Assessoria de Comunicação

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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Por Jéssica Sant’Ana

BRASÍLIA, 01/09/2020 – O plenário da Câmara dos Deputados deve votar nesta terça-feira (1º) o novo marco legal para o mercado de gás natural. A Nova Lei do Gás, como foi apelidada, aumenta a competição no setor, acabando de vez com o monopólio da Petrobras, e promete reduzir os custos de transação para a indústria, principal interessada no combustível.

O projeto é uma das prioridades do ministro da Economia, Paulo Guedes, para a retomada da economia no pós-pandemia, pelo potencial de gerar o que ele define como “choque de energia barata” em médio e longo prazo. A equipe econômica estima que o marco pode atrair R$ 630 bilhões em investimentos em dez anos.

O texto que será votado em plenário é o mesmo aprovado no ano passado por unanimidade pela Comissão de Minas e Energia (CME), sob relatoria do deputado Silas Câmara (Republicanos-AM). O relator em plenário é o deputado Laércio Oliveira (PP-SE), que optou por não fazer modificações no projeto, apesar da pressão da oposição e das distribuidoras de gás, que querem incluir mecanismos de estimulo à demanda para garantir que o gás natural chegue ao interior do país. Eles vão tentar fazer alterações via emendas em plenário.

O governo e a indústria são favoráveis à aprovação do projeto como está, sem modificações. Eles dizem que texto realiza ampla reformulação do marco regulatório do setor ao acabar com o regime de concessão e permitir que novos gasodutos sejam construídos através do regime de autorização; ao mudar a legislação para obrigar em lei a Petrobras a abrir seus dutos para terceiros; ao reduzir subsídios cruzados para desenvolvimento do setor; e ao trazer suporte legal e segurança jurídica aos investidores privados.

“Além de impedir a formação de novos monopólios, a nova lei dá segurança jurídica de longo prazo para novos investimentos, à medida que estabelece a obrigatoriedade de acesso a terceiros para as novas infraestruturas essenciais e reforça o poder da ANP [Agência Nacional de Petróleo] para adotar medidas que assegurem o pleno desenvolvimento do mercado”, diz o CEO da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), estatal federal que ajudou na elaboração do novo marco, lembra que a proposta foi amplamente discutida nos últimos sete anos no âmbito dos programas Gás para Crescer e do Novo Mercado de Gás. “A aprovação do PL 6.407/2013 está em consonância com a visão de aumento da vantagem competitiva do setor de gás brasileiro frente à crescente liquidez e competitividade do mercado, buscando a retomada do crescimento econômico pós-pandemia e alinhamento com as melhores práticas da indústria”, diz em nota técnica.

Nova Lei do Gás não esgota todos os desafios, dizem indústria e especialistas

Apesar de defenderam a aprovação do texto da forma que está e de elogiarem os avanços trazidos pela nova legislação, indústria e especialistas em energia dizem que a proposta não esgota todas as condições para aumentar a competitividade e os investimentos e para criar um ambiente favorável à redução dos preços do mercado de gás natural.

“O texto da nova Lei do Gás, na condição em que se encontra, contribui muito para consolidar avanços fundamentais para o setor de gás natural. O projeto não esgota, porém, todas os desafios para que a abertura do mercado de gás se consolide, mas entendemos que é importante que nem todas as soluções venham por meio de uma lei. Uma regulação ativa e bem coordenada com o mercado é parte essencial para se chegar aos resultados esperados com a liberalização”, explica Moreira Neto.

“A aprovação do PL, coordenada com o avanço infralegal de agenda regulatória no âmbito da ANP, vai dar grande impulso para a concretização de novos investimentos a partir do gás natural”, completa o especialista.

Ele diz que no âmbito regulatório ainda é preciso equacionar duas questões principais: a falta de previsibilidade quanto à realização das chamadas públicas para acesso efetivo às malhas de transporte de gás natural no Sudeste e no Nordeste; e a ausência de instrumentos que permitam aos produtores e comercializadores privados garantir suprimento, uma vez que eles não dispõem das mesmas condições da Petrobras.

“Esses dois instrumentos são fundamentais para viabilizar os contratos de gás no mercado livre e dependem, em nossa visão, de maior e melhor coordenação entre os agentes envolvidos na transição para seu devido endereçamento”, finaliza.

