ressalta a transportadora. A ideia é de que mais competição na oferta reduzirá o preço da molécula, ao mesmo tempo que o ganho de escala no transporte diminuirá as tarifas nos gasodutos.

Para as operadoras de gasodutos, o crescimento da demanda por transporte de gás levará ao aumento da capacidade e da extensão da malha. Segundo a TBG, isso já acontece na área de atuação da empresa, no Sul do país. Mas é preciso aguardar a definição de critérios na forma de se remunerar o investimento. “Estes critérios já são matéria avançada de discussão com o órgão regulador. Vale frisar que as expansões da rede de gasodutos são de total interesse das transportadoras”, informa a companhia.

De todo modo, o mercado tem pressa. “Há uma tensão entre a necessidade e a expectativa dos agentes do mercado em relação ao acesso à infraestrutura, e a necessidade de se cumprir os contratos de longo prazo ainda vigentes”, avalia Rivaldo Moreira Neto, da Gas Energy. “Essa transição precisa ser feita de forma rápida, pois não haverá mercado aberto sem acesso de todos os elos da cadeia ao sistema de transporte”, conclui.

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Por Rodrigo Polito

RIO DE JANEIRO, 19/01/2021 – O projeto de lei (PL) 4.476, da Nova Lei do Gás, deve fazer parte das prioridades dos dois principais candidatos à presidência da Câmara, Arthur Lira (PP-AL) e Baleia Rossi (MDB-SP), de acordo com especialistas ouvidos pela MegaWhat. Além de a pauta ser considerada importante tanto pelo presidente Jair Bolsonaro, que apoia Lira, quanto pelo grupo liderado pelo atual presidente da Câmara, Rodrigo Maia, que apoia Rossi, a agenda da competitividade do país, do qual a Nova Lei do Gás faz parte, deve ganhar espaço no Congresso este ano.

“A agenda da competitividade é uma agenda incontornável. Parece-me que essa questão da Ford [a decisão da fabricante de veículos encerrar a produção no Brasil] deixa nosso problema mais evidente. Seja candidato ‘A’ ou candidato ‘B’, isso já é algo pautado”, afirma Rivaldo Moreira Neto, presidente da consultoria Gas Energy.

A Nova Lei do Gás foi aprovada em setembro pela Câmara. No início de dezembro, o Senado aprovou o PL com modificações, o que levou o texto a voltar para a Câmara. Aos deputados, resta aprovar, ou não, as mudanças feitas pelos senadores e encaminhar o texto final para a sanção presidencial.

O recesso parlamentar termina em 1º de fevereiro, quando haverá a eleição para as presidências da Câmara e do Senado. A partir daí, o novo presidente da Câmara terá o poder de decidir o que será colocado em votação e o que será arquivado.

Para uma fonte do mercado, as discussões da Nova Lei do Gás estavam bem avançadas com Rodrigo Maia, o que leva a entender que, em tese, a tramitação ocorreria mais rapidamente agora no caso de uma vitória de Rossi. “Com o [Arthur] Lira, talvez tenhamos que começar do zero [a negociação]”, completou ela.

Por outro lado, um especialista do setor, em condição de anonimato, lembra que a Nova Lei do Gás é um projeto do governo, logo poderá ser tratado com prioridade por Lira. “É um projeto do governo, mas o [Rodrigo] Maia nunca foi contrário. Ele nunca atrapalhou”, afirmou.

Segundo Daniel Szyfman, sócio do escritório Machado Meyer Advogados e especialista na área de Infraestrutura & Energia, de forma geral, o mercado está otimista com relação à aprovação do PL pela Câmara. “O mercado continua esperando a aprovação. O mercado entende que a Lei do Gás é bem vinda e pode impulsionar uma série de investimentos”, disse.

Para Paulo Valois, sócio do escritório Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel, o PL tinha uma janela importante de aprovação no Congresso no fim do ano passado. Segundo ele, o texto é importante para criar estabilidade jurídica e atrair investimentos na cadeia de transporte de gás natural.

Valois ressalta ainda que a Nova Lei do Gás vai demandar um trabalho extenso de regulamentação por parte da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Nessa linha, o novo diretor-geral da autarquia, Rodolfo Saboia, afirmou na última semana, em entrevista para a agência “epbr”, que o papel da ANP é retirar os obstáculos para o desenvolvimento do mercado de gás natural no país.

No início do mês, durante a cerimônia de posse de Saboia no cargo, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, afirmou que espera que a Nova Lei do Gás seja aprovada na Câmara no início de 2021.

