Assessoria de Comunicação

Aprovação dos novos marcos do gás e saneamento propicia ciclo de investimentos e negócios para fonte. Agentes pedem atenção para mudança nas regras de GD

Por Pedro Aurélio

RIO DE JANEIRO, 23/04/2021 – Desde outubro de 2020, com a entrada em operação comercial da primeira planta de biogás viabilizada em um leilão de energia – a UTE Bonfim (SP – 21 MW), da Raízen – a fonte tem vislumbrado uma perspectiva de viver um ciclo de crescimento e investimentos. O combustível, que permite transformar um passivo ambiental em componente energético, deverá ter um impulso ocasionado pela modernização do setor elétrico e pelos novos marcos regulatórios do gás e do saneamento.

O presidente da Associação Brasileira do Biogás, Alessandro Gadermann, classifica o ano de 2021 como de execução, uma vez que os regramentos estão prontos e que há muitos interesses e oportunidades para desenvolver o mercado de biogás. A pauta de descarbonização e as práticas ESG aliadas a vantagens como a geração de empregos e a consequente destinação de um resíduo para geração de energia ou combustível para transporte. “Existe muito interesse de investidor, existe muito potencial no Brasil. Entendemos que, de fato, é a hora do Biogás. Está acontecendo, está todo mundo olhando com afinco para o negócio”, afirma.

Gadermann gostaria que os projetos de biogás para geração de energia estivessem enquadrados como gás tradicional e não como biomassa. Segundo ele, o biogás tem características operacionais similares as das térmicas de gás natural, com a vantagem de a molécula não estar atrelada ao dólar o que reduziria eventuais impactos nas contas de energia. Para o presidente da ABiogás, há um trabalho de convencimento que deve ser feito junto ao governo.

No caso do gás, o novo marco vai permitir a inserção no mercado de pequenos e médios ofertantes que poderão incrementar o mercado livre de gás. A malha de gasodutos, baseada no litoral, o biogás também poderá colaborar com a interiorização e aumento da capilaridade do gás no país, aumentando a oferta. Criação da demanda e atração de investimentos regionais e substituição do diesel em frotas de veículos pesados e maquinário agrícola são outros benefícios que o biogás poderá acrescentar ao setor.

Para Rafael González, diretor-presidente do Cibiogás, será interessante ver como estados e distribuidoras de gás vão atuar para ter o insumo, dentro de uma visão de construção do biometano. Pela ausência de infraestrutura, novos negócios deverão surgir, que precisarão de um estofo contratual. Esse modelo todo cria novas condições, mas ele precisa dar segurança. Digo segurança, segurança contratual, jurídica do marco regulatório que permita o setor avançar um pouco mais”, avisa.

A lei equipara o insumo ao gás natural, resultando em mais segurança jurídica, previsibilidade e clareza nos papéis dos diferentes segmentos da cadeia. Para Rivaldo Moreira Neto, CEO da Gas Energy, a maior clareza quanto ao papel da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis na regulação de modais alternativos para o transporte de gás ou biometano é muito relevante para o segmento. Segundo ele, isso facilita as iniciativas de produção descentralizada, longe dos gasodutos, uma vez que o transporte via caminhão será mais simples.

O avanço e a consolidação do setor estão diretamente ligados ao envolvimento de mais agentes de outras cadeias de negócio com enorme potencial de produção de biogás, como aterros sanitários e vinhaça de cana, além do setor financeiro. “O deslanche do setor depende muito do reconhecimento do potencial de os investimentos proporcionarem retorno adequado, mas o caminho é bastante promissor”, aponta Moreira Neto.

A Cocal anunciou em outubro do ano passado seu Projeto Biogás. A demanda de biogás no oeste paulista foi vista como uma oportunidade, assim como o incentivo do Programa RenovaBio que propõe redução de emissão de CO2. Está em curso a implantação de uma unidade em Narandiba, que deve ficar pronta em abril deste ano. O biometano produzido será destinado à distribuidora de gás natural Gás Brasiliano. A capacidade de produção será de 33,5 milhões Nm³ de biogás. Com isso, a exportação de energia será de até 33,3 mil MWh/ano e a produção de biometano de 8,9 milhões Nm³/ano, cerca de 24 mil Nm3/dia.