O presidente-executivo da Associação Brasileira das Indústrias de Vidro (Abividro), Lucien Belmonte, cita outro ponto de atenção para o desenvolvimento do mercado do gás: que a Petrobras cumpra o acordo feito com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), o que não vem acontecendo, na sua avaliação.

O acordo foi o primeiro passo para aumentar a competição no setor de gás natural, já que a Petrobras tinha o monopólio da produção, transporte e distribuição. No termo de compromisso assinado com o Cade, a estatal se comprometeu a vender suas transportadoras de gás natural e também se desfazer de participação acionária indireta em companhias distribuidoras.

Ela pode fazer isso vendendo suas ações da Gaspetro – sociedade entre a Petrobras (51%) e Mitsui Gás (49%) – ou fazendo a Gaspetro vender suas participações nas companhias distribuidoras. Todos os desinvestimentos precisam ser cumpridos até 31 de dezembro de 2021.

Patrícia Agra, especialista em energia do escritório do L.O. Baptista Advogados, lembra ainda da necessidade de harmonização da lei nacional com as leis locais. “Não adianta a lei federal se tem uma lei estadual aqui em São Paulo que não permite que terceiros distribuam gás natural. Vai ser necessário todo esse arcabouço legal para garantir segurança jurídica ao investidor.”

Distribuidoras querem usinas térmicas para garantir demanda

As distribuidoras de gás, representadas pela Abegás, querem algumas mudanças no projeto. A principal delas é a garantia de demanda. Elas defendem que o projeto inclua uma política energética que garanta a contratação do gás natural pelas usinas térmicas “inflexíveis”, que são as principais demandantes do combustível no Brasil, ao lado das indústrias. As térmicas inflexíveis são aquelas que têm toda a energia comercializada por contratos bilaterais.

Segundo a Abegas, somente com a garantia de demanda será possível estimular a construção de dutos de transporte de gás natural até o interior do país, onde estão muitas fábricas. Atualmente, a malha de dutos no Brasil é muito pequena, com 9,4 mil quilômetros, e praticamente restrita à costa, mais próxima das plataformas de extração de petróleo e gás.

“Os produtores não têm como escoar [o gás natural], nem como chegar aos mercados, por causa da falta de infraestrutura de transporte”, diz Rafael Lamastra Jr., CEO da Compagas – distribuidora de gás natural no Paraná – e vice-presidente do Conselho de Administração da Abegás. “O PL da Nova Lei do Gás trabalha muito bem para aqueles que já têm gás, mas zero pra quem não tem gás. Vai manter a distribuição de gás somente para quem já tem acesso, porque não incentiva a interiorização dos dutos.”

Ele cita como exemplo as cidades paranaenses de Londrina, Maringá, Cascavel e Toledo, todo o Oeste de Santa Catarina e todo o interior do Rio Grande do Sul como potenciais interessadas em comprar gás natural, mas hoje desassistidas pela falta de interiorização dos dutos.

Segundo Lamastra Jr, sem garantir a demanda para o produto, através das usinas térmicas, os investimentos privados não chegarão – ou ficarão restritos à costa. “A solução térmica é a mais barata e fácil para desenvolver o mercado de gás natural. Não vão conseguir expandir [a malha de gasodutos] sem solução térmica”.

Patrícia Agra, especialista em energia do escritório do L.O. Baptista Advogados, concorda que é necessário garantir demanda para incentivar a atração de investimento privado em rede de gasodutos. “O governo tentou flexibilizar umas etapas, tirando o monopólio da Petrobras, liberando para destituição do gás e tentando fomentar o consumo, mas o setor de gás natural precisa ter oferta, meio de transporte e demanda para se desenvolver”, explica.

Ela lembra que as indústrias – principais consumidores do gás natural, ao lado das térmicas – precisam que a tubulação de gás natural chegue até onde elas estão. “Para isso, é preciso criar essa demanda no mercado secundário. Ligar às térmicas é uma solução”, diz.

O governo é totalmente contrário a essa ideia, que classifica de subsídio cruzado. “É preciso tomar cuidado para não promover gás natural barato às custas da energia elétrica cara”, diz a EPE em nota técnica.

“A presença de térmicas inflexíveis deve ser vista com muita cautela, pois pode desperdiçar gás e recursos renováveis para geração de energia, impondo o pagamento por energia não consumida. Isso pode prejudicar a competitividade da energia elétrica para a indústria e as pessoas”, completa.