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Aquisição da Hygo Energy ocorre após a tentativa malsucedida de abrir capital, pondo em xeque sua capacidade de se capitalizar e expandir os negócios

Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 14/01/21 – Ao adquirir a Hygo Energy (Golar Power), um dos atores mais ativos no processo de abertura da indústria brasileira de gás natural, a americana New Fortress Energy se posiciona como uma figura de peso no novo mercado de gás em gestação no país. O negócio acontece após a tentativa malsucedida da Hygo de abrir capital, nos Estados Unidos, numa crise que colocou em xeque a capacidade da companhia de se capitalizar e expandir os negócios. Agora, sob nova direção, a expectativa no mercado é que os projetos concebidos pela Golar ganhem um novo fôlego no Brasil.

A maré virou para a Golar Power em setembro, quando o então presidente da empresa, Eduardo Antonello, se tornou alvo de investigações da Lava-Jato por suspeitas de corrupção nos tempos em que ele atuava na Seadrill, em contratos com a Petrobras. A notícia caiu como uma bomba, num momento em que a companhia preparava para abrir capital nos EUA. A operação acabou suspensa na ocasião.

A turbulência ganhou novos episódios nas semanas seguintes, no Brasil. A Petrobras considerou o Grau de Risco de Integridade (GRI) da Golar alto e desclassificou a única proposta válida recebida para o arrendamento do terminal de gás natural liquefeito (GNL) da Bahia. Em sua defesa, a Golar alega que as investigações não têm conexão com suas atividades e são relativas a condutas anteriores ao trabalho de Antonello na companhia. O executivo acabou afastado.

Em seguida, foi a vez da Norsk Hydro anunciar, sem maiores detalhes, o cancelamento, em comum acordo, de um memorando de entendimento para fornecimento de gás para a Alunorte. O combustível seria importado pelo terminal de GNL de Barcarena (PA), onde a Golar está replicando o modelo de geração termelétrica a GNL implementado em Sergipe.

Além da geração a gás, a Hygo vinha desenvolvendo também projetos de distribuição de GNL de pequena escala (numa sociedade em negociação com a BR Distribuidora). Não está claro ainda, contudo, se a iniciativa será mantida.

“Para o mercado brasileiro, a entrada de agentes como a New Fortress pode representar uma adição importante para o adensamento do ambiente concorrencial. É um grupo com muitos ativos [de GNL] já operacionais em pequena escala, por exemplo, além de atuar no negócio LNG-to-Power [termelétricas abastecidas por GNL]. Trata-se de mais uma demonstração de força e atratividade do nosso mercado”, diz o presidente da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto.

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Por Rivaldo Moreira Neto*

A recente aprovação da Lei do Gás na Câmara dos Deputados renovou os ânimos no setor diante da expectativa de efetiva abertura do mercado. A confirmação esperada no Senado combinada à perspectiva real de crescimento da produção a partir de reservas já descobertas e o avanço de medidas de desverticalização lançarão as bases para o desenvolvimento estrutural da cadeia de negócios do gás natural no Brasil.

A nova lei consolida o movimento iniciado com a assinatura, no ano passado, do Termo de Compromisso de Cessação (TCC) entre a Petrobras e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). O documento exige ações da estatal em favor da redução da sua posição dominante, com medidas que estimulam um ambiente de negócios menos assimétrico, mais atrativo e, consequentemente, encoraja o surgimento da concorrência na comercialização. Um primeiro efeito concreto já foi observado: é grande o engajamento de consumidores industriais e de produtores e comercializadores privados na busca por efetivar negociações de suprimento.

O passo seguinte para que as novas medidas realmente se traduzam em ganhos de competitividade já a curto prazo depende do endereçamento de questões como a falta de oferta de produtos de flexibilidade e a previsibilidade quanto à abertura dos sistemas de transporte à contratação firme. O texto do PL 4.476/2020 empodera a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para buscar ações que possam estimular a concorrência na transição, o que pode significar a resolução do problema da flexibilidade. Quanto ao acesso, a atuação do regulador indica esforços para promover a entrada de terceiros aos sistemas de transporte no menor tempo possível.

Entretanto, ainda falta aos agentes já engajados um horizonte de definições que ancore negociações em andamento. Com a oferta de flexibilidade e a garantia de acesso à rede de transporte, é grande a possibilidade de aceleração da migração de consumidores ao mercado livre em estados-chave, principalmente no Sudeste.