Em julho do ano passado, foi sancionado pelo presidente Jair Bolsonaro o novo marco legal do saneamento. A nova lei vai facilitar o investimento da iniciativa privada no setor. Com isso, as concessionárias poderão gerar receitas adicionais e o biogás gerado a partir do lodo ganha força. Para Franceli Jodas, sócia da KPMG, a mudança para um ambiente competitivo levará as concessionárias para além de uma busca pela melhoria operacional, a pensar na geração dessas novas receitas partindo do ativo. É aí que o biogás se encaixa, porque com metas de tratamento estipuladas, será preciso dar um destino para o material tratado, que poderá ser convertido em biogás.

Segundo ela, nestes primeiros anos do novo marco as concessionárias estarão mais voltadas para a melhoria operacional. Mas a sócia da KPMG não duvida que todas já tenham criado um departamento de busca de receitas adicionais. “Estão buscando formas de melhorar a eficiência do projeto com novas receitas, seja por biogás, energia solar ou outros tipos de compartilhamento de infraestrutura, como telecomunicações”, comenta.

No Paraná, na Estação de Tratamento de Esgoto Belém, da concessionária estadual Sanepar, está em operação a CS Bioenergia, de 2,8 MW. A usina teve investimentos de R$ 62 milhões. A energia gerada é usada pela Sanepar. Sergio Vidoto, que atuou na concepção desse projeto e hoje está na Oxiem, também vê o biogás em um bom momento de atração de projetos e investimentos. “O setor está em plena expansão, há uma demanda muito grande. esse mercado está se mostrando muito atrativo”, aponta.

A biodigestão trata o lodo, considerado um problema para todas as estações de esgoto no país, e gera biogás que vira energia elétrica, uma possível receita acessória à atividade de tratamento de esgoto. De acordo com Vidoto, o novo marco vai destravar contratos que antes não conseguiam ir à frente devido a entraves no prazo de fornecimento e no tempo de retorno financeiro. “Com o novo marco, as empresas de saneamento podem fazer acordos para construir plantas e fazer tratamento de forma mais fácil. No próximo ano vamos ver mais anúncios como os da CS Bioenergia”, prevê.

Vidoto agora atua na Oxien, que em breve lançará uma usina modular para pequenos volumes de resíduos. Um produtor de suínos que tenha em média uma tonelada de dejetos poderá instalar dois biodigestores que vão gerar uma carga que pode chegar a 75 kW de energia elétrica ou 30 m³ de biogás que pode ser purificado, produzindo 18 m³/hora de biometano. O púbico alvo dessa usina são os suinocultores e cidades com população de até 50 mil habitantes.

A Nota Técnica “Panorama do Biogás no Brasil 2020”, produzida pelo Cibiogás mostra que em 2020 foram 148 novas plantas no país, um crescimento de 22% na comparação com 2019. São 675 plantas, sendo que 638 encontram-se em operação para fins energéticos. A principal fonte de substrato utilizada para produção de biogás por biodigestão no Brasil é a agropecuária, representando 79% das plantas em operação. Por outro lado, sua contribuição no volume total de biogás
é de apenas 11%. Já plantas que processam resíduos sólidos urbanos ou efluentes de estações de esgoto respondem por 9% das plantas em operação, porém, são responsáveis por 73% do biogás produzido no país.

A geração de energia elétrica é o maior destino do biogás, com 85% das plantas, consumindo 73% do volume de biogás produzido. O biometano, que é apenas 1% das plantas, usa 19% do insumo, saindo do patamar de 3% registrado no ano anterior.

O financiamento ainda é considerado um desafio para a fonte. Em março, foi anunciada a seleção pelo Global Innovation Lab for Climate Finance do Fundo Garantidor para Projetos de Biogás. O fundo foi apresentado pela ABiogás e pretende fornecer garantias financeiras exigidas por bancos privados e, assim destravar cerca de US$ 100 milhões em investimentos, valor capaz de financiar até 30 projetos. A ideia foi colocada pela primeira vez no Plano Nacional para o Biogás e Biometano, elaborado pela associação em 2014. O fundo ainda não é considerado um produto de prateleira.

Antes, em fevereiro, foi lançado o BNDES Gás, um programa de soluções financeiras para estímulo a investimentos em biogás e gás natural. Ele é composto por linhas de crédito voltadas à ampliação da infraestrutura e da oferta de gás, do uso industrial e termelétrico do produto e da utilização em veículos pesados. No mesmo mês, o banco aprovou dois financiamentos com recursos do Fundo Clima para produção de biogás no interior de Goiás e no Paraná. Foram R$ 13,3 milhões à Albioma Codora Energia, em Goiás, e outros R$ 10,1 milhões para a Copacol, do Paraná.

