Visões do Gás Natural

Transcrição

Uma contribuição para o futuro do Brasil
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Sumário
Apresentação04
Ricardo Mendes
Sumário
Visões para o Desenvolvimento da Indústria Brasileira de Gás Natural
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Marco Tavares
Gás natural, o motor do século
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Propostas para o Planejamento do Mercado de Gás Natural no Brasil
Paulo Pedrosa
Visões para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural
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Uma Visão para o Gás Natural no Brasil
Marcio Balthazar
Propostas para Planejar o Mercado de Gás Natural no Brasil
Ieda Gomes
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Adriano Pires
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Análisis y Propuesta para Brasil sobre
el futuro de la industria del gas natural
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Edmar de Almeida
Advice on the Brazilian Natural Gas Market
Alvaro Rios
Ashley Brown
(Falsos) Dilemas na Escolha da Matriz Energética e o Futuro do Gás Natural no Brasil
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Joisa Dutra
PROJETO
VISÕES
DO GÁS
NATURAL
Ricardo Mendes
Presidente do Conselho Diretor
da ABRACE
Apresentação
A falta de competitividade da indústria em relação à energia está entre os
principais fatores da perda de espaço da produção brasileira no mercado
global. Somada à redução do consumo doméstico, essa situação tem gerado
grande ansiedade entre as nossas associadas.
Mesmo assim, a Associação reafirma seu papel de instituição técnica e seu compromisso com o debate, pois essa é a melhor forma de se identificarem aperfeiçoamentos para os rumos do País. Ainda mais no caso do gás natural, cujo
debate esteve até agora desproporcional à sua importância para o nosso futuro.
O Projeto Visões do Gás Natural visa justamente preencher essa lacuna, com
a mobilização de lideranças na área para que auxiliem o próximo governo a
dar o devido peso ao gás natural.
Como parte dos esforços do projeto, neste documento disponibilizamos
as contribuições de especialistas que estão entre os mais respeitados do
setor energético brasileiro, ao mesmo tempo em que apresentamos a visão da ABRACE.
Você também pode contribuir nesse processo: conheça as diferentes percepções, pesquise, discuta e proponha a sua própria visão no site do Projeto
(visoesdogas.com.br). Venha ajudar o próximo presidente a definir de que
maneira o Brasil vai se posicionar em relação ao energético do século.
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Gás natural,
o motor do século
Paulo Pedrosa – presidente-executivo da ABRACE
Um gigante do gás natural: foi nisso que as tecnologias de perfuração horizontal e fraturamento de rochas
por muitas décadas, qualquer possibilidade do País no segmento. Pelo contrário, o gás, em muitos casos presente
transformaram os Estados Unidos nos últimos anos. O país hoje ocupa não só o posto de maior produtor de gás do
nos poços associado ao óleo, era visto como gerador de custos extras. Destiná-lo ao mercado consumidor – quase
mundo, como soube aproveitar o insumo como combustível para acelerar sua retomada econômica ao viabilizar a
inexistente – não era o foco.
revitalização da indústria.
O perfil da matriz elétrica brasileira – majoritariamente baseada em energia produzida a partir de hidrelétricas com
Atentos à reviravolta na competitividade entre nações e à verdadeira reindustrialização dos EUA, muitos países
reservatórios – contribuía para esse descaso, bem como o clima tropical na maior parte do território. Perfil que, vale
passaram a priorizar a energia competitiva como desafio nacional. Colômbia e Peru buscam soluções para desenvolver
observar, vem se transformando significativamente nos últimos anos, hoje já contando praticamente com usinas
suas reservas de gás e fomentar a produção local, enquanto a Austrália é tida como futura líder do mercado mundial
térmicas a gás na base. Por outro lado, países do hemisfério Norte voltaram-se ao combustível como alternativa para
de GNL. O insumo também assumiu grande relevância no novo plano energético do México e é tratado como
o uso doméstico e como combustível industrial.
prioridade na política externa da China, que acaba de assinar um acordo histórico com a Rússia para importação do
energético, ao mesmo tempo em que amplia os esforços de viabilização de produção doméstica.
O quadro começou a mudar a partir do início da década de 2000. Estimulada pela construção do gasoduto Bolívia –
Brasil e pelo subsequente Plano de Massificação do Gás Natural promovido pela Petrobras, a indústria passou a ter
O reposicionamento em torno do gás, que de coadjuvante se transforma em competidor do petróleo, impacta até
acesso em larga escala ao gás a partir do início da década passada. Disponível em condições de preço melhores do que
mesmo os tradicionais produtores. Há alguns meses, o príncipe Alwaleed bin Talal, da Arábia Saudita, alertou que
as dos energéticos concorrentes, o combustível ajudou diversas empresas a cumprirem metas de redução de emissão
a economia de seu país precisa ser diversificada por estar cada vez mais vulnerável à concorrência da revolução
de poluentes: mais limpo, eficiente e competitivo, o gás natural tornou-se, a partir daquele momento, insubstituível
americana. A formação de um novo equilíbrio geopolítico é uma realidade, sendo este o momento em que os países
em boa parte dos parques industriais brasileiros. Hoje, a condição de retorno aos energéticos anteriores é mínima.
estão tomando as decisões que determinarão suas posições no novo quadro de forças global.
O problema é que o setor de gás natural não depende apenas de mercado consumidor: exploração e produção,
transporte e distribuição estão organizados numa cadeia, fazendo com que as condições de comercialização entre
No Brasil, desafio é transformar gás em diferencial competitivo
“- Tenho duas notícias, uma boa e uma ruim”, diz o técnico de exploração ao diretor da área de uma petrolífera. “A
ruim é que furamos o poço e não encontramos óleo; a boa é que também não encontramos gás”. A piada frequente
em eventos do setor de gás natural no País resume bem a postura histórica em relação ao energético, que vem sendo
quebrada. Com foco prioritário na redução da dependência de petróleo importado, o País praticamente ignorou,
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cada um dos elos tenha impactos sobre o todo. Por isso, regras claras e estáveis em todas as instâncias regulatórias
também são fatores decisivos para o perfeito encadeamento dos diversos segmentos e, portanto, do mercado.
Infelizmente, o Brasil nunca dispôs de um planejamento dessa natureza. Por mais bem intencionadas que possam
ter sido, a maioria das ações em favor do gás natural foram desenvolvidas de maneira isolada e acabaram ficando
aquém de seus objetivos. Um bom exemplo é a questão do mercado livre que, previsto na Lei do Gás, de 2009,
também depende de regulações estaduais para funcionar na prática. Com exceção de alguns esforços – como em São
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Paulo Pedrosa
Paulo Pedrosa
Paulo e no Rio –, na maior parte dos casos tais regras sequer foram definidas. Mesmo nos casos em que já existem,
O primeiro deles é o estabelecimento de uma política pública para o energético que seja capaz de transformar a
dificilmente viabilizam o fechamento de contratos – seja pelo rigor excessivo, seja pela concentração de mercado nos
atual realidade, atraindo investimentos em favor de um futuro melhor. O fato é que a indústria do gás precisa de
segmentos de produção e transporte que dificulta o desenvolvimento efetivo do mercado.
diversidade em todos os pontos de sua cadeia, com mais liberdade e competição.
Isso passa por uma dinâmica para o setor de exploração e produção que viabilize a realização de licitações de
O Brasil não pode, no entanto, continuar à margem do ciclo virtuoso que hoje o gás natural protagoniza em boa
parte do mundo. De coadjuvante do petróleo, o energético tem de se transformar em primo rico, assumindo
definitivamente o diferencial competitivo que já encontrou na maioria dos nossos competidores internacionais.
A indústria está pronta para fazer a sua parte. Pesquisa da UFRJ com grupos industriais de setores energointensivos
mostra que, se tivesse gás a US$ 7 por milhão de BTU, a indústria nacional chegaria a triplicar o consumo no início
da próxima década. Essa expansão se daria não só pela viabilização de novos projetos de cogeração e de substituição
de outros energéticos, como principalmente graças a investimentos na expansão do parque produtivo atual.
Como efeitos diretos de tais investimentos, gás mais competitivo também vai significar mais desenvolvimento
econômico. Estudos realizados pela Fipe mostram que, com o gás a US$ 7 por milhão de BTU, os investimentos
agregados (diretos e indiretos) para a economia aumentariam em 7,8% até 2015, passando para 19,5% do PIB. Até
2025, esse efeito seria significativamente maior: a taxa de investimento passaria para 22,3%. O volume investido
passaria de R$ 585 bilhões para R$ 632,7 bilhões no curto prazo e para R$ 723,7 bilhões no longo prazo. Além disso,
a redução do preço médio possibilitaria um aumento anual de 0,5 ponto percentual no PIB do País até 2025. Isso
novas áreas de concessão em periodicidade anual, ao mesmo tempo em que se garanta que o gás descoberto seja
produzido e chegue à malha de gasodutos, sem entraves no escoamento das plataformas offshore ou nas unidades
de processamento. Ainda no que se refere às atividades de E&P, a diversidade depende ainda da questão das fontes
não convencionais de gás que, no caso brasileiro, têm o potencial de interiorizar a indústria e de atrair investidores
de menor porte para o segmento.
O segundo passo fundamental diz respeito à rede de gasodutos. É preciso ampliá-la para que seja um facilitador do
desenvolvimento do mercado, necessidade que traz questionamento inclusive sobre o próprio controle dessa rede.
Ao mesmo tempo, têm de ser considerados aspectos relativos ao acesso dos agentes a essa malha e à transparência
das informações. Só assim será possível o desenvolvimento de mecanismos comerciais para que os riscos possam ser
geridos por todos os agentes da cadeia.
Além disso a modernização institucional da cadeia do gás natural precisa ser complementada com a melhoria das
regulações estaduais que cristalizaram situações incompatíveis com o Brasil de hoje, como garantias de rentabilidade
inaceitáveis, e o fim de patentes conflitos de interesse que marcam e distorcem o mercado de gás.
significa que a renda suplementar gerada por esse melhor desempenho da indústria alcançaria a esfera dos R$ 712
O governo federal tem um papel de protagonista nas definições para que tais avanços sejam possíveis. Mas o
bilhões em 12 anos.
instrumento para demonstrar esse protagonismo tem de ir muito além de um relatório de dificuldades, e sim de
um planejamento verdadeiramente transformador, que reconheça o gás por seu papel de indutor de investimentos.
Como justamente demonstram os estudos da ABRACE, a expansão da oferta de gás competitivo é capaz de fomentar
Propostas: planejamento em favor do gás competitivo
Para participar do ciclo virtuoso que o gás natural protagoniza em boa parte do mundo, o Brasil precisa rever sua
estratégia em relação ao energético. A ampliação do debate é o primeiro passo para avançarmos nessa direção.
Hoje, a capilaridade das discussões sobre o futuro do gás natural está desproporcional à sua importância para o
futuro do País. O fato é que governo, empresas, especialistas e todo o restante da sociedade têm de participar, de
maneira que seja possível expandir a compreensão da sua importância e que sejam trabalhadas propostas em favor
do desenvolvimento amplo do setor.
Evidentemente que essa discussão tem que ter qualidade técnica apurada e, como já se percebe por debates
fomentados por interlocutores diversos – como o Fórum das Associações Empresariais Pró-Desenvolvimento do
Mercado de Gás Natural e o Projeto +Gás Brasil – os principais vetores desse futuro já estão surgindo. Na limitação
deste texto, é possível pontuar alguns desses aspectos principais.
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um novo ciclo de investimentos para a economia brasileira.
O fundamento desses estudos da indústria não se baseia num simples capricho: é esse ciclo de investimentos que
vai nos ajudar a recuperar a capacidade fabril nacional, com escala e inovação. Caso contrário, a indústria, que hoje
já está estagnada, só tende a envelhecer e se deteriorar. Desse modo, quando se confirmarem as perspectivas de
aumento da oferta de gás, o Brasil pode não ter mais condições de disputar seu lugar no parque industrial global:
mantidas as atuais condições, dificilmente nossa indústria sobreviverá até lá.
Por isso, essa política pública também tem que contemplar uma ponte para esse futuro. Essa transição passa pela
garantia de oferta e, principalmente, por uma política de preços que garanta a competitividade do gás já neste
momento, para que desde já sejam promovidos investimentos. Não podemos nos esquecer da lição americana: os
efeitos finais do gás competitivo são benefícios estruturais amplos, duradouros e coletivos. Para garanti-los no futuro,
temos de antecipá-los desde já.
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Visões para o
Desenvolvimento
da Indústria
do Gás Natural
Ieda Gomes
Gás Natural no Contexto Mundial
Três fatores são fundamentais para entender a importância do gás natural no contexto mundial:
O gás natural ocupa e continuará a ocupar um papel muito importante na matriz energética mundial. Segundo
1. A revolução do gás de folhelho (“shale gas”) nos Estados Unidos, que hoje representa 40% da produção de
projeções da Agência Internacional de Energia (AIE) sua participação deverá crescer de 21 % em 2012 para 25%
em 2035. O aumento do consumo de gás natural será impulsionado pelos países emergentes, particularmente
da Ásia e Oriente Médio, que necessitam de energia limpa e eficiente para manter suas indústrias competitivas,
produzir eletricidade e gerar novos empregos.
Composição da Matriz Energética Mundial
gás no país, cerca de 800 milhões m3/dia. A parceria entre o Governo e empresas privadas, particularmente
empresas independentes de médio porte, no desenvolvimento de tecnologia de poços horizontais e de
fraturamento das rochas de folhelho tornou possivel a produção em escala comercial. Os impactos na
economia americana são surpreendentes:
AUTOSUFICIÊNCIA ENERGÉTICA
O gás de folhelho foi o fator decisivo para o crescimento de 42% nas reservas provadas de gás dos EUA nos
últimos 7 anos, comparado com o crescimento de 18% das reservas mundiais. Em apenas 8 anos, os EUA
passaram de importador a exportador de gás natural.
Além de gás, os folhelhos também produzem petróleo. A produção de petróleo de folhelho nos EUA é de 2
milhões de barris por dia, equivalente à produção total de petróleo do Brasil.
BENEFÍCIOS ECONÔMICOS
Com o aumento da oferta de gás natural, os preços do gás nos EUA cairam de US$ 8-10/MMBtu para US$ 4-5/
MMBtu[1]. Tendo em vista o consumo médio de gás de 1,9 bilhão de metros cúbicos por dia, isso significa uma
economia para os EUA de US$ 100 bilhões/ano.
O barateamento do preço do gás natural atraiu dezenas de projetos industriais para os EUA, com investimetos
anunciados de mais de US$ 90 bilhões nos últimos dois anos. O “boom” do gás de folhelho deverá gerar mais
de 1 milhão de empregos diretos e indiretos no curto prazo e contribuir com um Valor Adicionado de US$ 118
Fonte: Agência Internacional de Energia (AIE), 2013
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bilhões em 2015.