Já para a viabilização de novas reservas que possuem potencial para dobrar a produção nacional, o desafio passa pelo desenvolvimento de projetos estruturantes na demanda. O pré-sal pede escala equivalente ao seu gigantismo – algo que o consumo atual não consegue entregar após mais de uma década de estagnação. O setor privado se organiza e negocia com produtores condições de suprimento futuro que viabilizem investimentos em cadeias produtivas do setor industrial que há muito não assistem a um anúncio de novo investimento no Brasil. Também nesses casos de consumo futuro, a aprovação da nova lei – nos termos validados na Câmara dos Deputados – será um empurrão na direção correta.

A competitividade deste novo gás existe e pode ser aproveitada também pelo setor elétrico, beneficiando um número ainda maior de consumidores. A transição para uma economia de baixo carbono é escolha já tomada no planejamento energético brasileiro, com as fontes renováveis ocupando a base fundamental da expansão na geração. Nesse contexto, o gás pode desempenhar um papel essencial, ao combinar atributos indispensáveis como energia de base, proximidade aos centros de carga e baixos custos de geração.

Atualmente isso não é plenamente possível porque os procedimentos de habilitação de usinas para os leilões de energia exigem a comprovação das reservas de gás responsáveis por seu abastecimento, num modelo que desestimula fortemente a participação de projetos novos de produção. Para tal comprovação, é necessária a aprovação da comercialidade da reserva junto à ANP, por meio da qual o produtor assume uma série de compromissos de investimento na área – antes mesmo de saber se ganhará o leilão de energia e se de fato garantirá a demanda para ao menos parte dos volumes futuros.

A resposta para que tal cenário ocorra no setor elétrico não deve passar, entretanto, pela criação de reservas artificiais de mercado, como a contratação forçada de térmicas pelo interior do Brasil, mas sim por soluções que permitam à nova oferta de gás do pré-sal competir. A possibilidade de uma declaração de comercialidade condicionada, em que o produtor de gás confirme o desenvolvimento das novas reservas apenas se o projeto de térmica sair vencedor num certame, mas dando a garantia de sua existência, pode oferecer um caminho. O que falta não é competitividade nem gasodutos, mas condições para que projetos de larga escala se apresentem à competição nos leilões. Essa questão merece atenção diante da janela de oportunidade cada vez mais apertada para o aproveitamento das riquezas do pré-sal, num contexto de avanço de políticas de descarbonização em todo o mundo e busca concomitante por menores custos tanto no mercado industrial como na geração de eletricidade.

O fato é que, até agora, o mercado não testou a capacidade competitiva do gás do pré-sal. Com os incentivos e timing decisório corretos, os resultados aparecerão e serão decisivos para que o aproveitamento desse potencial auxilie na recuperação da economia brasileira.

* Rivaldo Moreira Neto é CEO da consultoria Gas Energy.

Artigo publicado originalmente em: https://megawhat.energy/news/106799/rivaldo-moreira-neto-escreve-hora-de-testar-capacidade-competitiva-do-gas-do-pre-sal

Por Rivaldo Moreira Neto*

A recente aprovação da Lei do Gás na Câmara dos Deputados renovou os ânimos no setor diante da expectativa de efetiva abertura do mercado. A confirmação esperada no Senado combinada à perspectiva real de crescimento da produção a partir de reservas já descobertas e o avanço de medidas de desverticalização lançarão as bases para o desenvolvimento estrutural da cadeia de negócios do gás natural no Brasil.

A nova lei consolida o movimento iniciado com a assinatura, no ano passado, do Termo de Compromisso de Cessação (TCC) entre a Petrobras e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). O documento exige ações da estatal em favor da redução da sua posição dominante, com medidas que estimulam um ambiente de negócios menos assimétrico, mais atrativo e, consequentemente, encoraja o surgimento da concorrência na comercialização. Um primeiro efeito concreto já foi observado: é grande o engajamento de consumidores industriais e de produtores e comercializadores privados na busca por efetivar negociações de suprimento.

O passo seguinte para que as novas medidas realmente se traduzam em ganhos de competitividade já a curto prazo depende do endereçamento de questões como a falta de oferta de produtos de flexibilidade e a previsibilidade quanto à abertura dos sistemas de transporte à contratação firme. O texto do PL 4.476/2020 empodera a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para buscar ações que possam estimular a concorrência na transição, o que pode significar a resolução do problema da flexibilidade. Quanto ao acesso, a atuação do regulador indica esforços para promover a entrada de terceiros aos sistemas de transporte no menor tempo possível.

Entretanto, ainda falta aos agentes já engajados um horizonte de definições que ancore negociações em andamento. Com a oferta de flexibilidade e a garantia de acesso à rede de transporte, é grande a possibilidade de aceleração da migração de consumidores ao mercado livre em estados-chave, principalmente no Sudeste.