Para a EPE, os investimentos em expansão da infraestrutura de gasodutos devem se pautar por estudos que demonstrem eficiência e competitividade. “Os setores de gás natural e energia elétrica têm potencial de crescerem juntos, de forma sustentável, desde que haja uma alocação equilibrada de custos e riscos, tomando cuidado com subsídios cruzados.”

Lamastra Jr. nega que a proposta da Abegás proponha subsídio cruzado e diz que não há como desenvolver o setor, como o governo promete, sem estímulo à demanda via térmicas.

O CEO da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, diz que a adoção de regras rígidas, que imponham a localização de projetos de consumo novos para garantir a construção de gasodutos, se distancia dos objetivos da modernização do mercado de gás natural.

“A maneira de se incentivar o crescimento da produção de gás natural que tenha o setor elétrico como uma de suas âncoras passa pela possibilidade de se permitir que um projeto de térmica baseada em gás novo (aquele ainda sem rota de escoamento construída) consiga participar dos leilões de contratação de energia”, defende.

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O ritmo da abertura da indústria do gás poderá ser maior ou menor a depender do avanço da agenda regulatória

Por André Ramalho

RIO DE JANEIRO, 17/08/2020 – Os agentes do mercado de gás natural estão confiantes de que o novo marco legal do setor começará a destravar investimentos – possivelmente – no curto prazo. O ritmo da abertura da indústria do gás, no entanto, poderá ser maior ou menor, a depender do avanço da agenda regulatória e do cumprimento do termo de compromisso da Petrobras com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), além, claro, da própria dinâmica da iniciativa privada no desenvolvimento de projetos.

Há um certo consenso no mercado de que a Nova Lei do Gás avança, ao mudar o regime de outorga de novos gasodutos (da concessão para autorização), e ao obrigar, em lei, a Petrobras a abrir a sua infraestrutura para terceiros.

A legislação não esgota, porém, todas as pendências, para que a abertura se consolide. Antes da construção de novos gasodutos, por exemplo, falta resolver quando a capacidade disponível da infraestrutura já existente será ofertada. Transportadores prometem para 2021 as chamadas públicas para contratação dessa capacidade, mas ainda não há um calendário oficial que dê previsibilidade aos agentes. Sem acesso aos gasodutos, os novos supridores não conseguem atender ao mercado.

“Só segurança jurídica não atrai investimento. Qualquer negociação no mercado livre, hoje, tem nessa incerteza [sobre o acesso aos gasodutos] algo bastante delicado”, afirma o presidente da Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto.

O executivo de uma petroleira afirmou, sob a condição de anonimato, que a própria abertura da infraestrutura da Petrobras, ao fim do dia, passa também por um entendimento sobre a remuneração dos ativos e do olhar dos reguladores sobre eventuais abusos.

O sócio do escritório Vieira Rezende, Ricardo Martinez, lembra também que o mercado livre de gás passa pelo avanço das regulações estaduais. “Cabe aos estados adaptarem as suas legislações, para que a indústria possa usufruir de todos os benefícios da abertura”, afirma Martinez.

A Abegás, representante das distribuidoras, destaca a importância da inclusão, em lei, de mecanismos de estímulo à criação da demanda, sob o risco de que, mesmo com a segurança jurídica, não haja mercado suficiente para absorver a oferta crescente. As distribuidoras defendem que a Nova Lei do Gás inclua uma política energética para propagação de termelétricas inflexíveis (de uso contínuo) de forma a viabilizar a interiorização dos dutos. “Não podemos perder essa janela de oportunidades para que o gás seja universalizado. Precisamos buscar a integração do sistema elétrico e do gás”, disse o diretor de Estratégia e Mercado da Abegás, Marcelo Mendonça.

As distribuidoras são o ponto dissonante no debate sobre a Nova Lei do Gás. Representantes das indústrias, produtores, transportadores se juntaram numa espécie de coalização em defesa do projeto apresentado pelo relator na Câmara, o deputado Laércio Oliveira (PP/SE). O grupo defende que a modernização do setor não comporta mais subsídios cruzados que promovam a expansão dos dutos às custas de tarifas de energia mais caras. Mendonça rebate que o subsídio já existe no modelo atual, para bancar as térmicas flexíveis.

Segundo o secretário especial de Produtividade, Emprego e Competitividade do Ministério da Economia, Carlos da Costa, a demanda virá naturalmente, a medida em que haja mais competição. “Quando trazemos concorrência, as margens [dos elos da cadeia] reduzem muito”, afirmou.