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Ieda Gomes
Ieda Gomes
A população americana também se beneficiou: os consumidores residenciais tiveram uma redução média da
O Brasil precisa de gás natural, pois é o combustível que reúne qualidades que não se encontram em outros
conta de gás de 33% no período 2006-2013. A redução na conta de eletricidade foi de 10%, aumentando a renda
energéticos: é mais limpo que o carvão e o petróleo; é versátil, podendo ser consumido em todos os segmentos
disponível das famílias americanas em quase mil dólares por ano (R$ 2200,00/ano)
(residencial, industrial, transportes, geração de eletricidade); é um combustível imprescindível para a qualidade
1. O crescimento do comércio mundial de Gás Natural Liquefeito (GNL), que cresceu mais de 100% nos
últimos dez anos. Além de interligar produtores e mercados distantes como Trinidad e Tobago com a Ásia,
a indústria não cessa de inovar, através do desenvolvimento de tecnologias para uso de GNL em transporte
dos produtos industriais; e não é intermitente, como o vento ou a energia solar. Além de reservas pouco mapeadas
de gás convencional, o Brasil tem enormes reservas de gás de folhelho, ocupando a décima posição mundial,
segundo estudo do Departamento de Energia dos EUA.
urbano, navios, locomotivas, além de projetos de liquefação flutuantes, que permitem o aproveitamento de
Uma série de entraves institucionais, fiscais e regulatórios colocam em evidência a fragilidade e a dependência
reservas de gás em campos de díficil acesso.
energética crescente do Brasil:
2. As enormes descobertas de gás natural na África Oriental, Austrália, China e Turquemenistão, gerando
bilhões de dólares em investimentos e turbinando a economia e o mercado de trabalho nesses países: um
projeto de gás natural integrado mobiliza de 10 a 20 mil empregos na fase de construção e gera investimentos
de US$ 10 a 30 bilhões.
A experiência mundial mostra que os países bem sucedidos são aqueles que efetivamente desenvolveram políticas
de incentivo à exploração de gás, regularam as atividades monopolísticas do setor e implementaram parcerias
entre governo e iniciativa privada.
1. Incertezas quando à Oferta
Dependência acentuada e crescente de importações de gás natural e GNL. A situação deverá se agravar a
partir de 2019 quando expira o contrato de gás boliviano, pois a Bolívia não dispõe de reservas suficientes
para garantir o suprimento do Brasil aos volumes atuais por mais 20 anos.
Falta um cronograma anual e estável de rodadas de exploração de petróleo e gás natural. As rodadas, até
então anuais, foram interrompidas em 2008 e retomadas em 2013; aparentemente não vão ocorrer nem 2014,
nem em 2015, gerando incertezas junto aos investidores, e prejudicando a reposição das reservas brasileiras
de petróleo e gás no longo prazo.
Cenário nacional: desafios e barreiras
Em 2012 a participação do gás natural na matriz energética brasileira foi de 11,5%. Apesar da produção
doméstica de gás ter crescido 69% entre 2006 e 2014, apenas 36% do gás nacional chega ao mercado consumidor,
o restante é consumido nas atividades internas e refinarias da Petrobrás. O Brasil se tornou importador de gás
natural em 1999, com a entrada em operação do gasoduto Bolivia-Brasil.
Embora tenha cogitado exportar GNL, a Petrobras cancelou o projeto em função de incertezas quanto à
de outros países, como os EUA, Inglaterra e China, que oferecem diversos incentivos fiscais e econômicos,
o Brasil não diferencia o gás do petróleo e não oferece incentivos para produção de gás natural. O leilão de
blocos de gás realizado em novembro de 2013 foi decepcionante: de 240 blocos ofertados, somente 72 foram
arrematados, 49 dos quais pela Petrobrás, refletindo a falta de incentivos e incertezas regulatórias.
2. Entraves ao Crescimento da Demanda
produção de gás do Pré-Sal. A situação de dependência externa vem aumentando, com importações crescentes
Os preços de gás no Brasil são dos mais altos no mundo – isso apesar de 65% do gás nacional ser associado e
de GNL a partir de 2009, o qual é 50-60% mais caro que o gás importado da Bolívia.
portanto com custo de produção baixo, já embutido no custo de produção de petróleo. Em dezembro de 2013 o
O consumo de gás para geração de energia elétrica quadruplicou entre 2011 e 2014, enquanto que o consumo
nos outros setores (industrial, residencial e transporte) tem estado praticamente estagnado, fruto da falta de
políticas setoriais para o gás e de preços pouco competitivos.
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Inexistência de incentivos para exploração tanto de gás convencional e não-convencional. Diferentemente
preço ao consumidor industrial era quase três vezes o preço nos EUA e de 10 a 37% mais caro do que nos países
europeus. O preço ao consumidor residencial chega a 450% do preço residencial nos EUA e é 26% mais caro
que no Reino Unido. Preços altos e indefinição quanto à oferta inibem a maior penetração do gás na indústria
e residências.
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Ieda Gomes
Preços Internacionais de Gás no City-Gate, 2012
Ieda Gomes
Petrobrás é obrigada a comprar GNL no mercado spot/curto prazo para impedir que falte energia elétrica no
Brasil, pagando preços altos, similares aos do Japão. Em 2013 o custo de importação de GNL foi superior a US$
3 bilhões, situação que deverá se repetir em 2014.
3. Quadro institucional e regulatório desfavorece a competitividade
Decorridos quase 20 anos após a emenda constitucional quebrando o monopólio estatal do petróleo, e apesar
de existirem mais de 70 empresas explorando ou produzindo petróleo e gás no Brasil, a Petrobrás detém o
monopólio de fato no suprimento de gás natural no País. A Petrobrás controla toda o suprimento de gás aos
Estados, todos os pontos de importação e ainda participa com poder de veto da maioria das distribuidoras de
gás no Brasil.
Como consequência do monopólio não regulado no suprimento, o gás natural é precificado no city-gate ao
custo de oportunidade com o óleo combustível, sem qualquer relação com custos de produção. Não existe
transparência quanto ao custo da matéria-prima e do transporte. O gás nacional sem desconto é 20% mais caro
que o gás importado boliviano. Além disso, produtores associados vendem o gás para a Petrobrás a preços baixos
na boca-do-poço, por falta de acesso ao mercado, sem que esse benefício seja repassado aos consumidores.
A venda de gás ao consumidor final é controlada pelas distribuidoras estaduais de gás canalizado, com contratos
de concessão exclusiva de 30-50 anos, renováveis por mais 20 anos. Apesar de margens permitindo a recuperação
Source: International Gas Union e Nexant, 2012
de custos e investimentos, apenas a CEG (RJ) e a COMGAS (SP) têm investido no crescimento da infra-estrutura
e na penetração do gás nos segmentos residencial e comercial. As duas empresas respondem por 93% dos
Vários fatores contribuem para o preço alto do gás natural no Brasil: preço elevado da molécula, baixo consumo
individual no setor residencial devido ao clima ameno, alta carga tributária, ausência de competição na oferta e
dependência crescente de gás importado.
A carga tributária sobre o preço do gás é muito elevada, equivalendo a 27% do preço do gás sem tributos; em
consumidores e por 73% das redes de distribuição de gás natural.
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que tem como função assessorar a Presidência na
formulação de políticas e diretrizes relacionadas ao setor de energia, tem sido pouco atuante, reunindo-se duas
vezes por ano, com representatividade pouco expressiva da sociedade civil. Inexiste coordenação entre os orgãos
muitos casos os impostos excedem as margens de distribuição.
reguladores estaduais e federais.
Distorções criadas por políticas populistas de redução de preços de eletricidade impedem o desenvolvimento do
Apesar de vários estados permitirem a existência de consumidores “livres”, não existem incentivos para que tal
mercado de cogeração, que além de ser um dos usos mais eficientes do gás, possibilitaria o descongestionamento
aconteça, devido à falta de competição no suprimento de gás e margens de distribuição que praticamente não
das redes de distribuição de eletricidade.
diferenciam consumidores livres e cativos.
O consumo de gás na geração de eletricidade cresceu 300% entre 2011 e 2014; apesar do perfil cada vez mais
No cenário internacional, os grandes consumidores industriais de energia deverão ampliar seus investimentos em
hidrotérmico do sistema elétrico brasileiro, as condições de despacho do Operador Nacional do Sistema (ONS) e
as regras restritivas dos leilões de energia – por exemplo, preços incompatíveis com preços de mercado e exigência
de comprovação de reservas de gás por 20-25 anos – impedem a assinatura de contratos de gás de longo prazo
e a participação de investidores privados em projetos de usinas elétricas a gás natural. Como consequência, a
países com custos de produção baixo e energia competitiva: EUA, Oriente Médio, China e India, em detrimento
de países e regiões onde o preço da energia não é competitivo, como o Japão, Europa e, possivelmente, o Brasil.
Além de perda de investimentos industriais e de oportunidades de geração de emprego, o Brasil corre o risco de
precisar recorrer a usinas termelétricas emergenciais a óleo combustível, mais caras e poluentes, tal como vem
ocorrendo em países que não conseguiram viabilizar uma produção doméstica sustentável de gás natural, por
exemplo Bangladesh e Paquistão.
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Ieda Gomes
Participação no Mercado Global de Produtos Intensivos em Energia
Ieda Gomes
Revisão pela ANP e Ministério de Minas e Energia das regras de licitação visando oferecer incentivos ao
investimento na exploração de gás natural: redução ou abolição dos bônus de assinatura e participação
especial, abrandamento dos requerimentos de conteúdo local, concessão de incentivos fiscais para produção
de gás natural, redução/isenção dos royalties , concessão de financiamento em termos favoráveis para
construção de infraestrutura de escoamento de gás.
Obrigatoriedade da Petrobrás e produtores privados de informarem a disponibilidade de gás no curto e
longo prazos, visando o planejamento de investimentos pelos consumidores finais.
A ANP deve organisar leilões periódicos de compra de gás produzido por empresas independentes e
parceiros da Petrobrás, com acesso garantido à infraestrutura de transporte e transferência de gás, com
remuneração do uso da infra-estrutura definida pela ANP.
Viabilização inicial pelo Governo de infraestrutura de transporte de gás produzido em zonas distantes
dos centros consumidores, com emissão de “bonds” de infraestrutura.
Fonte: Agência Internacional de Energia (AIE), 2013
Criação de Demanda Sustentável
A política de preços deve encorajar a penetração do gás em todos os segmentos do mercado. Enquanto não
Propostas para o Desenvolvimento da Indústria de Gás no Brasil
O Brasil precisa urgentemente de uma política efetiva de Governo para o gás natural. O modelo atual não está
funcionando e não atende às necessidades da sociedade brasileira, pois: 1) não reduziu, ao contrário aumentou,
a dependência de gás importado; 2) não estimulou a competição no suprimento; 3) não contribuiu para baixar os
preços aos consumidores; 4) está desestimulando o investimento industrial no Brasil; 4) e não está possibilitando
a construção de termelétricas a gás a preços competitivos. O Governo Federal deve coordenar ações prioritárias
visando estimular a indústria de gás no Brasil, dentre as quais:
Definição de política de gás natural com participação efetiva da sociedade, com metas de investimentos por
parte do Governo e do setor privado e ações efetivas para superar os entraves. O CNPE deveria ser reformulado
para cumprir seu papel estatutário, com ampliação da participação da sociedade civil.
Choque de Oferta, visando aumentar a produção de gás no Brasil e incentivar a competição no suprimento.
É imprescindível uma ação imediata pois o efeito somente se fará sentir no longo prazo tendo em vista os
horizontes de maturação de projetos de gás natural (5-10 anos).
Compromisso do governo federal de manter um cronograma anual e previsivel de rodadas de exploração de
houver competição no suprimento, o Governo deveria regular as atividades monopolísticas:
Separação contábil e aprovação pelo Governo dos custos da molécula e transporte de gás.
Preço de gás no city-gate pelo custo do serviço em lugar de custo da oportunidade.
Investimentos realizados pela Petrobras em projetos “estratégicos” de baixa utilização, tais como o gasoduto
GASENE, não deverão ser repassados ao consumidor final. Se aprovados pelo Governo, deverão ser objeto
de políticas específicas de financiamento.
Redução da carga tributária sobre o gás natural: isenção de PIS/Cofins e redução do ICMS.
O transporte de gás é um monopólio de fato. Portanto, à semelhança de outros países, a ANP deverá publicar
e moderar as tarifas de transporte de gás natural.
Coordenação entre ANP e orgãos reguladores estaduais para harmonização de margens e tarifas de
distribuição de gás.
Incentivos ao uso sustentável de gás nos segmentos de transporte (GNV), cogeração industrial, geração
petróleo e gás natural.
distribuída e residencial: financiamento a juros baixos da infraestrutura de transporte e distribuição,
Mapeamento geológico detalhado pela ANP das reservas de gás no Brasil.
(GLP) em regiões dispondo de redes de gás canalizado; eliminação das distorções regulatórias entravando o
conversão de consumidores, compra de veículos e postos de GNV; eliminação dos subsidios ao gás de botijão
crescimento da geração distribuída.
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Ieda Gomes
Ieda Gomes
O Governo Federal deverá reformular as regras dos leilões de energia visando atrair investidores privados na
construção de termelétricas a gás: leilões por fonte de energia, preços realistas e compatíveis com o mercado,
abolição da exigência de comprovação de reservas de gás por 20-25 anos e custos fixos compatíveis com as
obrigações de suprimento de contratos de gás natural. Isso permitiria ao investidor firmar contratos de gás/GNL
de longo prazo, economizando bilhões de dólares para o País.
É imprescindível a reformulação do Marco Regulatório, visando incentivar a eficiência e atrair investimentos.
O Governo precisa coordenar a abertura da infraestrutura de gás a terceiros interessados mediante
remuneração justa e transparente para diversificar a oferta e aumentar a competição, aí incluídos os gasodutos
de transporte, escoamento e transferência, redes de distribuição e terminais de GNL.
O marco regulatório do setor de gás deve efetivamente regular os monopólios naturais visando o justo
equilíbrio entre a proteção ao consumidor e a atração de investimentos. A experiência bem sucedida
nos EUA e países europeus mostra que esses princípios têm sido bem sucedidos em aumentar a oferta e
competitividade do gás natural.
O Reino Unido e países europeus optaram por um operador único privado, para o sistema nacional de
transporte de gás natural. Nos EUA co-existem diversos operadores, todos privados. O que existe em
comum entre esses países: os transportadores de gás não podem ser comercializadores, devido ao conflito
de interesse. O Brasil deveria implementar um modelo semelhante, seja através da venda dos ativos de
transporte da Petrobrás para um operador neutro, ou através da criação de um operador independente do
Sistema Nacional de Gás, à semelhança do que ocorre no setor elétrico.
Para garantir a diversificação de suprimentos e a competição na oferta, a Comunidade Européia obrigou
os monopólios nacionais de gás a liberarem 10% dos contratos de gás e da capacidade de transporte para
terceiros, o que facilitou a competição e a atuação de comercializadores independentes. O Brasil poderia
adotar políticas similares, visando encorajar a competição no suprimento.
CONHEÇA O AUTOR > Ieda Gomes
[1] MMBtu, unidade energética usada na indústria do gás, equivalente 28 metros cúbicos de gás.
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Ieda Gomes é socia-diretora da Energix Strategy Ltd, consultoria baseada no Reino Unido. Ieda é membro do Conselho da
Camara de Comércio Brasil-Grã Bretanha em Londres, diretora na Divisão de Energia do Departamento de Infraestrutura
da Federação da Indústria do Estado de S. Paulo e membro do Board da Bureau Veritas (França) e da InterEnergy
Holdings (IEH). Ieda é também Senior Visiting Research Fellow no Oxford Institute of Energy Studies, membro do Comitê
de Programa da LNG18 e do Steering Committee de Young Engineers da Gastech.Ieda atuou por mais de 13 anos na BP
plc, baseada em Londres, tendo exercido os cargos de Vice President of New Ventures, Presidente BP Brazil, VP Latin
America Gas and VP Market Development BP Solar. Antes da BP, Ieda foi Presidente da Comgas em S. Paulo, de 1995
a1998. Ieda é graduada em Engenharia Quimica com mestrados em Energia pela USP e Engenharia Ambiental pela Ecole
Polytechnique Federale de Lausane. Em 2001, Ieda recebeu o prêmio Veuve Clicquot Business Woman of the Year Brazil.