Já para a viabilização de novas reservas que possuem potencial para dobrar a produção nacional, o desafio passa pelo desenvolvimento de projetos estruturantes na demanda. O pré-sal pede escala equivalente ao seu gigantismo – algo que o consumo atual não consegue entregar após mais de uma década de estagnação. O setor privado se organiza e negocia com produtores condições de suprimento futuro que viabilizem investimentos em cadeias produtivas do setor industrial que há muito não assistem a um anúncio de novo investimento no Brasil. Também nesses casos de consumo futuro, a aprovação da nova lei – nos termos validados na Câmara dos Deputados – será um empurrão na direção correta.

A competitividade deste novo gás existe e pode ser aproveitada também pelo setor elétrico, beneficiando um número ainda maior de consumidores. A transição para uma economia de baixo carbono é escolha já tomada no planejamento energético brasileiro, com as fontes renováveis ocupando a base fundamental da expansão na geração. Nesse contexto, o gás pode desempenhar um papel essencial, ao combinar atributos indispensáveis como energia de base, proximidade aos centros de carga e baixos custos de geração.

Atualmente isso não é plenamente possível porque os procedimentos de habilitação de usinas para os leilões de energia exigem a comprovação das reservas de gás responsáveis por seu abastecimento, num modelo que desestimula fortemente a participação de projetos novos de produção. Para tal comprovação, é necessária a aprovação da comercialidade da reserva junto à ANP, por meio da qual o produtor assume uma série de compromissos de investimento na área – antes mesmo de saber se ganhará o leilão de energia e se de fato garantirá a demanda para ao menos parte dos volumes futuros.

A resposta para que tal cenário ocorra no setor elétrico não deve passar, entretanto, pela criação de reservas artificiais de mercado, como a contratação forçada de térmicas pelo interior do Brasil, mas sim por soluções que permitam à nova oferta de gás do pré-sal competir. A possibilidade de uma declaração de comercialidade condicionada, em que o produtor de gás confirme o desenvolvimento das novas reservas apenas se o projeto de térmica sair vencedor num certame, mas dando a garantia de sua existência, pode oferecer um caminho. O que falta não é competitividade nem gasodutos, mas condições para que projetos de larga escala se apresentem à competição nos leilões. Essa questão merece atenção diante da janela de oportunidade cada vez mais apertada para o aproveitamento das riquezas do pré-sal, num contexto de avanço de políticas de descarbonização em todo o mundo e busca concomitante por menores custos tanto no mercado industrial como na geração de eletricidade.

O fato é que, até agora, o mercado não testou a capacidade competitiva do gás do pré-sal. Com os incentivos e timing decisório corretos, os resultados aparecerão e serão decisivos para que o aproveitamento desse potencial auxilie na recuperação da economia brasileira.

* Rivaldo Moreira Neto é CEO da consultoria Gas Energy.

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Estatal abre infraestrutura de escoamento e processamento do pré-sal e arrenda terminal de GNL na BA

Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 01/10/2020 – A Petrobras deu mais dois passos, ontem, para abertura do mercado de gás natural para novos agentes. A companhia abriu as propostas para arrendamento de seu terminal de importação de gás natural liquefeito (GNL), na Bahia, e assinou contratos com a Shell, Petrogal e Repsol Sinopec, para compartilhamento das infraestruturas de escoamento e processamento do pré-sal. Esse acordo elimina um dos principais gargalos da abertura, embora ainda não haja expectativas de que o acesso às unidades de processamento (UPGNs) se concretize a curto prazo.

Até o fechamento desta edição, a Petrobras ainda não havia anunciado o nome do novo operador do terminal de GNL baiano. Segundo quatro fontes, a Golar Power (Hygo Energy) apresentou a melhor proposta. O Valor apurou que a empresa e a BP foram as únicas que apresentaram ofertas pelo ativo. A Golar, porém, estava sob risco de desclassificação. A Petrobras informou esta semana que revisaria a análise de integridade da participante depois que o presidente da Golar Power, Eduardo Antonello, virou alvo de investigações da Lava-Jato por suspeitas de corrupção nos tempos em que ele atuava na Seadrill. Antonello se afastou do cargo na Golar para se dedicar à sua defesa.

Joint venture entre a norueguesa Golar LNG e o fundo americano Stonepeak, a Golar Power é uma das empresas mais ativas no processo de abertura do mercado de gás e já possui um terminal do tipo, no Sergipe. A disputa pelo terminal baiano ocorre num momento turbulento para a empresa, que, depois da citação do nome de seu presidente nas investigações da Lava-Jato, teve o seu processo de abertura de capital suspenso nos Estados Unidos. A companhia corre o risco, ainda, de sofrer ações coletivas de investidores americanos.