A Albioma vai implantar uma linha de produção de biogás a partir da vinhaça, que vai aumentar a produção de biogás da usina em 8,7%. Parte da energia poderá ir à usina Jalles Machado, que fornecerá a matéria-prima. A Copacol vai usar a energia para as suas próprias instalações, dando um destino a resíduos poluentes.

Mas se os novos regramentos de Gás, Energia e saneamento trazem boas perspectivas, um outro tema que está sendo debatido traz atenção para o biogás. A revisão das regras da Geração Distribuída, que saiu do âmbito da Agência Nacional de Energia e deve ser ratificada em projeto de lei na Câmara dos Deputados, suscita forte debate desde o ano passado. Apesar das discussões estarem baseadas os equipamentos solares fotovoltaicos, a GD por biogás é exitosa, com ênfase no campo. Na suinocultura, o uso do biodigestor traz a autossuficiência energética para o produtor.

Para o presidente da ABiogás, no aspecto amplo é importante uma regra que não prejudique a indústria. Segundo Gardemann, a garantia de uma regra de transição suave que atenda a todos é fundamental. Sobre a GD por biogás, embora ela responda apenas por 66 MW ou 1,5%, sua relevância e vantagens não são minimizadas por ele. Aspectos como não ser intermitente, gerar na base, no horário de ponta e no fim da linha não foram esquecidos. “O Biogás contribui de maneira ativa em atributos, atributos individuais tem que ser reconhecidos dentro da nova política que está sendo construída”, avisa. A associação tem participado da discussão sobre as novas regras. No último dia 24 de fevereiro, a ABiogás assinou em conjunto com onze associações e entidades do setor elétrico, um manifesto que expressaram descontentamento em relação à uma proposta preliminar apresentada pela Agência Nacional de Energia Elétrica.

Considerando as tendência sugeridas pela Aneel muito drásticas para a GD, o gestor da área de planejamento energético do Cibiogás Breno Carneiro vê no projeto de lei do deputado Lafayette Andrada (Republicaos- MG) que tramita no Congresso Nacional um efeito amenizador de possíveis  impactos. Ele conta que a GD por biogás, por precisar do substrato, tem custos diferentes e uma dinâmica de payback,  instalação e operação completamente diferentes da solar e pontua aspectos como o da importância para os setores sucroalcoleiro e do agronegócio. Esses setores são pujantes na economia nacional e o biogás permite a potencialização do seu crescimento.

“O PL já faz uma distinção para fontes despacháveis. Elas já entram nas regras de transição, o que traz alívio para os projetos”, explica. Mesmo assim, Carneiro vê impactos na viabilidade dos sistemas, já que nem todos os estados terão o mesmo tratamento tributário. Breno pede que nas discussões sejam observados os atributos de cada fonte, já que o benefício ambiental do biogás tem forte apelo.

A insegurança jurídica com a mudança na GD é temida por Sergio Vidoto. Ele tem visto uma corrida na execução de projetos de forma a não serem alcançados por regras mais rígidas que as atuais. Para ele, apenas após a definição da nova regulação do tema é que será possível medir o ritmo de investimentos em sistemas de GD a biogás. “É provável que se houver uma taxação maior sobre a GD vai sim repercutir em redução de investimentos”, adverte.

O potencial nacional de produção de biogás bruto calculado pela ABiogás, é de 82,58 bilhões de m³/ ano, considerando os setores sucroenergético, saneamento, proteína animal e produção agrícola. Na comparação com o atual cenário de produção de biogás brasileiro de 1,83 bilhão de m³/ ano, constata-se que apenas 2% do total e aproveitado.

Voltar

Novo mercado visa trazer ambiente de negócios melhor para o insumo. Pontos como TCC da Petrobras e regulações devem avançar e ser acompanhados

Por Pedro Aurélio Teixeira

RIO DE JANEIRO, 17/03/2021 – A aprovação da Lei que instituiu o Novo Mercado do Gás, concluída na madrugada desta quarta-feira, 17 de março, foi comemorada pelos agentes ouvidos pela Agência CanalEnergia e considerada o início de uma nova fase para o setor. O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Paulo Pedrosa, viu a aprovação da lei com muito entusiasmo e ressaltou o debate democrático que culminou no novo marco. ‘Houve participação grande de muitos segmentos da sociedade nesse debate e a Câmara escolheu um projeto do mercado competitivo de gás. Um projeto que vai criar um mercado de grandes volumes de gás e preços competitivos”, afirmou. Segundo ele, as escolhas eram transparentes e foi feita a melhor opção.