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Uma Visão
para o Gás Natural
no Brasil
Edmar de Almeida
O Contexto internacional
A partir da década de 1980, a difusão do gás natural na matriz energética primária mundial passou a crescer
rapidamente. Saltou de 19% em 1980 para 24% em 2010. Este crescimento se explica por um intenso processo de
inovação tecnológica, que permitiu ao gás natural atender a novos mercados.
Foi a partir de uma série de inovações tecnológicas que o gás natural passou a ser utilizado como combustível
automotivo (GNV); como matéria-prima para produtos petroquímicos e combustíveis líquidos (química do
metano – gas-to-liquids – GTL, metanol, DME e amônia e uréia) e como um importante insumo para produção
de eletricidade (turbinas a gás com ciclo combinado – TGCC).
Mais recentemente, uma nova onda de inovações, agora pelo lado da oferta, vem descortinando um novo
horizonte para a indústria do gás natural. Dois grupos de inovações têm contribuído para mudar o cenário de
O gás não convencional mudou radicalmente a geopolítica do gás natural, uma vez que a América do Norte,
tende a se tornar exportadora de gás natural. Esta revolução contribuiu também para uma enorme diferencial
de preços regionais de gás. Desde 2009, os preços de gás nos Estados Unidos situam-se em um patamar entre 2 a
3 vezes menor que nos países onde o preço do gás está vinculado ao preço do petróleo, como a Europa, o Japão,
e o Brasil. A Agência Internacional de Energia – AIE estima que esta vantagem de preços da América do Norte
tende a perdurar nas próximas décadas.
Este diferencial de preços se traduz em grandes vantagens competitivas para os países que têm acesso ao gás
competitivo. Nos últimos anos, observou-se um grande fluxo de investimento das indústrias gás intensivas
para os Estados Unidos. O preço da energia elétrica também é favorecido, uma vez que o gás é insumo muito
importante para produção de energia elétrica. Assim, pode-se afirmar que o gás não-convencional representa
uma verdadeira revolução energética, com impactos que vão muito além da indústria do gás.
oferta de gás no mundo. As inovações na cadeia do GNL que permitem reduzir significativamente o custo do
transporte do gás e as inovações na produção de gás não-convencional. Com relação a esta última, destaca-se a
tecnologia de grandes poços horizontais com fraturamento hidráulico.
O Cenário Nacional
Com o desenvolvimento do gás não-convencional, a disponibilidade de gás se desvinculou da disponibilidade
A oferta de gás natural competitivo representa um dos maiores desafios da política energética brasileira
de petróleo. As reservas mundiais de gás natural vêm crescendo rapidamente e, em 2010, se igualaram às de
atualmente. A partir da década de 2000, o consumo de gás natural no país foi estimulado de forma que
petróleo. Algumas grandes empresas do setor de petróleo e gás já detêm mais reservas de gás natural que de
participação do combustível na matriz energética nacional saltou de 4,1% em 1999 para 11,5% em 2012 (MME,
petróleo. Esta maior disponibilidade do gás natural associada às vantagens ambientais do gás em relação ao
2013). Esta rápida difusão explica-se pelo enorme esforço de investimento da Petrobras e de outros agentes do
carvão e ao petróleo tem levado muitos especialistas e autoridades energéticas a enxergarem o gás natural como
setor na criação de uma infraestrutura básica necessária para garantir a oferta de gás natural para a indústria, o
uma fonte de energia com um papel protagonista na transição da matriz energética atual para uma futura matriz
setor elétrico e mercado de GNV.
com predominância de energias renováveis e sustentáveis.
20
21
Edmar de Almeida
Gráfico 1 – Evolução Consumo e da Participação do Gás na Matriz Energética do Brasil
Edmar de Almeida
Os preços elevados do gás natural importado afetam também a própria Petrobras já que a empresa nem sempre
consegue repassar para os consumidores finais todo o custo de importação. Este é o caso particular do GNL
vendido às termelétricas que têm seus preços de eletricidade atrelados a contratos de longo-prazo. Em 2013, por
exemplo, o preço pago pelas térmicas inseridas no programa prioritário das térmicas foi de 5,105 US$/MMbtu
frente a um preço médio do GNL de 12,85 US$/MMBtu.
Se atualmente a situação da indústria de gás natural brasileira desperta grandes preocupações, para os próximos
anos as perspectivas não são muito reconfortantes. Segundo a Petrobras, o cenário de oferta doméstica continuará
desfavorável, pelo menos até 2020. De acordo com a empresa, a oferta adicional de gás nacional proveniente dos
investimentos na área do pré-sal não será suficiente para atender o crescimento da demanda de forma que o
balanço entre a oferta e a demanda dependerá do aumento das importações de GNL.
O cenário de escassez de gás natural mostra-se ainda mais preocupante uma vez que o déficit de gás previsto
pela Petrobras não considera um aumento significativo do consumo no setor elétrico. Entretanto, as dificuldades
crescentes de construção de hidrelétricas com grandes reservatórios na região Amazônica exigem uma
participação cada vez mais ativa do segmento de geração térmica a gás natural. Assim, sem uma oferta doméstica
de gás natural adequada, a segurança de abastecimento do setor elétrico fica comprometida, assim como o
equilíbrio econômico da Petrobras que corre o risco de ter que importar cada vez mais GNL.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME, 2013
Propostas para Uma Agenda de Políticas para o Gás Natural
Nesse contexto, ao longo da última década, os setores supracitados foram gradativamente tornando-se
Os motivos acima deixam claro que é estratégico para o país uma agenda de políticas públicas para incrementar
dependentes do gás natural. No setor industrial, a participação do energético saltou de 3% em 1990 para 11% em
2012. No transporte rodoviário, cerca de 1,7 milhões de motoristas acreditaram no gás natural e converteram
seus veículos para o GNV. No segmento de geração elétrica, a participação do gás natural saltou de menos de
1% em 1999 para 10% em fevereiro de 2014, sendo atualmente a principal fonte de complementação hidráulica.
Contudo, o acelerado crescimento da demanda de gás natural não foi acompanhado pela expansão da oferta
nacional, de forma que nossa dependência externa em relação ao energético se manteve elevada, situando-se em
cerca de 40% em 2012 (MME, 2013). Em 2013, o déficit da balança comercial de gás natural atingiu o recorde de
6,96 bilhões de dólares.
O crescimento das importações de gás natural não apenas afeta a balança comercial Brasileira, mas também
impõe um custo elevado para a indústria e para o setor elétrico nacional uma vez que os preços do gás importado
encontram-se em patamares elevados. Em 2013, o valor médio pago pelo gás Boliviano nos city-gates foi de 10,1
US$/MMbtu. O preço médio de importação do GNL no mesmo ano foi de 12,85 US$/MMbtu. Os problemas
relacionados ao elevado custo do gás natural para o setor industrial brasileiro se agravam no cenário atual pelo
reduzido preço do energético na América do Norte (4,9 US$/MMbtu em março de 2014) que, associado a outros
a oferta competitiva de gás no curto e médio prazo.
Nesse contexto, é essencial que se estimule o investimento e a competição no upstream, viabilizando a entrada de
novos agentes no setor. O aumento do número de agentes principalmente nas etapas de exploração e produção,
mostra-se essencial para o aumento da oferta doméstica de gás natural uma vez que o programa de investimento
da Petrobras para os próximos anos está comprometido com o Pré-Sal e com a expansão do parque de refino
nacional.
O aumento da atratividade dos investimentos na indústria de gás natural brasileira, contudo, depende da
superação de algumas barreiras regulatórias e de mercado. A primeira questão a ser tratada é o aumento da
produção em terra. Tendo em vista as menores exigências de capital e os menores custos de escoamento, as
barreiras à entrada na atividade de produção em bacias terrestres mostram-se significativamente menores o
que favorece a entrada de novos agentes nesse segmento. Contudo, para que a produção em terra aumente sua
importância no Brasil é preciso: i) promover rodadas de licitação mais frequentes para blocos em terra; ii) um
forte investimento da ANP em sísmica terrestre para criar novos prospectos exploratórios a serem leiloados;
iii) uma atuação do BNDES para buscar alternativas no mercado de capitais para reduzir o custo de capital para
diferenciais de custos, reduzem a competitividade dos setores energo-intensivos no Brasil.
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Edmar de Almeida
Edmar de Almeida
operadoras independentes; iv) livre acesso as infraestruturas de transporte existentes; v) o desenvolvimento de
leilões de compra de gás pelas distribuidoras e pelos novos projetos térmicos; e vi) o desenvolvimento de um
mercado livre de gás natural.
A segunda questão que merece atenção é a reformulação dos objetivos do PEMAT. É importante que os estudos
realizados pela EPE sejam indicativos e não determinativos possibilitando o surgimento de novas propostas
de gasodutos, mesmo que estes não respeitem os critérios de viabilidades impostos pelo PEMAT. Ademais,
é importante que os investimentos em gasodutos estruturais sejam financiados pela compra antecipada de
capacidade pelos estados e Governo Federal.
Por fim, o último ponto a ser tratado é a mudança na regulação do setor elétrico. Em algumas regiões do interior
do país, a produção de eletricidade representa a única opção de monetização para o gás natural. Ou seja, dado os
grandes volumes descobertos, somente novas termelétricas poderiam criar um mercado com volume suficiente
para justificar os investimentos em produção e transporte. Para isso, contudo, é fundamental revisar a regulação
do setor elétrico.
Atualmente, o arcabouço regulatório da indústria de eletricidade dificulta o aproveitamento de reservas de
gás natural. Isto ocorre porque as termelétricas operam de forma complementar à geração hidráulica com um
despacho médio de 30%. Nestas condições, as térmicas não podem dar garantias de compra de gás e, portanto,
não conseguem ancorar projetos de desenvolvimento de reservas de gás natural.
Por fim, vale ressaltar que que o desenvolvimento de uma agenda de políticas positiva para a indústria de gás
natural no Brasil depende de um grande esforço de coordenação institucional para buscar uma convergência de
visões entre os diferentes órgãos do governo envolvidos no processo de planejamento do setor de gás natural
(EPE, ANEEL, MME, Petrobras e ANP). O planejamento deverá ser realizado pelo Estado, mas deverá levar em
conta os interesses dos produtores e dos consumidores de gás natural, já que são estes que, em última instância,
estarão mobilizando os recursos para viabilizar a expansão da produção. Portanto, será necessário que o Governo
tenha capacidade de estabelecer um diálogo com o setor produtivo, resguardando a sua independência para
perseguir seus objetivos de política energética.
CONHEÇA O AUTOR > Edmar Luiz Fagundes de Almeida
Referências
ALMEIDA, E e COLOMER, M (2013) Indústria de Gás Natural: Aspectos Técnicos e Econômicos. Rio de Janeiro, Editora Synergia.
MME, 2013 Balanço Energético Nacional. Disponível em http://www.mme.gov.br/mme/menu/todas_publicacoes.html
MME, 2014 http://www.mme.gov.br/see/menu/publicacoes.html
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Bacharel em Ciências Econômicas pela Universidade Federal de Minas Gerais. Mestre em Economia Industrial pela
Universidade Federal do Rio de Janeiro. Doutor em Economia Aplicada pelo Institut d’Economie et de Politique de
l’Energie - IEPE da Universidade Pierre Mendes-France, França (1999). É Professor Associado e Diretor de Pesquisa
do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. É Secretário da Associação Latino-Americana de
Economia da Energia. É membro do Grupo de Economia de Energia do Instituto de Economia. É Coordenador acadêmico
da Área de Concentração em Economia do Petróleo e Gás do PRH-21 ANP, no Instituto de Economia. Dedica-se desde
1993 ao ensino e pesquisa tendo como principais áreas de interesse: Organização Industrial e Dinâmica das Indústrias de
Energia, Regulação e Políticas Energéticas, e Inovação de Desenvolvimento de Mercado de Energia.
25
Advice on the
Brazilian Natural
Gas Market
Ashley Brown
The pipeline is an essential bottleneck facility, access to which is absolutely essential for every market participant.
monopoly power in both oil and gas. In most of the world today gas and oil compete and discipline prices
If a company in the competitive commodity business controls access to the pipeline, unless regulated far more
and services in each sector. In Brazil, gas and oil products and services are linked and controlled by the same
rigorously than is currently being done in Brazil, it has the power to keep competitors out of the market.
corporate entity. Further hindering development is the fact that the same company has a dominant position in
The natural gas market in Brazil is largely dysfunctional and constitutes a major barrier to the nation’s growth
and competitiveness. A well-functioning natural gas market in a modern economy will provide users with a
While the company with monopoly power, Petrobras, has many critics, the fundamental problem is not
reasonably priced product on a reliable yet flexible basis.
Petrobras itself, nor is it necessarily the fact that it is controlled by the state, but rather the legal and institutional
To accomplish those objectives, the market should afford its participants with adequate access to the system, ease
of entry to the market, a wide variety of products and services, meaningful price signals, enhanced reliability
in all energy supply, and transparency in the rules and operations of the system. The Brazilian natural market
provides virtually none of these benefits. Reform is absolutely essential.
While there are a variety of reasons why the market functions so poorly, the focus in this document is not why
things may have occurred in the past, but, rather, what needs to be done on a going forward basis to both better
provide users of natural gas with more reasonable prices and a greater range of goods and services and to enable
arrangements that have allowed it to dominate the market in ways that may or may not serve its interests, but
certainly do not serve either the public interest or the long term well-being of the economy. It is important to
note in that regard that Petrobras was created to be the “national champion” in the global petroleum market.
Whether or not one agrees with the “national champion” model, we can all agree that any advantages offered by
such an institution are found in markets such as petroleum, which is truly global in scope. Natural gas markets,
by their very nature, are local or regional in scope and scale, and the only aspect that is global, liquefied natural
gas, is purely marginal. Thus, there is no economically defensible reason to have a “national champion” in a
market that simply is not global.
economic growth in Brazil.