A expectativa é que o novo operador do terminal da Bahia saia numa posição privilegiada, uma vez que terá condições de entrar no mercado com cargas importadas de gás, num momento em que os preços da commodity estão baixos. O contrato de aluguel da unidade é válido até o fim de 2023. A planta de regaseificação será a primeira do tipo a ser operada pela iniciativa privada, em condições de injetar gás na malha de gasodutos – as unidades da Celse (Golar/ EBrasil Energia), no Sergipe, e da GNA (Prumo Logística / Siemens / BP), no Porto do Açu (RJ) não estão conectadas ao sistema.

Os novos passos da Petrobras representam marcos importantes dentro dos compromissos assumidos com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). O presidente da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, alerta, porém, que as iniciativas podem não se traduzir na chegada imediata de gás dos novos atores ao mercado. Isso porque as empresas esbarram na falta de previsibilidade sobre quando ocorrerão as chamadas para contratação de capacidade dos gasodutos de transporte.

“Trata-se de um passo importante demais para o processo de abertura, porque elimina algumas das incertezas materiais que ainda seguram o andamento da abertura do setor. Agora, ainda falta o acesso efetivo ao sistema de gasodutos terrestres… Mas, como produtores, eles [Shell, Repsol Sinopec e Petrogal] ficam naturalmente bem posicionados para irem a mercado”, avalia.

A própria Petrobras reconheceu que, para que o contrato de compartilhamento da infraestrutura se traduza numa efetiva utilização do serviço, “ainda são necessárias adequações regulatórias e tributárias precedentes”. O sócio do escritório Machado Meyer, Daniel Szyfman, acredita que a assinatura do contrato, ontem, foi um “marco histórico” e reforça a segurança jurídica da abertura do setor.

Para dimensionar a importância da assinatura dos contratos, a cerimônia virtual da iniciativa contou com o presidente global da Shell, Ben van Beurden. Em nota, a empresa destacou que “dá mais um importante passo no mercado de gás brasileiro” que possibilita a comercialização direta de gás de seus ativos no pré-sal”.

As empresas poderão escoar o gás de seus campos no pré-sal por qualquer uma das rotas de exportação e processá-lo nas UPGNs da Petrobras no eixo Rio-São Paulo. A remuneração do serviço será livremente negociada e, no futuro, outros produtores poderão acessar a infraestrutura, se houver capacidade disponível. Shell, Repsol Sinopec e Petrogal são donas de 17% da produção nacional, mas vendem suas parcelas de gás para a própria Petrobras, devido aos gargalos de acesso ao mercado.

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Por Ramona Ordoñez

RIO DE JANEIRO, 30/09/2020 – A Petrobras anunciou nesta quarta-feira um importante passo rumo à privatização dos gasodutos marítimos que interligam os campos do pré-sal na Bacia de Santos à terra.
A estatal informou que assina nesta quarta-feira com Petrogal Brasil, Repsol Sinopec Brasil e Shell Brasil contratos de compartilhamento de infraestruturas de escoamento e processamento de gás natural. As petroleiras são sócias em gasodutos offshore (no mar) do pré-sal da Bacia de Santos, entre o litoral do Rio e de São Paulo.
O negócio pode favorecer a abertura de mercado de gás natural no país, como é objetivo do governo federal por meio do novo marco regulatório do setor aprovado no Congresso.
De acordo com comunicado da Petrobras, os contratos preveem a interligação física e o compartilhamento das capacidades de escoamento nas rotas 1, 2 e 3 (a última de propriedade da Petrobras e em fase de construção), dando origem ao Sistema Integrado de Escoamento de gás natural (SIE).
“No futuro, outras empresas produtoras de gás natural poderão aderir aos contratos vigentes, observados os seus dispositivos e desde que haja capacidade de escoamento disponível no sistema”, acrescentou a empresa em nota.
Atualmente, a Petrobras tem em operação a Rota 1, que liga o Campo de Lula, por meio do campo de Mexilhão, à Unidade de Processamento de Gás (UPGN) de Caraguatatuba, em São Paulo, e a Rota 2, que escoa a produção de Lula e outros campos até Cabiúnas, em Macaé, no Estado do Rio de Janeiro.
A Rota 3 ainda está em construção e vai transportar o gás do campo de Búzios e outros campos até a UPGN do Comperj, que também está em construção.
As três rotas em operação terão capacidade de cerca de 48 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural a serem transportados por essa malha.
O diretor-presidente da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, destacou que o anúncio dos contratos assinados entre a Petrobras e seus parceiros nos gasodutos do pré-sal é fundamental para a abertura do mercado de gás natural à competição.
Com os contratos, a Petrobras, seus sócios nos campos do pré-sal, Shell, Galp, Repsol e Sinopec poderão definir os preços do próprio gás no momento de sua venda ao mercado.