Para Pedrosa, a expectativa é grande porque a aprovação da lei é uma pré-condição e não é a garantia do êxito do novo mercado e ainda são necessários os andamentos de outros pontos ligados ao tema, como o avanço no Termo de Cessação de Conduta da Petrobras, em decretos da Agência Nacional de Petróleo e nas políticas que serão desenvolvidas pelos estados. Para o presidente da Abrace, a competição não deverá ficar somente restrita as empresas, sendo ampliada aos entes estaduais. “Os que escolherem as melhores soluções para os seus estados vão ter crescimento e investimento. É muito bom ver estados como Espírito Santo, Rio de Janeiro, Sergipe e Amazonas escolhendo um caminho de maior competição”, avisa. Os estados citados aprovaram leis sobre a temática do gás, quebrando monopólios estatais que existiam.

Pedrosa também deixou clara a importância do economista e ex-presidente do Banco Central Carlos Langoni, que está hospitalizado em decorrência da Covid-19. Segundo Pedrosa, Langoni foi um dos responsáveis por idealizar o mercado de gás e trazer o ministro Paulo Guedes para essa agenda. “Langoni deu ao Brasil a possibilidade de ter um mercado novo de gás”, comenta.

O CEO da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, considerou a aprovação da nova lei do gás como uma grande ‘virada de página’, pela discussão de quase uma década. Para ele, a aprovação é a conclusão de uma fase importante do setor, em que se constrói um ambiente de negócios mais aberto a competição e receber investimentos. “É um sinal para o mercado de longo prazo bastante robusto”, avisa.

Moreira Neto também pediu atenção para detalhamentos e regulamentações que deverão ser aplicados após a promulgação. Segundo ele, essa fase vai atrair bastante atenção do setor. O CEO da Gas Energy também relaciona o cumprimento do TCC da Petrobras, o acesso ao transporte e os aspectos regulatórios como elementos necessários para o desenvolvimento do mercado, indo além da aprovação do PL.

Em nota, o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás parabenizou a Câmara dos Deputados pela aprovação do Projeto de Lei 4476/2020 (Nova Lei do Gás), reforçando decisão já tomada. O IBP considera que a nova lei trará benefícios para toda cadeia de petróleo e gás, além da indústria brasileira. Para a Federação das Indústrias do Rio Janeiro, com as melhorias regulatórias na nova legislação, o volume de investimentos deve aumentar nas atividades do mercado de gás até o consumo final em plantas industriais.

Para o deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), a aprovação fez abrir um caminho de investimento em um setor considerado importante e estratégico para a transição energética. “Um grande passo hoje a aprovação da lei do gás”, disse Jardim em vídeo no seu perfil em uma rede social.

Voltar

Venda de ativos da Petrobras e mudança nas leis estaduais estão entre os desafios. Preço só deve cair no ano que vem

Por Bruno Rosa

RIO DE JANEIRO, 17/03/2021 — A aprovação do novo marco regulatório do gás pela Câmara dos Deputados, que pôs fim ao monopólio da Petrobras no setor, não vai conseguir, sozinha, destravar os cerca de R$ 35 bilhões em investimentos previstos para o setor, na avaliação de especialistas.

A lista de desafios inclui a venda de ativos importantes da estatal nos segmentos de transporte e distribuição, a mudança nas leis dos estados para permitir maior competição e o acesso à capacidade em gasodutos nacionais que ainda estão reservados à Petrobras.

Estudo da consultoria Gas Energy aponta que somente a partir do próximo ano será possível observar movimento de queda nos preços do gás, que estão em alta este ano por conta do aumento do preço do petróleo no mercado internacional.

Entre os vetores essenciais para que isso aconteça está a garantia de que as empresas privadas tenham maior previsibilidade de acesso aos gasodutos já vendidos pela estatal, como a TAG e a NTS.

Com acesso ao transporte, a concorrência na comercialização pode se materializar, criando condições para a queda nos preços do gás no mercado.