Para o secretário-executivo de gás do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), Luiz Costamilan, a nova lei traz condições de competição já “no curtíssimo prazo”.

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Reinjeção do insumo dispara nos últimos quatro anos

Por Daniel Rittner

BRASÍLIA, 14/08/2020 – Sem um mercado robusto e com limitações no acesso à infraestrutura de escoamento, o Brasil devolve para seus poços 42% de todo o gás natural que produz diariamente. O volume reinjetado nas jazidas quase dobrou – de 27,6 milhões para 52,6 milhões de metros cúbicos por dia – nos últimos quatro anos, período que coincide com o aumento da exploração no pré-sal.

As petroleiras, incluindo a Petrobras, defendem esse processo e enfatizam sua importância para maximizar a produção de óleo nos reservatórios. Para a indústria e especialistas, embora haja razões técnicas para a reinjeção, isso significa dar um uso menos nobre ao gás e enterrar a possibilidade de uma energia mais barata aos consumidores. De qualquer forma, uma parte do que volta para os poços não é mais recuperada e se perde para sempre.

O novo marco legal do gás, pronto para votação no plenário da Câmara dos Deputados, pode mudar essa equação. Um dos pontos do projeto de lei (PL 6.407 de 2013) é a garantia de “acesso não discriminatório e negociado de terceiros” aos gasodutos de escoamento da produção. São os dutos, no início da cadeia, que ligam os poços produtores às unidades de processamento de gás (UGPNs). Hoje o acesso à infraestrutura pode ser simplesmente recusado por seus donos, mesmo se houver ociosidade, por mera opção comercial.

Além dos obstáculos no acesso à infraestrutura, o CEO da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, aponta entraves técnicos e econômicos. O grande eixo de crescimento da produção nos últimos anos foi o pré-sal, que tem petróleo leve e com baixo teor de enxofre, mas um gás associado com elevada concentração de gás carbônico. “Em campos como Búzios, por exemplo, o percentual é bastante alto”, afirma.

Para evitar a formação de ácidos nos dutos e aumentar a recuperação de petróleo retido nos poços, mantendo a pressão nos reservatórios, reinjeta-se não apenas água, mas o próprio gás natural. “A falta de infraestrutura é um problema, mas às vezes a reinjeção é a melhor solução técnica.”

Em seminário virtual organizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), em junho, a diretora de refino e gás natural da Petrobras, Anelise Lara, argumentou que o processo de reinjeção “tem o potencial de aumentar a produção de dez a 15 pontos percentuais”. “Obviamente não podemos abrir mão dessa riqueza. São bilhões de barris de petróleo que podem ser produzidos a mais se considerarmos esses campos”, observou a executiva.

Para alguns críticos, no entanto, os volumes de reinjeção cada vez maiores indicam ausência de prioridade na criação de um mercado de gás. Desde 2011, enquanto a produção nacional subiu cerca de 90%, a quantidade de gás devolvido aos poços cresceu 375%. No campo de Urucu (AM), mais da metade do que sai volta à terra por impossibilidades de escoamento do insumo.

O superintendente da Associação Brasileira das Indústrias de Vidro (Abividro), Lucien Belmonte, diz que um preço mais alinhado aos valores internacionais poderia reativar imediatamente uma demanda de 5 milhões de metros cúbicos por dia.

Belmonte comenta que setores como o químico, de fertilizantes e siderúrgico deixaram de consumir gás nos últimos anos por causa dos altos preços. Nesses casos, não se trata apenas de uma fonte de energia, mas matéria-prima usada nos processos produtivos.

O problema da reinjeção, segundo ele, é que parte do gás não retorna mais. “Pode interessar às petroleiras, mas interessa à União? Os especialistas calculam que cerca de 30% do que é reinjetado se perde definitivamente”, diz o representante da indústria.

Na semana passada, diversas associações do setor industrial e de segmentos afetados entregaram ao deputado Laércio Oliveira (PP-SE) uma carta de apoio à aprovação da Lei do Gás. O projeto de lei, relatado por Laércio, já teve requerimento de urgência aprovado e espera votação no plenário da Câmara. Depois, ainda terá que passar pelo Senado antes de seguir à sanção presidencial.

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Por André Ramalho

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Por Wagner Gomes

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

E continuou:

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

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

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

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

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

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

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

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

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