— As negociações de compra e venda de gás entre privados ganha novo impulso com a medida. Uma incerteza a menos. Essas três petroleiras terão que ir a mercado para garantir a saída do gás associado. E, agora, eles terão as condições de acesso (custos para escoar o gás e processá-lo) definidas — destacou Rivaldo Neto.
Em seu comunicado, a Petrobras explicou ainda que, além do SIE, também estão previstos contratos que irão constituir o Sistema Integrado de Processamento de gás natural (SIP), que contempla o acesso das empresas às unidades de processamento, de propriedade da Petrobras, localizadas em Caraguatatuba, em São Paulo, e Cabiúnas e Itaboraí (em construção), ambas no Rio de Janeiro.

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Companhias do Nordeste buscam novos supridores

Por André Ramalho e Gabriela Ruddy

RIO DE JANEIRO, 14/09/2020 – As distribuidoras de gás canalizado esperam reduzir a dependência da Petrobras a medida em que a abertura do mercado brasileiro se consolide. No Nordeste, as concessionárias locais se preparam para lançar ainda neste ano uma nova chamada pública conjunta, de olho na janela aberta pela entrada de novos agentes, seja na produção de campos maduros terrestres, seja na importação de gás natural liquefeito (GNL). As pretensões, contudo, podem esbarrar nas dificuldades dos fornecedores em acessar a infraestrutura.

Atualmente, a Petrobras é a única fornecedora relevante para as distribuidoras, que têm pressa na busca por fontes alternativas e melhores preços. A maioria das concessionárias do Nordeste tem contrato com a estatal até o fim de 2021, o que exige negociações com novos agentes desde já.

Para os novos atores do mercado de gás o Nordeste é visto como uma possível porta de entrada, uma vez que, no Centro-Sul, as distribuidoras têm contratos mais dilatados com a Petrobras, até o fim de 2023 em geral. O Valor apurou, contudo, que algumas das empresas do Sul também estão de olho nas oportunidades e se preparam para tentar novas chamadas públicas, para reforçar o suprimento.

A ideia de uma chamada pública coordenada é dar escala à contratação – algumas das empresas do Nordeste movem volumes inferiores a 1% do mercado. Juntas, elas representam cerca de 10% do volume de vendas do Brasil no primeiro semestre – desconsiderada a Bahiagás, que tenta emplacar uma chamada individual.

Em 2019, as distribuidoras locais fizeram um primeiro teste, frustrado. Poucas empresas – como a Golar e Shell – chegaram a apresentar propostas, mas, na prática, a única que conseguiu avançar nas negociações foi a própria Petrobras, dada as dificuldades dos concorrentes de acesso à infraestrutura.

“A chamada escancarou os gargalos, o aprendizado foi útil”, explicou o presidente da Cegás (CE), Hugo Figueirêdo. “A expectativa é que até lá [fim de 2021] uma série de questões discutidas no âmbito infralegal e legal [sobre o acesso de terceiros à infraestrutura] possa ter sido implementada”, disse.

Para que novos fornecedores entrem no jogo, porém, Figueirêdo afirma que é preciso que as transportadoras avancem com a oferta da capacidade disponível dos gasodutos. “Não sei se será possível até o fim de 2021 termos acesso à capacidade de transporte com tarifas já definidas”, disse.

No Nordeste, a malha de gasodutos é operada pela Transportadora Associada de Gás (TAG), que mantém conversas com a Agência Nacional do Petróleo (ANP) e Petrobras para definir a real capacidade disponível dos seus gasodutos, a fim de ofertá-la em 2021.

Além dos novos produtores terrestres, a Cegás aposta também no biometano produzido em aterros sanitários – 17% do gás distribuído pela empresa vem dessa fonte.

As distribuidoras acompanham, ainda, as oportunidades de importação de GNL, em meio ao processo de arrendamento do terminal da Petrobras na Bahia. BP, Shell, Total, Repsol, Golar, Excelerate, Naturgy, Compass, Eneva e Bahiagás disputam o ativo.