— A Petrobras vendeu a TAG e a NTS, mas ainda tem contratos de uso desses dutos por um prazo longo. Agora, é preciso avançar com as regras e adaptações necessárias para que o mercado consiga acessar com segurança a capacidade disponível desses dutos — disse Rivaldo Moreira Neto, pesidente da consultoria Gas Energy.

Ele acrescenta:

— A expectativa é que A ANP (Agência Nacional do Petróleo) e as transportadores avancem nessa agenda e destrave o acesso até o próximo ano para a abertura do mercado se materializar.

Mas a venda de outros ativos segue como essencial para permitir essa maior concorrência no setor, dizem especialistas. É o caso da TBG, do gasoduto Brasil-Bolívia e da Gaspetro, que reúne a participação da estatal em 19 empresas de distribuição de gás pelo Brasil.

Os ativos estão em processo de desinvestimento pela estatal, mas a conclusão dos negócios segue em aberto, após a interferência do presidente Jair Bolsonaro na gestão de Roberto Castello Branco.

Para um executivo do setor, há um temor de que o processo de venda seja paralisado até que a nova gestão da estatal pelo general Joaquim Silva e Luna, cujo nome foi aprovado pela Petrobras, avalie os negócios. A indicação do militar ainda precisa do aval dos acionistas.

Acordo com o Cade

A Petrobras fez um acordo com o Cade, que regula a concorrência no setor, para sair dos  segmentos de transporte e distribuição de gás. A ideia era que tudo fosse concluído até meados deste ano, mas há especialistas apostando que o prazo seja ampliado até o ano que vem.

Segundo uma fonte do setor, a venda da Gaspetro é tida como pilar importante para baixar os preços do gás, pois vai permitir que a Petrobras deixe de dominar a produção do gás e a sua respectiva compra.

Nomes como a BR já chegaram a estudar a compra da Gaspetro, mas o negócio não avançou. A Cosan, por meio da Compass, também fez uma proposta para comprar 51% da Gaspetro, mas o negócio segue em discussão com a japonesa Mitsui, dona dos 49% restantes e que também quer sair do negócio.

— É uma venda muito complexa, pois vai envolver ainda os estados, que têm participação nas concessionárias. Mas a venda desses ativos são essenciais para ter o mercado aberto de gás — disse uma das fontes.

A venda dos ativos da Petrobras vem acompanhada de mudanças na regulamentação dos estados, que vêm modernizando a legislação para permitir que o consumidor industrial seja livre para escolha de seu fornecedor de gás e consiga investir na construção de novos gasodutos a taxas competitivas.

Pelas leis atuais, o investimento é inviável economicamente, dizem especialistas.

Mudanças em leis estaduais

Levantamento feito pela Gaspetro e ATgás, que reúne as principais empresas de dutos do país, aponta que Rio de Janeiro, Amazonas, Bahia e Sergipe já promoveram mudanças na legislação local, assim como o Espírito Santo que está em fase final de aprovação da regulamentação.

O Rio Grande do Sul já iniciou suas mudanças, com a aprovação da privatização da concessionária local.

— São movimentos importantes, pois vão permitir aumentar a entrada de mais gás na rede, permitindo preços menores e estimulando uma maior demanda, o que tende a gerar mais investimentos.  As empresas querem investir. Mas a lei precisa acontecer — disse Rogério Manso, presidente da AtGás.

Voltar

Vaca Muerta responde hoje por 25% da produção de petróleo da Argentina e pode chegar a 29% neste ano

Por Marsílea Gombata

SÃO PAULO, 25/02/2021 – Mergulhada em uma crise econômica que foi agravada pela pandemia, a Argentina tem em Vaca Muerta uma das poucas boas notícias atualmente. A região atingiu níveis recordes de produção de petróleo de xisto e viu crescer o número de abertura de poços. Analistas afirmam, contudo, que manter esse otimismo dependerá de ajustes macroeconômicos e de regras mais claras para as empresas.

Localizada na Província de Neuquén, Vaca Muerta responde por 40% das reservas de gás de xisto e 60% do total de petróleo não convencional da Argentina. Em dezembro, os campos alcançaram produção recorde de 124 mil barris/ dia (b/d) de petróleo, superando a marca anterior de 123 mil b/d, de março de 2020. Se esse ritmo se mantiver, a produção pode chegar a 150 mil b/d neste ano, segundo a consultoria Rystad Energy.