Liberalizing the Concession Process
Concentration of Market Power
There is nothing about exploring and drilling for natural gas that has monopoly characteristics. Any financially
While the natural gas market depends on a central network, pipelines, the commodity business itself lacks
any of the characteristics of a “natural monopoly. Nevertheless there is a very high degree of concentration of
horizontal and vertical market power in the sector, something which is highly undesirable. To compound the
problem, Brazil may be the only major economy in the world that allows a single company to essentially exercise
26
thermal generation.
and socially responsible company with technical competence can engage in the business. It stands to reason that if
more companies were engaged in exploration and drilling, more extensive geological study would be carried out
and more resources brought to market. That principle has already been recognized by the government is regard
to other resources in the new mining law. There is no reason not to do the same in regard to natural gas. While
governmental oversight is necessary for environmental and safety reasons, as well as to protect the financial
27
Ashley Brown
Ashley Brown
interests of the state in the exploitation of underground resources, that does not require the overly burdensome
business. It is a win for consumers and suppliers because open access is very likely to allow more gas as well as
concession process a company has to go through to obtain rights to explore and drill. As a practical matter
more diverse offerings of gas related products and services. Even if Petrobras does not sell its pipeline, it could
that process poses a major barrier to new, perhaps more efficient, players entering the market. In fact, global
take, or be compelled to take one or two alternative steps to stimulate the market. The first would be to simply
experience has shown that, more often than not, it is the new players, not comfortable, powerful incumbents,
open the pipelines up to full access to everyone and be submitted to strict oversight of its real time operations
who bring innovation and new products to consumers. It was new entrants, for example, who developed shale
by regulators in order to assure transparency in pipeline availability. A second step which could be taken is to
gas. As a practical matter, those players cannot do business in Brazil because, under the current proce3ss of
open a secondary market, where the ownership and operations of the pipeline might remain unchanged, but the
concessions, if they identify new resources, the result is not economic opportunity for them, but rather a bidding
rights to use the pipeline could be bought and sold among other parties, much like the leasing and sub-leasing of
process that is likely to deny them the fruits of their labor. That is because Brazil utilizes a process for granting
apartments. The latter step would have two benefits. The first is that it would enable the costs of system expansion
concessions that was originally designed to protect the financial interests on the Portuguese Crown in colonial
to be shared among multiple parties. The second is that it would enable both greater access to the pipelines while
times, and which, to be fair, does offer a degree of transparency, but which is out of date in a modern world
at the same time, providing investors with an opportunity to hedge their risks in pipeline expansion.
with rapidly evolving technology, explosive growth, and highly sophisticated ways to protect both the public
interest and the financial interest of the state. Interestingly, the Government has clearly recognized the need
for such reform in the mining sector where it has liberalized the process for new entry. It needs to do the same
in natural gas. Companies with the technical and financial capabilities should be afforded to opportunity, with
appropriate regulatory oversight to protect safety and the environment and look out for the state’s financial
interest in underground resources, to seek out new natural gas resources and to have a fair opportunity to gain
from successful exploration and drilling, rather than having to submit the fruits of the labor to the vagaries of
The lack of open access carries with it enormous costs for Brazil. Closed pipeline access has a very negative effect
on the terms and conditions for the purchase and sale of natural gas. Those terms and conditions must be put
on a far more commercial and flexible basis than they are at present. Essentially, reliable supplies for natural
gas must be purchased on a “take or pay” basis, where the buyer must contract for a specified quantity of gas for
which he must pay regardless of whether he uses it or not. It is a very primitive form of contracting that more
efficient gas markets have relegated to history. It makes fuel costs for electric generators and for industrial users
an auction process.
a fixed, rather than variable cost, which both drives up prices for consumers, increases the risk of inflations, and
Pipeline Access
to the products and services available in the natural gas market. Open pipeline access would allow for more
Another major barrier to new entry into the market is the lack of open access to the pipeline system. While the
current gas law envisions open access in the long run, it does not provide it in ways that assure new entrants of
their ability to move what they produce to the market. The pipeline is an essential bottleneck facility, access to
which is absolutely essential for every market participant. If a company in the competitive commodity business
controls access to the pipeline, unless regulated far more rigorously than is currently being done in Brazil, it
has the power to keep competitors out of the market. That is why in so many countries, the pipeline business
and the commodity business in one way or another, are unbundled. Indeed, in some jurisdictions, companies
are prohibited from being in both businesses. There is no policy or practical reason why Brazil should be any
different. Interestingly, in the U.S. the natural gas business vigorously opposed unbundling when it was mandated
in the 1980’s, industry participants in both sides of the business have found themselves quite satisfied with the
harms the competitiveness of Brazilian industry in the global economy. Steps need to be taken to add diversity
free trading of gas, so that even customers with “take or pay” obligations could easily re-sell the gas they did
not use, would ultimately enable the establishment of a hub price that would open the door to swapping and
derivative products that would allow both sellers and buyers of gas to mitigate their risks and add liquidity to
the commodity market. The types of products that are unavailable in Brazil but are available to competitors in
other countries, include not only financial and physical swaps, but gas storage, heat rate contracts, and tolling
agreements that facilitate and monetize separation between capacity and energy markets in energy intensive
industries as well as electricity. While some of these products may seem, on the surface, to be exotic, they have
very practical and beneficial effects in making the market more efficient, cutting costs for the users of gas,
reducing inflationary pressures, and making the overall economy more competitive. Brazil can simply no longer
afford to have a gas pipeline system that is not open to all market participants.
results. While the current Brazilian gas law is premised on the assumption that monopoly pipeline access for
a few years is an incentive for exploration and drilling, the North American experience is exactly the opposite.
Open access provides an incentive for drilling and exploration and assure more efficient and profitable use of
the pipelines. In regard to Petrobras’ current situation with the pipelines, the easiest thing to do, in theory, is to
require the company to sell its pipeline business, or, perhaps exit the gas business altogether. That would result in
a “win win” situation. It is a win for Petrobras because the sale will produce a great deal of capital for investment
in Pre Sal and other activities and would permit it to focus more directly on its core mission, the petroleum
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Relationship Between Gas and Electricity
It is very important to keep in mind the almost symbiotic relation between natural gas and electricity. The fact
that most of Brazil’s electricity is generated by hydro resources does not diminish that relationship. There are
three reasons for that. The first is that Brazil’s hydro system depends on large reservoirs that store energy in
order to manage seasonal variations in rain and to deal with drought cycles. For a variety reasons, primarily
29
Ashley Brown
Ashley Brown
environmental, Brazil has been unable to build reservoirs. Thus, on a going forward basis, the country will
have a shrinking ratio of storage to demand. That means that Brazil will need additional generating capacity to
reliably meet demand. While wind and solar will play a role, their intermittent nature limits reliance on their
availability, and makes it essential that thermal generation fill much of the gap. The second reason is that thermal
generation should set the marginal price for electricity, the essential price signal that signals investors to build
new generation and which signal consumers of the need to use energy more efficiently. The third reason is
that there is more flexibility in siting thermal plants than hydro facilities. That flexibility can be important in
improving the efficiency and reliability of the transmission system by adding voltage support, reactive power,
and other types of services necessary to keeping the gird operating effectively.
For two important reasons, the most practicable fuel for thermal generators in Brazil is natural gas. The fact
that natural gas is available to generators primarily on a “take or pay” basis means that in Brazil, almost unique
among the world’s major economies, fuel is a fixed rather than variable cost. Simply stated it means that thermal
generating plants, rather than being able to buy fuel as needed, must buy it regardless of need. That automatically
translates into both higher costs which are ultimately passed on to consumers. Those higher costs are the result
not only of gas being available only on a “take or pay” basis, but also because the lack of flexibility in supply
precludes the development of products and services that reduce both costs and risks in electricity. As noted,
those products include tolling arrangements, heat rate contracts, fuel trading and hedging. The high cost and
inflexibility of fuel supply also makes the risk of apagao much greater. That is because investment in the thermal
generation needed to enhance the country’s reserve margin is made very unattractive by the largely dysfunctional
natural gas market.
One other aspect of the relationship between natural gas and electricity is that Brazil is one of the few major
economies in which natural gas regulation is linked to oil. In most countries the regulatory linkage is between
gas and electricity not oil and gas. That is in recognition of the largely symbiotic relation between those two
markets. It also reflects that fact that gas and oil should be competing with one another rather than operating in
the same regulatory framework. Brazil has already suffered consequences from the lack of common regulatory
oversight of the electric and gas markets in the de-rating of some thermal generators. It makes eminent sense to
bring the regulation of gas and electricity under the purview of the same regulator.
Conclusion
In summary, reformation of the natural gas market is absolutely essential for the long term economic health of
Brazil. The primitive, dysfunctional nature of that market poses a burden that Brazil need not bear. The reform
should, as discussed, focus on the liberalizing the concession process, opening up pipeline access, reducing
monopoly power in the market, both horizontally and vertically, tightening the and restructuring the regulatory
system, and reforming the organization structure of the market so that barriers to entry are lowered in order to
enable more participants to add value and innovation.
30
CONHEÇA O AUTOR > Ashley Brown
Ashley C. Brown is Executive Director of the Harvard Electricity Policy Group [HEPG], a program of the MossavarRahmani Center for Business and Government at Harvard University’s John F. Kennedy School of Government. The HEPG
provides a forum for the discussion and analysis of important policy issues regarding the United States electricity industry.
Ashley Brown is also of counsel to the law firm of Greenberg Traurig, LLC. He has also served as an advisor to numerous
governments around the world on infrastructure regulatory issues. Before his current activities, Ashley Brown served
as Commissioner of the Public Utilities Commission of Ohio, appointed twice by Governor Richard F. Celeste, first for
a term from April 1983 to April 1988 and for a second term from April 1988 to April 1993. Prior to his appointment to
the Commission, Mr. Brown was Coordinator and Counsel of the Montgomery County, Ohio, Fair Housing Center. From
1979-1981 he was Managing Attorney for the Legal Aid Society of Dayton, Inc. From 1977 to 1979 he was Legal Advisor
of the Miami Valley Regional Planning Commission in Dayton. While practicing law, he specialized in litigation in federal
and state courts, as well as before administrative bodies. In addition, Mr. Brown has extensive teaching experience in
public schools and universities.
31
(Falsos) Dilemas na
Escolha da Matriz
Energética e o Futuro do
Gás Natural no Brasil
Joisa Dutra [1]
O setor elétrico no Brasil nesse momento enfrenta problemas profundos. A maior evidência de natureza econômica
de transporte insuficiente e pela necessidade de assegurar um fluxo comercial para expandir a infraestrutura de
das distorções que vem sendo reveladas é o elevado preço de curto prazo, substancialmente maior que o custo
transporte. O que se quer aqui é dar um passo adiante no debate, ultrapassar o dilema (ainda que se conviva com
marginal de expansão da capacidade do sistema: o preço médio estimado para o curto prazo para o ano de 2014
ele), propor um exercício metodológico alternativo, para que se olhe não apenas como aumentar a participação do
é superior a R$600, 00, muito superior ao custo marginal de expansão, atualmente inferior a R$200,00. Preços de
gás na matriz, mas também como explorar o potencial de usos múltiplos do gás de forma a promover uma formação
curto prazo mais altos do que preços de longo sinalizam escassez, que deve gerar incentivos para expansão da oferta,
de preços mais competitivos.
revertendo essa distorção. Esse movimento, no entanto, não parece estar ocorrendo no país. É necessário olhar para
o sistema como um todo para entender o que esses problemas representam e o que eles sinalizam em termos de
A indústria do gás natural é caracterizada como indústria de rede, na qual o preço final do recurso é composto dos
política setorial.
preços do recurso energético e dos preços de transporte e distribuição. Por sua vez, estas componentes de custo
Em geral, o preço da energia elétrica é determinado pela fonte marginal necessária para atender a demanda.
utilização dessas redes. Nesse contexto, cabe avaliar quais são os fatores que influenciam a evolução dos preços dessas
Atualmente, no Brasil, o gás natural é o combustível que tem conduzido a formação desses valores. Em um contexto
duas componentes.
relativas ao acesso apresentam economias de escala. Significa dizer que seu custo unitário cai com o aumento da
de preços de energia elevados, surgem os questionamentos estruturantes acerca de quais medidas (institucionais
ou não) poderiam alterar esse cenário. A resposta certamente não é óbvia, mas é necessário sofisticar o debate
enfrentando algumas questões.
Por essa razão, este artigo não tem a pretensão de esgotar a discussão sobre quais medidas devem ser implementadas
para mudar a realidade no setor de energia elétrica. O que se quer aqui é chamar atenção para o fato de que a solução
desejada (ou as soluções, talvez) passa necessariamente por uma ampliação do uso do gás na matriz energética
nacional. Não se quer reduzir a importância que (outras) fontes renováveis tem nesse processo, mas essas fontes
ainda estão engessadas quer pelo seu caráter intermitente, quer pela dificuldade de expandir a geração hidrelétrica
com base em grandes reservatórios.
O debate sobre uma maior inserção do gás natural na matriz brasileira, no entanto, é usualmente abortado pela
constatação precoce de um dilema essencial à la ‘ovo-galinha’, no qual a expansão da oferta é desafiada pela capacidade
Desenvolvimentos recentes da indústria do gás natural no mundo
O aumento da disponibilidade da oferta de gás natural a partir de fontes não convencionais tem provocado mudanças
bastante profundas em âmbito internacional. De acordo com relatório da Agência Internacional de Energia para
2013 (IEA Outlook 2013), em 2015 os Estados Unidos assumirão a posição de liderança na produção mundial de
petróleo, antecipando estimativa anterior para 2017. Essa marca será alcançada principalmente em face de novas
tecnologias que permitirão explorar e produzir a partir de reservas de fontes não convencionais – light tight oil ou
shale oil.
Outro aspecto animador do cenário de energia nos Estados Unidos se relaciona à crescente disponibilidade de gás
natural a partir também de fontes não convencionais, principalmente o shale gas, permitindo o aproveitamento de
recursos que não eram considerados técnica e/ou economicamente recuperáveis em um passado recente.
32
33
Joisa Dutra
Joisa Dutra
A consequência imediata da maior oferta de gás natural no continente norte-americano já se faz notar no aumento
Visando aumentar a competitividade indústria e da economia como um todo[4], em setembro de 2012 foi publicada
da atratividade de indústrias eletro-intensivas, a exemplo da petroquímica, que representam parcela expressiva da
Medida Provisória 579, posteriormente convertida na Lei 12.783/13. Aproveitando-se a oportunidade do término de
geração de valor e dos empregos na indústria em âmbito mundial. Além disso, setores como o de fertilizantes, que
diversos contratos de concessão de geração, transmissão e distribuição de eletricidade, facultou-se a renovação das
usam o gás como matéria-prima, também se beneficiam do gás a baixo custo, se tornando mais competitivos no
referidas concessões mediante aceite de um conjunto de condições; entretanto, a adesão às condições oferecidas foi
mercado internacional.
apenas parcial. Concomitantemente, teve lugar um choque negativo de oferta em parte ocasionado pelas condições
Merece destaque, contudo, o fato de que, no mesmo pronunciamento, a IEA declara que a liderança dos Estados
Unidos no setor de energia não será persistente, começando a dar sinais de arrefecimento por volta do ano 2020. Para
hidrológicas desfavoráveis. Esses dois fatores e uma sequencia de eventos que se seguiram impactaram negativamente
o equilíbrio econômico-financeiro das empresas do setor.
esse período, prevê-se uma redução da oferta de energéticos a preços tão favoráveis, consequência também do fato de
Desde então diversas medidas se sucederam na tentativa de assegurar o funcionamento do setor elétrico[5]; todavia,
que os processos produtivos a partir das fontes não convencionais de petróleo e gás natural tendem a diminuir sua
o quadro atual é de preocupação quanto à capacidade do setor de atender aos objetivos de garantir o “equilíbrio
capacidade mais rápido que no caso dos recursos convencionais.
adequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços”, preconizados pela Lei 10.848/04.
Some-se a isso a necessidade crescente de busca de recursos externos ao segmento para evitar comprometimento de
seu equilíbrio econômico-financeiro.
Gás Natural no Brasil
O aumento da disponibilidade de GN no mundo e seus efeitos sobre a competitividade da indústria na América do
Norte têm consequências importantes para alguns países da América Latina. O caráter transitório da proeminência
dos Estados Unidos apontado pela IEA oferece oportunidades para países da região, caso do Brasil. Cabe avaliar como
um posicionamento estratégico do país poderia permitir explorar de modo benéfico uma reversão dessa tendência.