Apesar dos obstáculos, a presidente da Potigás (RN), Larissa Dantas, está confiante na queda nos preços para as distribuidoras. A expectativa, segundo ela, é que a competição reduza os custos de compra em até 35% em relação aos preços da Petrobras. “Uma tarifa de gás mais competitiva traz oportunidades imensas para o Estado”, comenta a executiva, que mantém conversas com supridores de GNL e produtores nacionais como a 3R Petroleum e Petrorecôncavo – com a qual tem um memorando de entendimentos.

A Petrorecôncavo opera o Polo Riacho da Forquilha (RN), depois de comprá-lo da Petrobras por US$ 356,3 milhões. O presidente da petroleira, Marcelo Magalhães, afirma que tem condições de cobrar entre US$ 4 e US$ 4,5 o milhão de BTU (unidade térmica britânica) pela molécula. Para efeitos de comparação, a Petrobras começou o ano vendendo o gás a US$ 7 o milhão de BTU, mas hoje esse valor é inferior a US$ 5 o milhão de BTU, devido à desvalorização do petróleo, ao qual o gás está indexado.

Magalhães se queixa dos entraves que dificultam novos contratos. “Havia a expectativa de que as negociações para acesso de terceiros à infraestrutura sairiam este ano, mas ainda não conseguimos evoluir muito nas negociações”, disse o executivo.

A Petrobras se comprometeu junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) a abrir suas UPGNs – acesso que será obrigatório com a Nova Lei do Gás, em tramitação no Senado. Procurada, a Petrobras esclareceu que está comprometida com a abertura e com os compromissos assumidos e que já publicou minuta de contrato de processamento para 13 empresas que manifestaram interesse no acesso.

A Petrorecôncavo vende hoje o seu gás para a Petrobras a preços baixos e, por isso, produz abaixo da capacidade, para poupar reservas. A infraestrutura da estatal em Guamaré (RN) foi colocada à venda, mas a expectativa é que o desinvestimento leve cerca de 18 meses. O governo local pediu à Petrobras que permita o acesso antes do negócio. A estatal alega que está vendendo a UPGN “exatamente no sentido de contribuir cada vez mais para que outros ‘players’ possam entrar e atuar no mercado”.

Enquanto isso, o presidente da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, acredita que só haverá espaço para contratos mais relevantes de suprimento a partir de 2022. “Mas é preciso começar a construir as negociações. As distribuidoras terão um papel importante neste novo momento do mercado, porque são grandes contratantes”, explica.

O advogado Felipe Feres, sócio do escritório Mattos Filho, por sua vez, destaca que a Nova Lei do Gás traz a segurança jurídica para destravar o setor. “Vamos ver em breve novos acordos [de fornecimento], tanto com distribuidoras quanto consumidores livres”, afirma.

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Produtores e comercializadoras terão condições de competir com Petrobras

Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 03/09/2020

A abertura do mercado brasileiro de gás natural deu mais um passo, nesta semana, com a aprovação da Nova Lei do Gás, na Câmara. Na expectativa de que o novo marco legal abrirá caminho para uma maior competição, numa indústria hoje amplamente dominada pela Petrobras, empresas têm buscado se posicionar no tabuleiro, para concorrer com a estatal nesse novo negócio em construção.

Produtores de gás no Brasil e fornecedores globais de gás natural liquefeito (GNL), como a Shell, Equinor, Repsol, Galp, Eneva e BP, e comercializadoras de gás – como a Compass (Cosan) e Gas Bridge (que conta com investimentos da Lorinvest) – despontam como candidatos a concorrentes da Petrobras nos próximos anos. Outros agentes como a Prumo Logística e a Golar, principais investidores privados de terminais de GNL no país, além da Engie e Brookfield – donas das transportadoras TAG e NTS, respectivamente – têm preenchido um espaço cada vez mais aberto à iniciativa privada na infraestrutura do gás.

Um dos grandes méritos da Nova Lei do Gás é obrigar a Petrobras a abrir para terceiros a sua insfraestrutura – como gasodutos de escoamento, unidades de processamento e terminais de GNL. O objetivo do projeto de lei, que segue agora para o Senado, é eliminar um dos principais entraves à abertura: a dificuldade de produtores e fornecedores de GNL de acessar o mercado consumidor, devido à posição dominante da estatal brasileira na infraestrutura.

Hoje, a Petrobras responde por 76% da produção total de gás no Brasil. Na prática, contudo, ela é praticamente a única fornecedora relevante do mercado. Isso porque outros importantes produtores, como a Shell, Repsol, Petrogal e Equinor, sócias da estatal em campos produtores, vendem suas parcelas de gás para a própria Petrobras, porque enxergam dificuldades no acesso ao mercado. Pela lei vigente, o dono da instalação não é obrigado a abrir capacidade.