Em janeiro deste ano, o número de poços por fratura hidráulica cresceu 39% em relação a dezembro e dobrou em relação ao ano anterior. Eram 662 em janeiro, ante 477 em novembro, de acordo com relatório da S&P Global, com base nos dados da empresa NCS Multistage, com sede em Houston.

A atividade de fraturamento hidráulico em Vaca Muerta atingiu o maior nível em 17 meses. A estatal argentina YPF controla a maior parte da produção, em 382 poços, seguida por Vista Oil & Gas (111), Tecpetrol (39), Pluspetrol (31) e Pan American Energy (24).

“Essa melhora foi possível graças à alta do preço do petróleo no mercado internacional e à continuidade dos planos de investimento das empresas”, afirma Mauro Chavez, analista da consultoria Wood Mackenzie.

A produtividade dos campos de Vaca Muerta é atualmente comparável aos campos responsáveis pelo boom de xisto nos EUA. “Normalmente, um poço em Vaca Muerta é mais produtivo do que Permian ou Eagle Ford, nos EUA. Mas também é mais caro, porque a atividade fora da área de Loma Campana não é feita em escala e os custos com mão de obra, materiais e serviços são maiores na Argentina”, diz Artem Abramov, analista da Rystad.

“Mesmo assim, do ponto de vista de custos versus produtividade, Vaca Muerta já está no mesmo patamar do Permian. O desafio agora são novos projetos de infraestrutura para garantir o crescimento de longo prazo da produção”, continua.

Abramov afirma que Vaca Muerta responde hoje por 25% da produção de petróleo da Argentina e pode chegar a 29% neste ano.

Mas isso vai depender também de questões mais estruturais da Argentina. O reequilíbrio da macroeconomia – marcada por déficit fiscal de quase 10% do PIB, inflação anual de dois dígitos e controles de capital cada vez mais estritos – e um ambiente regulatório com regras claras são fundamentais, afirmam consultores.

“Há incerteza pelo lado macroeconômico e pelo político”, diz Mauricio Roitman, consultor e ex-presidente da Ente Nacional Regulador de Gás da Argentina (Enargas). “Temos desequilíbrios importantes na economia, estamos em um ano de eleições legislativas e não está claro o que pode acontecer, por exemplo, com a tarifa de gás. Serão fortemente subsidiadas ou acompanharão os preços do mercado? Não há muita previsibilidade.”

Soma-se a isso o fato de a maior parte da produção em Vaca Muerta estar nas mãos da estatal YPF, que se encontra em situação financeira complicada. No mês passado, a empresa chegou a um acordo com credores para reestruturar 60% de sua dívida, o que evitou que ela entrasse em default.

“Vemos com cautela essa melhora nos números de Vaca Muerta porque o contexto geral para atrair capital estrangeiro permanece muito desafiador na Argentina”, diz Rivaldo Moreira Neto, diretor da consultoria Gas Energy. “Sempre que se depende muito de uma estatal, tem-se uma injeção de recursos fortes, mas que tende a perder fôlego no longo prazo, se não for possível atrair investimentos estrangeiros de forma sustentada.”

Em contraste com a produção de petróleo em Vaca Muerta, a de gás de xisto caiu abaixo de 900 milhões de metros cúbicos em dezembro, pela primeira vez desde outubro de 2018. Em 2020 o número de novos poços de gás caiu 89% na região, ante 2019, segundo Chavez.

“Isso é reflexo de menos investimento. O governo congelou as tarifas para o usuário final, que estão há mais de 16 meses sem reajuste”, diz Chavez. “Isso acabou não compensando o investimento para explorar novos poços.” Ele afirma que o preço médio do gás no ano passado foi de US$ 2,5 / Btu, quando um preço mínimo para justificar o investimento teria de ser de US$ 3/ Btu.

A perspectiva, contudo, é que a produção de gás em Vaca Muerta também ganhe força com o Esquema Gas 2020-2023, de leilões para contratar distribuidoras, o que deve elevar o preço para US$ 3,4/ Btu.

Luciano Caratori, ex-subsecretário de Planejamento Energético no governo do ex-presidente Mauricio Macri, no entanto, vê com ceticismo o plano lançado em dezembro. “A resposta das empresas cobriu o mínimo, mas não será suficiente para todo o gás adicional que a Argentina precisa no inverno”, diz. No médio prazo, ele afirma, a Argentina precisa de mais infraestrutura para reduzir a dependência do gás externo.

Voltar

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.

Voltar

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.

Voltar

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.

Voltar

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.

Voltar

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.

Voltar