Desde 2007, o Brasil registra descobertas relevantes de petróleo na camada do Pré-sal, que recentemente começaram
a ter seus direitos de exploração alocados através do leilão de Libra[2]. O anúncio em 2008 deu início a tratativas para
mudanças significativas, muito debatidas, que culminaram com a aceitação da proposta do governo de mudança para
Uma Nova Abordagem para O Problema de Decisão e Escolha da
Matriz Energética
Diante desse cenário de possibilidades representadas pela maior disponibilidade de gás natural em nível mundial
de um lado e dos desafios enfrentados em âmbito nacional para promover um desenvolvimento do setor energético
compatível com as necessidades do país de outro, nosso principal objetivo nesse artigo é propor uma abordagem
(exercício) metodológica(o) alternativa(o).
um regime de partilha de produção para exploração das reservas do Pré-sal, em contraposição ao regime anterior,
Para tanto, considere que a composição da matriz energética possa ser entendida como o resultado de um problema
de concessões.
de otimização de um planejador ou governo. Neste, a participação de cada um dos recursos energéticos no total
As projeções recentes para o gás natural são de que haja grande potencial de oferta no país, tanto no Pré-sal, como
em terra, quer convencional, quer não-convencional. Esse potencial precisa ser melhor investigado; entretanto, uma
exploração e produção adequadas dependem da capacidade de que essa produção possa ser alocada racionalmente.
Um primeiro passo nessa direção foi dado pelas rodadas de licitação (11ª e 12ª) com maior foco em blocos em terra
com potencial para gás natural promovidas pela ANP em 2013.
da produção de energia deve ser definida de modo a proporcionar o maior volume de ganhos para a sociedade,
desde que atendidas algumas restrições, tais como: limites e possibilidades tecnológicas; máxima disponibilidade
de recursos, que pode ainda incorporar recursos externos (por meio de importações) e exportações; atendimento
a preocupações com o meio ambiente; e capacidade de pagamento dos cidadãos-usuários-consumidores. Ainda
que esses critérios não esgotem os condicionantes da escolha do planejador, argumentamos que incorporam parte
expressiva dos fatores de preocupação.
Considerando a evolução da oferta de energia elétrica no Brasil, a solução desse problema deve incluir resgate
Uso do Gás Natural no Setor Elétrico no Brasil
Conforme destacado no início desse documento, o setor de energia no Brasil é atualmente objeto de muitas
preocupações[3].
da capacidade de implantação de empreendimentos hidrelétricos com reservatórios. Essa decisão se contrapõe à
evolução recente do setor elétrico no Brasil, que tem logrado apenas implantar usinas a fio- d’água[6].
Atualmente a viabilidade econômico-financeira da expansão das fontes renováveis intermitentes de geração é
fortemente afetada pela (in)disponibilidade de recursos de armazenamento. Nesse contexto, a capacidade de
armazenamento das usinas hidrelétricas atua de modo complementar, aumentando a confiabilidade da geração de
energia elétrica.
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Joisa Dutra
O PDE 2022 projeta uma necessidade de adição de potência anual de geração de eletricidade de 8.000 MW para fazer
frente a um crescimento de 4% a.a. da economia nos próximos dez anos. Diante desse quadro, mesmo que se tenha
êxito na capacidade de implantar usinas com reservatório, e na implantação de geração a partir de fontes renováveis
intermitentes, urge tomar decisões de caráter estratégico com relação ao papel que o gás natural deverá desempenhar
na matriz energética, na matriz elétrica e na economia do país.
Cabe destacar, contudo, que a decisão estratégica de incrementar a geração termelétrica a gás natural depende de
aperfeiçoamento do arcabouço regulatório subjacente. E esse aperfeiçoamento deve ser capaz de alocar o recurso para
seus diferentes usos, quais sejam: setor elétrico, consumo industrial, comercial, residencial e no setor de transportes,
dentre outros.
Admitindo-se então que o resultado de nosso exercício de definição da participação dos recursos na matriz
energética implique um aumento do uso do gás natural, é fundamental avaliar a capacidade de alcançar
essa solução. Recorrentemente são usados argumentos de impossibilidade: o país não contaria nem com
disponibilidade suficiente desse recurso, nem com infraestrutura de escoamento que permitisse levar o GN aos
centros de consumo.
Nossa proposta consiste em utilizar uma abordagem alternativa, que foge às linhas de análise do dilema “ovogalinha”; se considerarmos que é imperativo e racional um aumento da participação do GN, ao invés de
buscar em um ou outro componente – recurso energético ou redes de transporte e distribuição – as razões para
explicar a situação atual, cabe questionar essa imutabilidade, propondo caminhos alternativos viáveis e dotados
de racionalidade econômica.
No Brasil normalmente é usado o argumento de insuficiência relativa de infraestrutura de transporte de gás natural
para justificar o baixo grau de desenvolvimento e penetração desse recurso energético. No caso, a infraestrutura de
transporte e distribuição incipiente dificultaria o acesso a mercados e preços mais competitivos. Note-se, contudo,
que como essas redes de escoamento do recurso são marcadamente caracterizadas por economias de escala, uma
maior utilização é benéfica, pois produz reduções de custos unitários.
No contexto atual a maior utilização desse recurso energético é dificultada pela estrutura de mercado que conta com
uma empresa dominante no setor de petróleo, a Petrobras, a qual comercializa produtos concorrentes com o GN, é
monopolista no segmento de transporte e detém controle ou participação expressiva no capital de diversas empresas
Joisa Dutra
Proposições
Nesse sentido, argumentamos que:
• Há ganhos expressivos em promover um aumento expressivo e consistente da participação do gás natural na
matriz energética e elétrica do país. Trata-se de decisão estratégica, que demanda tempo e planejamento para que
se mostre efetiva e eficaz.
• A implantação desse novo equilíbrio, com maior participação do gás natural na matriz energética, contribui para
o atendimento a diversos objetivos de política energética, tais como assegurar confiabilidade de suprimento,
competitividade da indústria e eficiência econômica. Ademais, o GN é considerado um recurso energético de
transição para uma economia de baixo carbono.
• Esse novo equilíbrio com maior participação do gás requer promover sua alocação de modo racional para
múltiplos usos: setor elétrico, consumo industrial, comercial, residencial e no setor de transportes. A alocação
racional para esses diferentes segmentos produz aumento da utilização do recurso, permitindo reduzir custos
unitários de transporte e de preços, através do compartilhamento da infraestrutura.
• O atingimento desse novo equilíbrio demanda alterações substanciais no marco legal e regulatório do setor
de energia.
• O aumento da utilização do gás natural depende de maior disponibilidade do recurso e de acesso a redes em
condições isonômicas.
• Concentração indevida e desnecessária, barreiras a entrada e favorecimento ou condições não isonômicas de
acesso a redes impedem o desenvolvimento da indústria do GN e também reduções de preços que poderiam
advir de uma maior utilização desse recurso.
• Inovações regulatórias, tais como a criação de mercados que aumentem o número de participantes nas transações
(caso de uma apropriada regulamentação da figura dos consumidores livres ou de instrumentos de swap de gás)
e desenvolvimento e incentivo a armazenamento de gás natural, são instrumentos complementares úteis para
sistemas menos flexíveis de contratos de longo prazo.
de distribuição de gás natural no país.
Esse quadro não representa condições favoráveis para o desenvolvimento da indústria de gás natural; ao contrário,
oferece barreiras ao aumento da participação desse recurso na matriz energética. Ademais, é fortemente conducente
a práticas discriminatórias – conforme inclusive analisado por Farina et al. (2011)[7].
Observações Finais
Os acontecimentos recentes do setor elétrico tem chamado atenção para a necessidade de promover um debate
articulado sobre a matriz energética brasileira. No setor elétrico, a expansão confiável da capacidade de geração envolve
uma maior utilização do gás natural para a geração termelétrica. No entanto, a oferta de gás a preços competitivos tem
uma relação próxima com a exploração coordenada dos diferentes potenciais de monetização das reservas.
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Joisa Dutra
Joisa Dutra
A indústria do gás natural é uma indústria de rede: significa dizer que seu consumo envolve acesso ao recurso
energético e a redes de transporte e de distribuição. Atualmente a infraestrutura de redes é pouco madura no Brasil.
Mas há perspectivas de aumento da disponibilidade do recurso, quer por meio de oferta interna ou mesmo diante do
cenário internacional, por meio de fontes não convencionais.
Então, cabe garantir condições de acesso ao recurso por parte dos diferentes segmentos de demanda – indústria,
setor elétrico, segmentos comercial, residencial, por meio de uma política energética e regulação adequadas.
Uma regulação que ofereça tratamento isonômico e garanta a entrada nos segmentos competitivos e que promova
neutralidade no acesso aos que apresentam características de monopólio e ganhos de escala, viabilizará aumento
da utilização e redução de preços do gás natural. Reduzem-se assim os preços da energia (elétrica) com ganhos
de confiabilidade do suprimento e de competitividade no país. Ademais, trata-se de promover investimento e
desenvolvimento em infraestrutura, o que contribui para o crescimento do país.
[1] Joisa Dutra, Economista, Ex-Diretora da ANEEL.
[2] Importante ressaltar que há uma diferença entre o conceito geológico de pré-sal e o conceito legal definido para fins de atribuição via regime de partilha
de produção. Para fins de exploração no regime de partilha, a Lei n.º 12.351/2010 delimita o polígono do pré-sal (art. 2º, IV), que não corresponde a todas as
reservas alcançadas pelo conceito geológico de pré-sal.
[3] Vide a respeito análise do Tribunal de Contas da União – TCU, identificada como Tema de Maior Significância – TMS: Segurança Energética, submetida
ao Plenário em 07 de maio de 2014.
[4] Vide Exposição de Motivos da Medida Provisória no. 579/2012.
[5] Na data de elaboração do presente artigo contavam-se nove MPS e nove decretos publicados após a MP 579/2012.
CONHEÇA O AUTOR > Joisa Dutra
[6] De 2000 a 2017 a potência instalada no setor elétrico crescerá 71%, enquanto que a capacidade de regularização aumentará em 11%. ( TCU – Tema de
Economista, foi Diretora da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), entre 2005 e 2009. No primeiro semestre
de 2010, foi Professora Convidada na Mossavar-Rahmani Center for Business and Government na Harvard Kennedy
School (Universidade de Harvard). No primeiro semestre de 2013, participou do Australian Leadership Award Fellowship
Program, prêmio do governo australiano. Coordena o Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação
Getulio Vargas (CERI-FGV) desde 2010. Também é professora da Escola de Pos- Graduação em Economia - EPGE/FGV
e na Direito Rio na FGV.
Maior Significância: Segurança Energética, conforme Acórdão publicado em 07 de maio de 2014).
[7] De acordo com E. Farina et al.,(2011), “No leilão de energia realizado no dia 17 de agosto para compra de energia proveniente de novos empreendimentos
de geração (Leilão A-3) ficou evidenciado que a Petrobras utilizou de sua posição dominante no mercado de fornecimento de gás natural para favorecer a sua
termelétrica à custa das termelétricas concorrentes que dependiam do combustível fornecido pela estatal.”. Para referências, veja-se: E. Farina et al.,(2011)
“Efeitos Anticompetitivos da Participação da Petrobras nos Leilões de Venda de Energia Gerada por Termelétricas”.
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Visões para o
Desenvolvimento da
Indústria Brasileira
de Gás Natural
Marco Tavares
Contexto internacional da indústria de gás natural
A IEA – Agência Internacional de Energia propôs que a “Era do Ouro do Gás Natural” chegou, com sua crescente
participação na matriz energética mundial, com a explosão da produção norte-americana de gás não convencional,
novos reservas como na Austrália e com as recentes descobertas de recursos em outros países, destacando-se o Présal brasileiro e a costa leste africana, que se somam aos desenvolvimentos tecnológicos nas operações de exploração,
podem ser de mais de 1.000 tcf de gás não convencional.
Do lado da demanda, o principal driver tem sido e continuará a ser, o aumento do uso do gás na geração de energia,
tanto elétrica quanto para climatização. Outro crescimento importante tem sido o uso do gás e líquidos de gás
natural como matéria-prima, com importantes projetos anunciados principalmente nos USA. Outro paradigma que
processamento, transporte e no consumo do Gás.
vem sendo quebrado é o grande desenvolvimento do uso do gás natural no setor de transportes, com a substituição
A IEA – Agência Internacional de Energia propôs que a “Era do Ouro do Gás Natural” chegou, com sua crescente
híbridos.
participação na matriz energética mundial, com a explosão da produção norte-americana de gás não convencional,
novos reservas como na Austrália e com as recentes descobertas de recursos em outros países, destacando-se o Présal brasileiro e a costa leste africana, que se somam aos desenvolvimentos tecnológicos nas operações de exploração,
processamento, transporte e no consumo do Gás.
Todos estes fatores conjugados levam a uma expectativa de mudança substancial do quadro de oferta e demanda
de gás natural, uma verdadeira “Revolução”. É notável a mudança provocada no mercado de óleo e gás com a nova
dinâmica da produção do shale oil & shale gas nos Estados Unidos e também no Canada e seus impactos no mercado
mundial de energia, inclusive com mudanças geopolíticas relevantes vindas da potencial autossuficiência energética
dos USA em meados da próxima década.
O gás natural já representa 24% do consumo de energia primária do mundo e é a fonte com maior expectativa de
crescimento até 2035. São grandes as incertezas sobre a extensão da exploração de gás não convencional em todo o
mundo, visto a forte dependência da indústria do gás de regulação e de pesados investimentos em infraestrutura.
Porém, os números potenciais são estratosféricos, e a China, a Austrália e a Argentina, aparecem com enorme
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potencial, além dos EUA, Canadá e México. Mesmo na Inglaterra são especuladas que as reservas aproveitáveis
do diesel nos veículos pesados utilizando o GNL, e a substituição de gasolina utilizando o GNC, inclusive nos carros
Já no processamento e no transporte de gás natural, a grande disponibilidade está promovendo o crescimento das
tecnologias mais econômicas como a liquefação de grande porte, a liquefação de pequeno porte, o gás comprimido,
as unidades modulares e flexíveis de processamento e compressão, além de pesquisas em novas fronteiras como o
LNG Lite.
Tudo isto irá se refletir na competitividade contrariando no futuro a lógica de preços estritamente regional. O
aumento gradativo do comércio mundial através do GNL e o inicio efetivo da exportação em grande volume de
EUA/Canada e Austrália, tendem a mudar na segunda metade desta década as lógicas até agora observadas no
comportamento de preços do gás natural nas diversas regiões, que tenderão a refletir muito mais as diferenças de
custos logísticos para se atingir cada mercado do que exclusivamente as particularidades específicas de cada país.
Este cenário mundial que se descortina é resultante de quatro elementos diferenciados do gás natural como fonte de
energia: é o mais limpo dos combustíveis fósseis, além de uma promessa bastante plausível de ser acessível, confiável,
eficiente e abundante.
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Marco Tavares
Situação atual da indústria brasileira de gás natural
Marco Tavares
Pré Sal. Não é por outro motivo que o volume de gás natural consumido na indústria é praticamente o mesmo de 2007,
O gás natural no Brasil é um setor relativamente novo que se iniciou efetivamente a partir da entrada do gás boliviano
em 1999. Pelo pequeno período de tempo, ainda é um setor composto por uma estrutura contratual, de logística
e de produção que ainda carrega os resíduos de um modelo monopolista anteriores à Lei do Petróleo de 1998.