O cenário, contudo, está mudando. A estatal brasileira se comprometeu junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) a não comprar mais gás de seus parceiros e a negociar o acesso – remunerado – a sua infraestrutura. A expectativa da Petrobras é que, com a consolidação da abertura do mercado nos próximos anos, ela passe a responder por 50% da oferta de gás no país.

Alguns desses contratos de compra de gás de terceiros começam a vencer já entre 2021 e 2022, o que tem gerado uma corrida dessas empresas ao mercado, na tentativa de assegurarem um destino para seus volumes. Um desses produtores é a Equinor, que tenta viabilizar contratos já para o ano que vem, para a parcela de gás a que tem direito no campo de Roncador, no pós-sal da Bacia de Campos. A norueguesa também busca tirar do papel o projeto de produção da descoberta de Pão de Açúcar e procura clientes, em conjunto com a sua sócia Repsol Sinopec.

A vice-presidente de comercialização da empresa no Brasil, Cláudia Brun, conta ao Valor que a companhia tenta negociar o gás de Roncador tanto com indústrias, no mercado livre, quanto com distribuidoras. Ela destaca que a Nova Lei do Gás, se aprovada no Senado, é um passo muito importante para diminuir incertezas, mas que o projeto é apenas o começo de uma agenda regulatória mais ampla, que ainda precisa avançar.

“Existem ainda desafios grandes [para a abertura do mercado] por não haver clareza sobre algumas questões regulatórias”, disse a executiva, ao citar, como exemplo, a falta de um calendário de chamadas públicas para contratação de capacidade dos gasodutos – etapa fundamental para que os vendedores consigam entregar o gás aos clientes por meio malha existente.

Outra multinacional que corre contra o tempo para monetizar o seu gás é a Shell. O presidente da empresa no Brasil, André Araujo, disse que a Nova Lei do Gás é um “excelente passo” para a abertura do mercado, mas que o Brasil ainda precisa continuar a aperfeiçoar a regulação do setor. Ele citou a necessidade de ajustes nas regras dos leilões de energia para possibilitar a contratação de termelétricas que consumam o gás do pré-sal. A Shell tenta tirar do papel o projeto de Gato do Mato, na Bacia de Santos, e vê na geração a gás uma estratégia de integração da companhia.

“Se quisermos participar do leilão de energia [com uma térmica que consuma o gás de Gato do Mato, por exemplo], temos que mostrar que possuímos reserva e infraestrutura para atender à usina. Mas para nós, do ponto de vista do investidor, precisamos saber como vai ser o acesso desse gás ao mercado, para justificar o investimento em infraestrutura”, disse. “É aquela discussão sobre o que vem primeiro: o ovo ou a galinha”, completou.

A Shell já é sócia de uma termelétrica em construção em Macaé (RJ), junto com o Pátria Investimentos e a Mitsubishi, e tenta replicar o modelo. No caso específico da usina Marlim Azul (565 megawatts), ela consumirá gás da parcela da Shell nos campos operados pela Petrobras no pré-sal e que já têm infraestrutura de escoamento pronta.

O clima entre as petroleiras, transportadoras e grandes consumidores era de vitória ontem, após a aprovação na Câmara. O Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás (IBP) comemorou o avanço da tramitação do tema no Congresso, por criar as bases para investimentos e para um mercado competitivo.

Para o presidente da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, a expectativa é que, conforme a abertura do mercado se consolide, novos agentes comecem a aparecer. “A lei não assina contrato, mas dá um passo certo para que a competição apareça. Veremos cada vez mais novos ofertantes, comercializadores privados, investimento em estocagem. Os desinvestimentos da Petrobras em águas rasas e em terra trazem também agentes novos. Um mercado mais aberto cria um ambiente mais propício para que produtores menores criem seus modelos de negócios”, comenta.

Dentre os pequenos produtores com vocação para o gás estão, por exemplo, a 3R Petroleum, que se consolidou, via aquisições, como o maior produtor de gás do Rio Grande do Norte; e a Alvopetro, dona da primeira unidade de processamento privada do país, construída por ela própria na Bahia.

Já o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires, acredita que o projeto de lei aprovado pode não ser suficiente para viabilizar os novos projetos de gás do pré-sal. O consultor apoia o pleito das distribuidoras na defesa da inclusão, em lei, de incentivos à expansão da malha de gasodutos por meio da instalação de térmicas no interior. Segundo Pires, o mercado de gás atual não é suficiente para absorver o crescimento esperado da oferta. Os demais agentes alegam, por sua vez, que a competição reduzirá os preços, trazendo competitividade para a reindustrialização do país, e, assim, aquecer a demanda.

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