Essa situação deve ser enfrentada, na busca de um modelo de competição, fundamental para o desenvolvimento da
indústria, fortemente dependente de um gás competitivo.
enquanto a produção industrial bruta teve crescimento. O único setor com aumento de demanda foi termoelétrico,
todo baseado em fortes desajustes do modelo usado que causam inúmeros problemas ao mercado. Gás natural não
pode ser usado em mercados da dimensão tão pequena como a existente no Brasil em complementariedade a algo
que ainda por cima é aleatório como a chuva. Este processo levou a um profundo desajuste do setor, a inibição da
nova oferta ao mercado e ao encarecimento deste energético para a indústria.
E o futuro? Como isto poderia ser alterado? Teremos oferta suficiente?
O mercado de gás natural terá uma explosão de crescimento nos próximos anos no Brasil. O Pré-Sal, rico em gás
natural associado ao petróleo, necessitará enviar para a costa o equivalente a novos 50 Mm3/d até 2020, volume este
superior aos atuais 43 Mm3/d de todas as outras bacias produtoras, sendo que cerca de 20 Mm3/d de novos players.
Adicionalmente, novos volumes a serem confirmados, poderão elevar a participação dos novos produtores para 25%
no total de gás disponibilizado (nacional + importação), mudando drasticamente o ambiente deste setor no Brasil.
As novas rodadas da ANP de 2013 incorporaram além disto novos players, ampliando o potencial de negócios neste
setor, levando a um cenário como o mostrado na figura a seguir.
Esta não é uma estrutura somente visualizada na indústria de gás natural mas reflete a situação existente do
midstream e downstream do petróleo. O modelo estruturado na Lei do Petróleo de 1998 e repetido na Lei do Gás de
2009, não ousou quebrar a estrutura monopolista existente a não ser na exploração e produção do Petróleo e Gás.
Mesmo a visão de uma Agência Reguladora fortalecida foi desestruturada nos últimos anos por uma intensificação
de um modelo nacionalista e de altíssima intervenção que contaminou os preços relativos desta indústria. Os dutos
de transferência e transporte de petróleo e de derivados, os terminais de importação, exportação ou movimentação
interna, as refinarias e os preços dos derivados, são exemplos claros de elementos que são barreiras econômicas
efetivas para a entrada de novos agentes neste setor e que são repetidos no gás natural.
Nessa indústria, a presença do agente praticamente monopolista na estrutura de produção,
Tendo em vista a ainda baixa participação do gás natural na matriz energética nacional pode-se afirmar que existe
logística e na
participação em praticamente todas as distribuidoras, deriva em um controle do desenvolvimento do mercado e
em uma paralização das iniciativas dos agentes, levando a um aumento da concentração e a uma desistência no
um grande potencial para a expansão da demanda de gás natural no Brasil. Entretanto, a realização plena deste
potencial depende substancialmente de algumas mudanças na política energética do país e na estruturação de um
plano para o setor do gás.
desenvolvimento das novas descobertas de gás não associado, além de atrasos / desvios na comercialização do gás do
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Marco Tavares
Proposta para a indústria brasileira de gás natural
Para olhar quais seriam as soluções estruturais para a organização de uma indústria saudável, segue um quadro
referência da organização do gás natural em países relevantes:
Marco Tavares
Na nossa visão, poderíamos recomendar alguns ajustes fundamentais que se baseiam nos modelos de sucesso de
mercado competitivo de gás natural em outros países:
1. Governo indeniza a Petrobras pelos ativos de transporte (gasodutos);
2. Petrobras vende as participações nas Distribuidoras de Gás Canalizado e novos produtores não podem ter mais
que 25% de participação e não podem ser operadores destas concessões;
3. Governo licita os ativos de transporte e que foram indenizados a Petrobras em, por exemplo, 5 companhias
transportadoras (Sul; SP, RJ/MG, NE e NO/CO) pela menor tarifa;
4. Obrigações dos novos proprietários em expandir a rede;
5. ANP controla a operação, interconexões e swaps de gás garantindo transparência;
6. Implantação em todos os estados das figuras de Consumidor Livre;
7. Petrobras e os demais produtores passam a cobrar somente pela molécula;
8. Petrobras fica proibida de comprar gás de terceiros produtores enquanto detiver mais que 50% da comercialização
de gás natural;
9. Petrobras é obrigada a repassar para comercializadores / distribuidores 50% dos direitos dos contratos de
* OC = Óleo Combustível
Na avaliação detalhada destes exemplos pode-se depreender que:
Os processos de unbundling (separação) societário foram fundamentais para garantir a criação de um mercado
competitivo e com novos agentes na cadeia;
Desverticalização torna mais eficiente e eleva os investimentos em transporte;
Tais processos foram os principais elementos facilitadores da criação de uma competição de gás-gás, que, por sua
vez, na condição de oferta abundante, tendem a reduzir o preço final do energético;
Para uma estrutura ótima de mercado competitivo de gás natural, conforme nos mostra a experiência de outros
países, deveríamos trilhar um caminho que combinasse medidas tanto de ajuste regulatório / ações de política
energética como de alguns mecanismos de indução / organização do mercado.
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importação porventura existentes até a data;
10. Petrobras reduz participação vertical em térmicas e plantas de fertilizantes para menos que 49%;
11. Enquanto Petrobras detém mais de 50% do mercado é obrigado a ser o produtor de última instância (a semelhança
dos processos europeus de desverticalização) garantindo o backup aos novos produtores a custo de oportunidade;
12. Organização de clusters na costa e nas regiões potenciais produtoras de gás onshore para atrair os novos
produtores, com incentivos para a criação de novos hubs de gás;
13. Regulamentação do serviço de armazenagem de gás (subterrânea);
14.Novas rodadas da ANP voltadas para gás em terra com incentivos fiscais e compromissos de investimento em
gasodutos troncais caso descobertas relevantes de gás natural (acima de 30 bilhões de m3 de gás natural ~~1
trilhão pés cúbicos)
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Marco Tavares
Marco Tavares
Detalhando um pouco o que enxergamos como uma solução para a quebra do dilema “Chicken and Egg”, colocada no
item 12 acima, a sugestão é uma estratégia de organizar clusters de consumos âncora de gás natural, que viabilizassem
a primeira infraestrutura de gás natural dos novos produtores:
Construção de infraestrutura para trazer gás offshore (do mar) para a costa
Dutos de transferência offshore, UPGN’s – Unidades de Processamento de Gás Natural, logística de escoamento
dos líquidos, dutos de transferências radiais na produção onshore;
Demanda de gás ancorada em:
Projetos Térmicos a serem indicados pelo setor elétrico,
Projetos Químicos e Petroquímicos considerando estratégia de complexos,
Grandes projetos estruturantes (mineração, siderurgia, alumínio, etc..) próximos à costa ou à produção
onshore futura.
Preços de gás obtidos através de leilões com participação de vários produtores e esquemas organizados de back up
de gás (solução para eventuais problemas operacionais de suprimento de gás).
Considerações Finais
O Brasil tem uma enorme oportunidade para desenvolver uma indústria competitiva de Gás Natural. Os elementos
estão dados – Oferta Potencial e Demanda Potencial.
Precisamos buscar um CHOQUE DE OFERTA do Gás Natural no Brasil, para não perdermos a competitividade
industrial frente aos movimentos internacionais que estão se consolidando a partir da nova realidade de gás não
convencional (EUA, China, Austrália, etc…)
Não são simples as medidas a serem tomadas, mas o diagnóstico do setor há tempos está feito e o que não nos parece
haver no momento é uma Política Energética que esteja em execução, nem o diagnóstico correto e, consequentemente,
nem as medidas em implementação.
Está na hora de entrarmos nesta corrida para participarmos da ERA DE OURO DO GÁS NATURAL (The Golden
Age of Natural Gas – Agência Internacional de Energia).
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CONHEÇA O AUTOR > Marco Tavares
Marco Tavares, sócio fundador da Gas Energy, é atualmente o Presidente do Conselho deAdministração. Engenheiro
químico com mais de 25 anos de experiência profissional na indústria depetróleo, gás natural e petroquímica. Desde
2005, quando fundou a Gas Energy, assessora empresas einstituições com interesses na cadeia de gás natural. De 2001 a
2005 foi Diretor de Comercialização deGás Natural da Repsol YPF no Brasil, onde acumulou experiência em assuntos
ligados ao gás natural eparticipou direta e ativamente nas negociações para integração do gás entre Bolívia, Brasil e
Argentina.Foi parte importante nos estudos do anel energético de gás e energia que se pretendia construir em 2005.
Realizou apresentações e debates de alto nível em mais de 60 congressos e seminários no Brasil e noexterior sobre temas
relacionados ao gás natural, geração de energia e integração regional. Antes daRepsol YPF desenvolveu sua carreira
profissional na área petroquímica pela Copesul, subsidiaria dogrupo brasileiro Ipiranga. De 1997-2000 foi Diretor de
Desenvolvimento de Mercado da Ipiranga, quandoparticipou no Planejamento Estratégico da área de petróleo e gás da
empresa. De 1993-1997, ocupou ocargo de assistente ao CEO da Copesul.
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Propostas para
o Planejamento do
Mercado de Gás
Natural no Brasil
Marcio Balthazar
Estratégia e Globalização dos Preços de Gás Natural
No final de Maio passado a Gazprom e a Corporação Nacional de Petróleo da China (CNPC) surpreenderam o
mundo do gás ao formarem um consórcio visando à construção de um gasoduto unindo regiões produtoras na
Rússia aos consumidores chineses. A Gazprom fornecerá 38 bilhões de metros cúbicos anuais de gás natural, o
equivalente a 3,25 vezes o Bolívia-Brasil, a partir de 2018 por 30 anos. Um negócio de 400 bilhões de dólares,
em que somente a Rússia irá investir algo estimado em 55 bilhões de dólares nos próximos quatro a seis anos.
Para a Rússia, o empreendimento significa uma diversificação de mercados em face do ceticismo em relação aos
prognósticos de crescimento da Europa Ocidental. Apesar de não ter sido oficializada a informação, o preço
estimado de venda do gás russo à China estaria entre US$ 0,35/m³ e US$ 0,40/m³, o que equivale a algo entre
US$ 9,72/MMBTU e US$ 11,00/MMBTU.
Adicionalmente, o empreendimento agrega escala e integra o suprimento à planta de liquefação em Vladivostok
(VLNG). Alguns analistas sustentam que, sem o recente acordo com os chineses, o empreendimento somente se
viabilizaria com preços de GNL acima de US$ 15/MMBtu.
A estratégia mostra o interesse russo na expansão do suprimento na direção da Ásia, competindo com Austrália,
Deve-se ter em mente que, em 2000, a China consumia 25 Bcm (68.5 milhões de m³/dia, equivalente à média
brasileira atual) e em 2012 já atingia 144 Bcm (crescimento médio de 15.9% ao ano). E a expectativa é de que chegue
até 2015 aos 230 Bcm e cerca de 420 Bcm em 2020. A dependência de importações se elevaria dos 17 Bcm em 2010
(1,5 o volume do Bolívia-Brasil) para 93,5 Bcm em 2015 (8 vezes o volume importado da Bolívia atualmente).
As negociações em torno do empreendimento consumiram mais de uma década e acabaram sendo impulsionadas
pela crise na Ucrânia e a demonstrada intenção da Rússia em se orientar para mercados da Ásia, potencialmente
mais ativos que a Europa.
Certamente as negociações enxergaram as possibilidades de a China vir a ser atendida com GNL, em bases regulares.
E o comércio de gás natural, que outrora era sempre objeto de negociações bilaterais, com este evento sinaliza
claramente que pode assumir uma característica de mercado globalizado, com referências de preços específicas e
desatreladas dos preços de óleo. Sinaliza para os países, sejam importadores ou exportadores de gás, a relevância de
um plano com vistas ao equacionamento de um planejamento de suprimento energético de longo prazo.
E a pergunta que se pode fazer é: qual o reflexo disso para o Brasil?
mirando também nas intenções de Canadá e Estados Unidos e no desejo de se tornarem exportadores preferenciais
de GNL para a região.
Para a China o acordo anunciado é convergente com um planejamento quinquenal de dimensões energéticas
impressionantes e que reflete uma clara opção pelo gás natural em substituição ao uso de carvão.
Por um Planejamento Energético Plurianual
O primeiro ponto é que o mundo busca o suprimento de energia e, mais especificamente em gás com apostas de
longo prazo. Países (leia-se China, Japão e Coreia) que têm compromissos com sustentabilidade no desenvolvimento
econômico, mas dependem do suprimento externo de energia, definem estratégias agressivas e de elevado viés
geopolítico no seu planejamento energético.
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Marcio Balthazar
O segundo ponto é a constatação de uma tendência à globalização dos preços de gás natural e à desvinculação aos
preços de óleo.
Enquanto isso, no Brasil, as autoridades, que deveriam se ocupar do planejamento estratégico de energia e com a
formulação de um Plano Plurianual, cuidam da administração da pluviometria dos reservatórios para definir se as
termelétricas irão despachar e se a Petrobras terá que importar GNL.
Na ponta consumidora de energia, a indústria, refém das circunstâncias oficiais, vai lidando com hipóteses de apagões
energéticos e, de uma forma geral, trata de se contratar acompanhando os movimentos do principal protagonista
– a Petrobras. E coloca-lhe no colo pleitos que nem sempre têm coerência ou racionalidade de riscos para uma
Marcio Balthazar
Propostas para um Plano Plurianual para o Gás Natural no Brasil
A participação hegemônica em toda a cadeia de produção de óleo e gás natural faz com que a Petrobras pague um
preço elevado, porquanto todas as contas e demandas da área de energia no País lhe são atribuídas.
Admitir alterações na estrutura da cadeia do gás natural com livre trânsito de moléculas irá desonerar a Petrobras
da responsabilidade e controle do suprimento e conferir realidade e transparência tarifária e de preços de gás ao
mercado.
Muito há a se avançar – e rapidamente – até que potenciais produtores e agentes comercializadores tenham acesso
companhia de petróleo e que tem acionistas privados.
livre à malha de transporte de gás natural.
Produtores de óleo e gás – associados ou não da Petrobras – que lidam com investimentos e riscos elevados, vêm
Um Plano Plurianual para o Gás Natural deverá compor o planejamento global para a área de energia e definir sua
também diante de si a questão elementar de como fazer chegar ao mercado consumidor o gás natural produzido em
condições que viabilizem a sua atividade.
No meio do caminho, estão os gargalos que inibem o acesso a qualquer elo da cadeia. Presente ao longo de toda a
cadeia está a Petrobras, objeto do assédio de interesses específicos, uma Companhia que tem compromissos ligados à
essência e razão de sua existência como corporação produtora de óleo e gás, mas que se mantém como controladora
de 100% do refino, responsável por prover o suprimento de termelétricas com GNL, transportadora de gás e varejista
de GLP ou gás natural.
É um ambiente de completo imobilismo, pouca vontade política e indefinição de estratégias que visem proporcionar
sustentabilidade e desenvolvimento econômico para o País.
A missão da Petrobras de planejar e prover o abastecimento de óleo, gás natural e derivados se encerrou com o fim
do monopólio do petróleo. Mantém-se no controle de toda a cadeia de óleo e gás natural e com a missão de garantir
o abastecimento e prover soluções para o mercado doméstico. Faz com que, diante da impossibilidade do acesso a
outros agentes, de fato, seu planejamento corporativo se transforme no planejamento oficial do País. E se cria um
dilema de identidade na medida em que a Companhia acaba priorizando as questões de governo em detrimento da
sua atuação como corporação interessada em gerar resultados para seus acionistas.
É elementar que o organismo de planejamento energético no País deve ser independente e atuante e constituído
por quadros competentes que conheçam as questões inerentes à indústria e do petróleo; que entendam que a
indústria de energia no Brasil não se restringe às questões ligadas à geração de eletricidade, mais especificamente à
hidroeletricidade.
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prioridade no contexto energético nacional.
Serão atribuições a serem desempenhadas por organismos nas esferas federal e estadual de governo. Agência
Reguladora deverá ter atuação forte e integrada às agências estaduais que, por seu turno, deverão comprovar
independência e capacitação para regular em seus Estados.
Isto colocado, algumas questões serão basilares na formatação deste Plano, que envolvem também alterações
regulatórias:
• Planejamento plurianual da produção e importação de gás natural.
• Planejamento plurianual da demanda de infraestrutura logística e processamento de gás, com definição de regras
para ampliação da malha de transporte.
• Livre acesso à rede de transporte. Gestão independente da operação sem qualquer tipo de exclusividade a
qualquer carregador. O “swap” não seria uma possibilidade ou exceção, mas uma decorrência óbvia da otimização
operacional no transporte de gás.
• Criação da figura do Operador de Transporte de Gás – agente integrador, administrador e controlador dos
sistemas de transporte regulado e fiscalizado com tarifas e regras reguladas pela ANP.
• Consolidação dos conceitos de consumidor livre e comercializador já previstos da Lei do Gás.
• Distinção entre a função das concessionárias de gás canalizado enquanto comercializadoras e distribuidoras de
gás natural. Concessionárias terão que prover e equacionar a contratação do seu suprimento.
51
Marcio Balthazar
• Plano de estocagem, peak-shaving e terminais de GNL: a modulação no atendimento ao mercado e sazonalidades.
• Preços de gás natural (commodities) no mercado interno deverão seguir a tendência de globalização.
• Reequilíbrio geral de preços de combustíveis e eliminação de quaisquer formas de subsídios ou defasagens de
preços na economia. Quaisquer subsídios terão que ter justificativa, definida a origem e determinação de prazo
de vigência.
Marcio Balthazar
Abre-se o espaço para, através da liberação irrestrita de acesso à rede e com o ingresso de novos produtores e
agentes comercializadores, um novo mercado de gás se consolide com a prática de preços mais estáveis, previsíveis,
transparentes e compatíveis com a prática internacional.
É chegado o tempo em que todas estas questões têm que ser passadas a limpo.
O Brasil precisa, como mencionou o ministro do STF Luiz Roberto Barroso, “da prática de um capitalismo menos
viciado em dinheiro público”.
A Petrobras neste novo Contexto
Por uma condição histórica, a Petrobras deverá se manter por muito tempo ainda na liderança do mercado. No
entanto, abrir o acesso a outros agentes poderá dar à Companhia saúde financeira compatível com os desafios e
compromissos assumidos de desenvolvimento da produção, aí incluído o Pressal.
A decisão de participar em qualquer elo da cadeia deixa de ser impositiva à Petrobras mas uma decisão soberana a
ser tomada pelos acionistas da Companhia.
Assim, recomenda-se:
• Realidade e transparência nos preços de gás: renegociação dos contratos de gás boliviano e desatrelamento à cesta
de óleos, seguindo a tendência à globalização de preços do gás natural via GNL.
• A Petrobras se manterá como líder na produção de óleo e gás natural. Não precisa atuar como uma companhia
transportadora. sua atuação será apenas indicativa da demanda por transporte (e processamento).
• A Petrobras poderia adotar para as transportadoras a mesma estrutura acionária da TBG com a participação
de sócios privados. As novas sociedades serão submetidas à vontade dos seus acionistas e visarão tão somente à
saúde econômica e financeira das empresas.
A Petrobras irá ganhar mais independência política, força e agilidade econômica e financeira. Ganhará de variadas
formas ao desinvestir em ativos que não precisa controlar, ao reduzir custos e ao retirar de si a pressão e os riscos por
ser a responsável pela garantia do suprimento nacional de gás natural.
A Petrobras terá a dimensão que se permitir nacional e internacionalmente, determinada por seus acionistas, gerida
por um Conselho de Administração independente.
Irá reconstruir uma imagem que se deteriorou nos últimos anos apesar de ser uma companhia de capital aberto com
ações na BOVESPA e na NYSE.
Esgotou-se a capacidade da Petrobras de prover as soluções em todos os segmentos e, por isso, deve concentrar as
suas atividades naquilo fez dela uma corporação de excelência em óleo e gás natural.
52
CONHEÇA O AUTOR > Marcio Balthazar
Trabalhou por 34 anos na Petrobras em óleo, gás natural e fertilizantes. Expertise em negociações internacionais
e desenvolvimento de negócios em gás natural, LNG e governança corporativa. Foi diretor comercial da GASLOCAL
(Consórcio Gemini) e membro de Conselho de Administração em Companhias Distribuidoras de Gás Natural. Foi
Consultor comercial em contratos de E&P e desenvolvimento de negócios na El Paso Brazil. Consultor for SHV Brasil
(Supergasbras). Em 2012 criou a NatGas Economics para oferecer consultoria, expertise a clientes interessados em
oportunidades em óleo, energia e natural gás no Brasil.
53
Propostas para
Planejar o
Mercado de Gás
Natural no Brasil
Adriano Pires
Introdução
Nos últimos dez anos, o mercado mundial de gás natural passou por uma série de mudanças, como o
Gráfico 1 – Variação dos Preços dos Energéticos no Brasil
(2005=base 100)
desenvolvimento da produção de gás não convencional e o aumento do comércio internacional de GNL. Essas
mudanças transformaram a dinâmica mundial do mercado de gás natural, com aumento da oferta e redução do
preço do produto.
O exemplo mais notável deste movimento é mercado norte-americano, no qual o preço reduziu-se de US$11/
MMBTU, em meados de 2008, para algo em torno de US$4/MMBTU em 2013, o que equivale a um decréscimo
de aproximadamente 70% em cinco anos. Este aumento da oferta tornará os Estados Unidos exportador, além de
ter aumentado a competitividade da indústria local, atraindo investimentos como os do setor de petroquímicos,
fertilizantes e siderúrgicos, ajudando o país a sair da crise econômica, além de ter reduzido, sobremaneira, a
emissão de gases de efeito estufa.
No Brasil, o caminho tem se mostrado bem diferente. A produção encontra-se quase estagnada e a elevação
dos preços do gás natural em taxas superiores aos demais energéticos, conforme mostra o Gráfico 1, é mais um
ingrediente para a perda de competitividade da indústria, o que acaba se refletindo no crescimento baixo do PIB
observado nos últimos trimestres. Pode-se observar que determinados segmentos da indústria estão trocando o
gás natural por outro energético mais barato ou estão deixando o país para se estabelecer em países nos quais o
gás natural tem preço mais competitivo.
54
Fonte: Petrobras, ANP e Fundação Getúlio Vargas (FGV)
55
Adriano Pires
Receita para a Expansão do Mercado de Gás Natural
No Brasil existe o mito de que a atividade de exploração de petróleo e gás é exclusividade de grandes empresas.
Este mito vem do fato de a Petrobras ser o modelo nacional de empresa do setor.
Enquanto nos EUA a média de poços perfurados para o desenvolvimento de produção entre 2000 e 2010 foi de
32,8 mil poços anuais, no Brasil foram furados, em média, apenas 261 poços por ano.
O programa de Governo do Obama, ainda no seu primeiro mandato, elevou a política de autossuficiência de
energia nos Estados Unidos à categoria de política de Estado. Esta decisão foi capaz de mudar a geopolítica
mundial.
A experiência americana e canadense se mostra diferente. Empresas de médio porte são extremamente ativas na
atividade de exploração em terra, que tem custos menores e tecnologia mais simples e barata.
Tal estrutura de mercado permitiu o boom do shale gas, que é essencialmente um business de médias empresas.
As grandes só chegaram depois do mercado consolidado. As médias empresas são basicamente nacionais e
focadas no mercado local.
O salto na produção de gás natural e a retomada da autossuficiência energética americana vieram da média
empresa de prospecção de óleo e gás, atuando em terra e com grandes benefícios para economia:
• A produção de gás natural cresceu 30% em cinco anos, gerando dois milhões de empregos e reduzindo a
dependência de combustíveis fósseis estrangeiros;
• As novas descobertas proporcionaram uma reserva de gás capaz de suprir o país por, aproximadamente, 100 anos;
• Com aumento do uso do gás natural houve a redução da emissão de gases poluentes advindos da queima de
carvão, de óleo e seus derivados;
• Estima-se que a indústria do gás não convencional irá contribuir com US$ 118 bilhões para o PIB americano em 2015;
• Estima-se que, em 2020, o PIB americano será de 2% a 3,3% maior devido ao impacto cumulativo da nova
produção de gás e petróleo;
• Aumento da renda disponível dos americanos em média de US$ 1.200 em 2012, devido a menores contas de
energia, bem como os custos de energia mais baixos embutidos em todos os outros bens e serviços.
No Brasil, a exploração em terra nunca deslanchou. O setor viveu 45 anos de monopólio da Petrobras e apenas
15 anos de abertura, sendo que 5 deles sem a ocorrência de leilões no governo do PT. Além disso, criou-se o mito
de que não temos petróleo e gás em terra, ao mesmo tempo em que a Petrobras desenvolveu uma bem sucedida
56
Adriano Pires
campanha exploratória no mar. Não temos gás em terra porque furamos, predominantemente, no mar. Somente
em 2013 a ANP fez um leilão exclusivo para blocos em terra e voltado para aumentar a oferta de gás.
A hegemonia da Petrobras na prospecção também foi prejudicial ao setor de gás natural, uma vez que sempre
considerou o gás natural como subproduto do petróleo e não como uma fonte primária de energia. Por conta
disso, a Petrobras não dá a atenção devida para os investimentos de E&P em gás natural e, em particular, em gás
não convencional.
No entanto, o gás natural onshore pode ter contribuição decisiva para a expansão da oferta de gás natural
e o crescimento da economia no Brasil, como ocorreu nos Estados Unidos. No entanto, é preciso que sejam
definidas políticas de Estado, como o objetivo de incentivar a expansão da oferta e a demanda por gás natural.
No curto prazo:
• Realização contínua de leilões anuais para novas áreas de exploração de petróleo e gás natural;
• Promover uma desoneração do gás natural, através da redução do PIS/Cofins e ICMS, de forma a tornar o gás
natural mais competitivo.
• Estabelecimento de uma política, pela Petrobras, de concessão de acesso a sua infraestrutura (gasodutos de
escoamento da produção, de transporte, UPGNs e plantas de regasificação);
• Estabelecimento do preço único para o gás natural, enquanto a Petrobras for a fornecedora majoritária (atualmente
corresponde a mais de 90% do consumo);
• Reestabelecer os preços relativos dos diversos energéticos, de forma a favorecer a melhor alocação de capital pelas
empresas, governos e sociedade;
• Racionalizar e aumentar a eficiência alocativa dos recursos públicos. Para 2014, o custo dos subsídios ao setor
energético é estimado em R$ 75,50 bilhões, o que representa 1,42% do PIB. A estimativa considera as ações
governamentais para evitar reajustes na tarifa de energia elétrica e para a manutenção da política de preços da
gasolina e do diesel.
• Reposicionar o GNV como combustível estratégico, através da redução do IPVA, para os consumidores, e de IPI,
para a indústria automobilística, além de incentivar as montadoras a produzir veículos 3 flex (GNV, Gasolina,
Etanol);
• Obrigar o uso do GNV em frotas públicas federais, estaduais e municipais;
• Geração de base com térmicas a gás natural e leilões de energia regionais e por fonte, com maior incentivo a
geração distribuída de forma geral;
57
Adriano Pires
Adriano Pires
No médio prazo:
• Criação de regulação específica para a exploração em terra por médias empresas, com redução de royalties, incentivos
fiscais e financiamento;
• Benefícios fiscais e a extensão de prazo de concessão para empreendimentos que entrem em produção rapidamente;
• Elaboração de um plano estratégico de desinvestimento de médio prazo para a Petrobras, envolvendo a venda de ativos
e o desenvolvimento de parcerias em negócios como plantas de regasificação, dutos e participações em concessionarias
de distribuição de gás. Assim, a Petrobras voltaria a focar no seu “core business” de exploração e produção;
• Viabilizar a constituição de parcerias com dezenas de empresas disponíveis no mundo, detentoras de capital e tecnologia,
que querem se associar a empresas no Brasil, detentoras de blocos de prospecção em terra.
• Desenvolver uma política governamental que encare a geração distribuída como complemento para a geração
centralizada, em especial a cogeração, considerando a futura oferta superavitária do gás natural;
• Incentivar a prática da terceirização da cogeração no setor comercial através de arranjos de Build, Operate and
Transfer (BOT), sem dispêndios do usuário. A unidade é implantada por um investidor que suprirá calor/refrigeração
e eletricidade ao usuário sob condições contratuais pré-acordadas. Após recuperar o investimento, a unidade seria
transferida ao usuário. Esta prática é especialmente atrativa no setor comercial (shoppings, hospitais e hotéis);
• Usar o critério de segmentação da matriz por regiões, de forma a incentivar os energéticos mais eficientes dependendo
da região;
• Promover uma melhor integração entre Aneel, ANP e agências reguladoras estaduais, a fim de tirar os entraves
regulatórios para promover o uso do gás natural no transporte, energia elétrica, indústria e demais usos;
• Estabelecer uma meta para participação do gás natural na matriz energética brasileira em 2020, 2030 e 2050.
CONHEÇA O AUTOR > Adriano Pires
Adriano Pires é Economista formado pela Universidade Federal do Rio de Janeiro; Mestre em planejamento energético
pela Coordenação de Pós-graduação em Engenharia - COPPE/UFRJ e Doutor em economia industrial pela Universidade
Paris XIII. A sua última experiência no governo foi na Agência Nacional de Petróleo – ANP onde atuou como Assessor do
Diretor-Geral (2001), Superintendente de Importação e Exportação de petróleo, seus derivados e gás natural (abril/1998
a novembro/1998) e Superintendente de Abastecimento (dezembro/1998 a agosto/1999). Na Universidade Federal do Rio
de Janeiro, exerceu a função de professor, pesquisador e consultor junto a empresas e entidades internacionais (UNESCO,
CEE, BIRD); Aneel; CNPq e Unicamp. Desenvolveu atividades de pesquisa e ensino em áreas tais como: economia da
regulação; economia da infraestrutura; aspectos legais e institucionais da concessão dos serviços públicos e tarifas públicas.
É sócio-fundador do CBIE - Centro Brasileiro de Infra Estrutura atuando como consultor de empresas no setor de energia
elétrica, petróleo e gás natural.
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59
Análisis y Propuesta
para Brasil sobre el
futuro de la industria
del gas natural
Alvaro Rios
Análisis y Propuesta para Brasil sobre el futuro de la industria del gas
natural
renovables, se están convirtiendo cantidad de flotas de vehículos a gas natural y la industria del small LNG y GNC esta
1. VISION SOBRE EL GAS NATURAL
también renace y se reabren, amplían y construyen nuevas plantas.
El gas natural será el combustible preferido del Siglo XXI, dado el enorme potencial de reservas y recursos a nivel
El efecto oferta precio se pueden visualizar claramente en las siguientes dos graficas con respecto al petróleo y al carbón.
Así el gas natural ha ido a reemplazar al carbón en el sector eléctrico, ha detenido varios proyectos de energías
explosionando y cambiando gradualmente la matriz energética del segmento transporte en USA. La petroquímica
mundial, tanto convencional como no convencional, a lo que se añade su flexibilidad para respaldar energías
renovables intermitentes, ser más competitivo y económico que los combustibles derivados del petróleo, ser eficiente
Histórico de Precios WTI vs. Henry Hub – USA
en su combustión, seguro, con sistemas de transporte, distribución y comercialización en franco desarrollo, y sobre
todo, el más amigable de los combustibles fósiles con las emisiones de CO2 al medio ambiente durante su combustión.
2. VISION SOBRE NORTEAMERICA
Estados Unidos (USA) es un claro ejemplo de esta realidad y del viraje hacia el gas natural, que gracias a la investigación
y desarrollo tecnológico en fracturación hidráulica y perforación dirigida y un horizonte elevado de precios comenzó a
evidenciar una clarísima tendencia ascendente de producción de shale gas y posteriormente shale oil.
Esta elevada oferta de gas natural ha provocado un fuerte desacople de los precio del gas natural con el precio del
petróleo y un fuerte equilibrio con los precios del carbón. Los precios en City Gate descendieron de 9.18 USD/
MMBtu en promedio el 2008 a 4.88 USD/MMBtu el 2013. Los usuarios finales, para el 2013, en promedio, pagaron
en el sector residencial 10.33 USD/MMBtu, el comercial 8.13 USD/MMBtu, el industrial 4.66 USD/MMBtu y la
generación eléctrica 4.49 USD/MMBtu.
Fuente: Gas Energy Latin America en base a datos de BP y EIA, 2012
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61
Análisis y Propuesta para Brasil sobre el futuro de la industria del gas natural
Alvaro Rios
Costo de Carbón vs. GN para Generación Eléctrica – Caso Pensilvania(USD/MWh)
Alvaro Rios
por el desarrollo de los no convencionales y por los proyectos que se vienen planificando para re-direccionar la
producción al mercado asiático vía GNL.
Canadá y México (mediante la reforma energética), también han decidido continuar con desarrollos de gas convencional
y darle un fuerte impulso a los no convencionales para tratar de replicar lo acontecido en Estados Unidos.
Norteamérica tiene energía competitiva e integrada en el largo plazo, mano de obra accesible (principalmente México)
y un gran desarrollo tecnológico. Esta trilogía sumada a la seguridad jurídica de la región para atraer inversiones y
capitales, serán un detónate muy poderoso para darle a esa región una más elevada competitividad en los mercados
internacionales, y que sin lugar a ninguna duda golpeara a otras regiones como Europa, Asia, Latinoamérica y dentro
de esta última, a Brasil.
3. VISION SOBRE CHINA Y ASIA
En el otro extremo del planeta, se tiene a China que a pesar de la fuerte contaminación ambiental ha apostado muy
fuerte al carbón con una participación en su matriz energética en 2012 del 68%, mientras que el gas natural representa
menos del 5%. Comparado a nivel mundial, China cuenta con el 13% de las reservas de carbón, su producción
Fuente: EIA, 2013
representa el 47,5% y su consumo el 50.4%. En estos últimos 5 años el carbón han tenido un crecimiento de más del
30% tanto en su producción y consumo.
La producción de gas natural y por ende la demanda subió de 1,468 MMmcd en 2005 a 1,980 MMmcd en 2013 donde
la producción de shale gas represento alrededor del 35%. La participación del gas natural en la matriz energética,
incremento de 22% en 2005 a 27% en 2012, donde el uso del gas en la generación eléctrica redujo la participación del
carbón de 49% a 39% y esta tendencia se prevé que continuara los siguientes años.
La alta participación del carbón en la demanda se debe a su abundancia y sobre todo a los bajos precios para generar
energía eléctrica. A continuación esta realidad.
Costo de Generación Eléctrica a Carbón por Regiones (USD/MWh)
Se han venido reduciendo los volúmenes de importación de gas natural ya sea vía GNL o gasoducto. Como efecto
también se han multiplicado los proyectos de exportación. Según datos de la Comisión Federal Reguladora de la
Energía (FERC) en 2013, se tenían 21 proyectos tanto propuestos como potenciales sumando un volumen de 27
BPCD. Según la EIA, Estados Unidos pasaría a ser un exportador neto de gas natural a partir del 2020.
Los precios y la abundancia del gas natural han impulsado muy fuertemente la economía norteamericana permitiendo
que la generación de energía sea muy competitiva con niveles de 30 a 40 USD/MWHr, las industrias sean más
competitivas y por ende sus productos terminados. La industria petroquímica ha comenzado a reabrir y expandir
plantas existentes y la actividad productiva y exportadora toma un auge inusitado.
La revolución del shale gas en Estados Unidos ha tenido un efecto directo en Canadá y México por ser un mercado
integrado de gas natural. En Canadá la producción de gas se ha visto reducida, pero se espera que la misma repunte
Fuente: World Energy Council, 2014
62
63
Alvaro Rios
Alvaro Rios
China es una potencia mundial que continuara creciendo en las próximas décadas, lo que significa una creciente
La matriz energética brasileña a finales del 2013 está conformada principalmente por petróleo y sus derivados (39.2%),
demanda de energía. Según las agencias internacionales, China continuara demandando carbón aunque bajando el
seguido de biomasa – caña (15,4%), energía hidráulica (13.8%) y gas natural (11.5%) seguida de otros energéticos.
ritmo, debido a la profunda contaminación ambiental en varias ciudades y de mejoras en la eficiencia energética.
La demanda de gas natural se incrementaría notablemente, misma que será abastecida por producción interna
convencional y no convencional principalmente, nueva importación vía GNL y gasoductos. Es decir habrá mucho
mas oferta diversificada y competitiva y mercados abiertos. China y Asia por ahora pagan los precios mas altos de
GNL como se muestra en el grafico a continuación.
Comparativa de Precios Gas Natural en los Principales Mercados
La participación del gas natural se ha ido incrementando a través de los años debido a una mayor producción
interna, la importación de Bolivia y de GNL vía la construcción de 3 regasificadoras. Estas últimas con el fin de dar
una mayor flexibilidad y seguridad sobre todo para los picos de requerimiento energético.
Las reservas de gas natural se evalúan en 16 TPC según agencias, ubicadas en su mayoría costa afuera y asociadas a los
líquidos. Asimismo, según la EIA, el país cuenta con un potencial de 245 TPC de shale gas técnicamente recuperable.
La demanda de gas natural el 2013 fue de 90.1 MMmcd y la producción neta fue de 76.78 MMmcd. Después de las
reinyecciones, quemas, perdidas, consumo en las unidades E&P y otros la oferta para el mercado nacional fue de 44.33
MMmcd con un crecimiento que se duplico en los últimos 5 años. El 82% de la producción está en manos de Petrobras y
según proyecciones del Ministerio de Minas y Energia en Brasil, el crecimiento de la demanda de gas natural continuara
con esta misma tendencia y será necesario para compensar la elevada matriz hidráulica en el sector eléctrico.
En 2007, Petrobras descubrió los yacimientos en el área Pre-Sal que actualmente vienen siendo desarrollados y
que le darán a Brasil un nuevo horizonte petrolero pero no gasífero. La lejanía de los centros de consumo de estos
descubrimientos con gas asociado hacen complicado su desarrollo para tener un gas competitivo.
A inicios de 2013, estimulada por el gobierno, Petrobras anuncio la creación del Programa Onshore de Gas Natural
(PRON-GAS), dirigido a exploración, producción y monetización de gas natural en reservorios convencionales
y también no convencionales y generación cercana. La licitación de áreas concitó escaso interés de empresas
internacionales y el programa resulto de muy poco éxito, con Petrobras liderando las ofertas.
Fuente: Platts y EIA, 2014
Ronda 12 ANP: Bloques Adjudicados por Empresas (Prongas)
Carbón competitivo y diversificación de fuentes de suministro de gas natural con unmuy probable nuevo escenario
de precios, sumado la mano de obra barata y tecnología, mantendrán a China en la vanguardia competitiva, atrayendo
inversiones y capitales. Sin lugar a ninguna duda China continuara golpeando a otras regiones como Europa, Asia,
Latinoamérica y dentro de esta última, a Brasil.
Resaltar que India y algunos otros países Asiáticos están dentro de esta misma visión que China.
4. VISIÓN SOBRE BRASIL
Brasil es el quinto país más grande del mundo, con más de 200 millones de habitantes y una economía que es la
mayor de América Latina. El crecimiento económico y la competitividad global de Brasil están siendo seriamente
golpeadas por la realidad tecnológica, de mano de obra y sobre todo por los precios de la energía en Norte América
y China y lo continuara siendo en las próxima décadas.
64
Fuente: ANP, 2013
65
Alvaro Rios
Alvaro Rios
Como resultado de la gran demanda por gas natural, donde los mayores consumidores son el sector industrial y
Las importaciones de Bolivia muy probablemente continuaran y las negociaciones para la extensión del contrato se
termoeléctrico, la producción interna no abastece y la infraestructura actual tampoco acompaña a la misma, estando
darán vinculadas al precio del petróleo y de los fuel oils y se pueden prever precios en City Gate entre 8 a 10 US$/
básicamente la industria en manos de Petrobras.
MMBTU.
Es decir que a diferencia de lo que viene aconteciendo en Norte América y también en China, Petrobras continúa
Brasil tiene elevados costos de generación de energia eléctrica y de gas natural en la industria y la dejaran con menor
monopolizando el mercado de gas natural y no se está dando oportunidad para tener una oferta diversificada
grado de competitividad en los mercados vecinos y principalmente con los mercados de Norteamérica y Asia.
y competitiva. Esta sitacion si bien beneficia a Petrobras, redunda en una menor competitividad del sector
productivo brasilero.
Comparativa de Costo de Generación Eléctrica en América Latina y el Caribe (USD/MWh) – 2012
La situación de Petrobras por ciertas intromisiones políticas en su accionar, como los subsidios, y darle demasiadas
responsabilidades en el Presal y en el segmento gas natural, la ha puesto en una delicada situación económica y
financiera y no podrá ser capaz por sí sola de diversificar rápidamente la oferta y transporte de gas natural y cambiar
un escenario de precios via mayor oferta.
En la grafica más adelante se presentan los precios de gas natural en Brasil con el Henry Hub con un diferencial de
precios de 4 a 6 US$/MMBTU con respecto al mercado de Norte América.
Las importaciones que se realizan en Pecém, Bahía de Guanabara representan alrededor del 16% y con la de Bahia
incrementara aun más. Esta oferta de GNL importado al presente se realiza a precios de mercado tomador de gas y
está en el orden de los 16 USD/MMbtu, comparados con un Henry Hub que se encuentra por los 4 USD/MMbtu.
Los precios de GNL para un mercado tomador de precios como Argentina y Brasil oscilaran en el mediano a largo
plazo entre 10 a 14 USD/MMBTU y serán similares o iguales a los mercados de Asia.
Ronda 12 ANP: Bloques Adjudicados por Empresas (Prongas)
Fuente: Bloomberg New Energy Finance, 2013
Fuente: EIA y Petrobras, 2013
66
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Alvaro Rios
Comparativa de Precio de Electricidad Sector Industrial Brasil vs. USA (USD/MWh)
Alvaro Rios
Los precios de gas natural no pueden bajar por orden política a Petrobras sino a través de incrementos en la oferta del
energético. Este modelo es el que se tiene en el mercado integrado de Norte América y que está impulsando China
y más recientemente Colombia.
Gas Energy estima que una reforma profunda al segmento gas natural con apertura y desregulación es necesaria si se
quiere dar mayor competitividad en el mediano a largo plazo a Brasil, con el energético del siglo XXI.
El modelo Norte Americano, el modelo Chino o el modelo Colombiano muy bien pueden adaptarse a Brasil sin
tener que pasar por necesariamente las manos de Petrobras, haciendo de esta empresa un actor de competencia allí
donde sus recursos tecnológicos, financieros y de flujo de caja lo permitan. Este modelo muy bien se puede recoger
de Ecopetrol.
El gas natural juagara un muy importante papel en el futuro de los países y regiones y Brasil debe apostar por
tener un mercado con muchos ofertantes, con transportista y distribuidores independientes y con un mercado en
competencia de gas natural.
Fuente: Gas Energy Latin America en base a datos Ministerio de Minas y Energía y EIA, 2013
En virtud de lo expuesto y por su importancia, la industria del gas natural en Brasil necesita un muy fuerte golpe de
timón y en el siguiente punto se hacen recomendaciones conceptuales para Brasil en este tema.
5. SUGERENCIAS Y RECOMENDACIONES
Brasil requiere diversificar sus fuentes de abastecimiento de gas natural y principalmente priorizar el desarrollo
del enorme potencial de recursos convencionales y no convencionales onshore y offshore que deben explorarse y
explotarse masivamente.
El marco fiscal y renta gasífera para nueva exploración y descubrimientos debe revisarse y hacerse más atractiva la
entrada para nuevos actores en el upstream.
Se requiere el ingreso de empresas de talla mundial que deben tener señales adecuadas sobre mercados abiertos y
con escasa regulación y control de precios y sobre todo control de mercado por parte de Petrobras.
Para que lo anterior ocurra es primordial romper el monopolio de Petrobras y generar competitividad en toda la
cadena de la industria del gas natural y principalmente en el segmento de transporte y distribución.
Los sistemas de transporte actuales deben ser operados por empresas independientes a Petrobras y las tarifas deben
ser open Access y reguladas por la ANP.
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CONHEÇA O AUTOR > Alvaro Rios
Socio Director de Gas Energy Latin America, lidera estudios y asesoramiento en la cadena de gas natural, energía eléctrica,
petroquímica e integración para empresas e instituciones en Bolivia y Perú. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE entre
2006 y 2007 y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia entre 2003 y 2004. En 2005 fue Gerente Propietario de Mediterranean
Energy, empresa establecida en Lima, Perú, para asesoramiento en temas vinculados a la energía y gas natural. De 1993
a 2004 fungió como empresario en Prosertec, vinculado a temas de energía e ingeniería en sus oficinas de Santa Cruz y La
Paz, Bolivia, liderando un equipo de 30 funcionarios. De 1991 a 1993 fue asesor/consultor para el Ministerio de Energía
en Bolivia en un proyecto financiado por el Banco Mundial para temas de gas natural. De 1983 a 1991 se desenvolvió
en cargos internacionales en Houston, Texas en temas de petróleo y petroquímica. Se gradúo como Ingeniero Químico
de la Universidad de Texas A&M (1983) y posteriormente realizó estudios de postgrado en Ingeniería Química en la
Universidad de Houston. Como académico ha apoyado y diseñado diplomados y postgrados en el área de Petróleo y Gas
en la Universidad Privada Boliviana (UPB).
69
PRODUÇÃO
Camila Schoti
Coordenadora de Energia
Rivaldo Moreira
Especialista em Energia
Rodolfo Danilow
Especialista em Energia
Karine Pacheco
Designer Gráfico
Iniciativa:
Apoio:
Participantes:

Visões do Gás Natural

Transcrição

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