Terminais de GNL viram tema de disputa entre ANP, Petrobras e empresas

Companhias que operam terminais de gás natural liquefeito (GNL) e instalações de tratamento e processamento de gás, incluindo a Petrobras, não gostaram nada de uma recente resolução da ANP que definiu regras para o acesso negociado de outras empresas a suas infraestruturas. Uma das principais preocupações com a nova regulação é que a capacidade nos terminais eventualmente liberada para terceiros possa fazer falta adiante se for necessário um maior uso das usinas termelétricas para atender à demanda por energia, fontes do setor disseram ao Brazil Journal. Na histórica crise hídrica de 2021, por exemplo, o Brasil importou um volume recorde e muito acima da média de GNL para geração de energia nas térmicas, diante de uma seca nos reservatórios das hidrelétricas que criava riscos de um apagão. A Petrobras, a Eneva e a Abraget, a entidade representa grupos de geração termelétrica, entraram com recursos na ANP, e alguns players estão consultado advogados sobre uma potencial judicialização do tema, de acordo com as fontes. Na resolução, a ANP defende que seja liberada a capacidade ociosa dos terminais, levando em conta critérios como o volume de movimentação média dos últimos 36 meses. A medida é apoiada por associações ligadas à indústria, que veem potencial para aumento das importações de GNL, potencialmente reduzindo custos. “Dizem que vai aumentar a competição, mas não sei onde. O preço do gás no mercado interno é mais barato que o importado. O GNL que vem de fora é para termelétricas, e isso demanda flexibilidade. O volume tem uma imprevisibilidade altíssima. Você vai impactar a segurança energética ao invés de trazer competição para o mercado industrial,” disse uma fonte próxima de empresas que atuam no GNL. “Chamar isso de capacidade retida é confundir estoque de segurança com espaço vago,” disse Rodrigo Pinho, diretor comercial da New Fortress, que tem terminais de GNL no Pará e em Santa Catarina cuja produção abastece termelétricas, em publicação no Linkedin.

Além disso, a concorrência no mercado que a ANP diz buscar com a norma já existe, disse Pinho, em um argumento replicado por outros players do setor. “O parque de terminais privados se multiplicou nos últimos anos, e a disputa entre eles já vem se traduzindo em preço”. “Quando essa regulamentação começou a ser discutida, havia dois terminais no País, ambos da Petrobras. Hoje, são sete. Até 2030 provavelmente já serão dez”, disse um executivo da indústria. Para essa fonte, as mudanças no mercado inclusive colocariam em xeque a classificação dos equipamentos como “infraestrutura essencial”, que os sujeita a regras de compartilhamento previstas na Lei do Gás. Para a ANP, por outro lado, apesar da expansão do mercado, algumas empresas praticamente garantiriam um monopólio em sua região caso não houvesse as regras de acesso a terceiros. “No fundo, o que acontece é que não querem regulação,” disse uma fonte próxima à agência. Como as empresas tomaram a decisão de investir em seus terminais sob premissas que agora estão mudando, é natural que o tema gere preocupação e incertezas, inclusive sobre como se dará a aplicação da resolução na prática, disse o sócio do Veirano Advogados, Ali Hage. “A norma desagradou porque em tese cria uma ameaça de atuação mais discricionária do regulador que possa ir contra o interesse do operador do terminal. Mas o operador geralmente tem justificativas técnicas legítimas para sujeitar o acesso de terceiros a certas condições. Não sei se a ANP consegue superar isso, tem que ver o quanto ela vai se dispor a interferir nessa gestão operacional. Se forçar demais, pode terminar num caminho de judicialização.”

Na ANP, a visão é de que as preocupações do mercado são exageradas, uma vez que regulamentações para acesso aos terminais são uma prática comum – e nesse caso o objetivo seria mais evitar “absurdos” do que colocar a agência para arbitrar todas negociações sobre uso de infraestruturas de gás. “Não tem nem equipe para isso, para ser altamente intervencionista. Não está se copiando um modelo venezuelano, boliviano, chinês, é um modelo de países da OCDE,” disse a fonte próxima ao regulador. “É para o agente saber que pode ter uma intervenção e equilibrar a negociação, é uma coisa de exceção – se claramente tem espaço ocioso e não deu acesso. A ANP não vai causar um apagão no Brasil, não tem lógica isso,” disse esta fonte. A ANP também definiu que os terminais de GNL devem permitir que suas instalações sejam conectadas à rede de gasodutos, o que será inclusive obrigatório para novos projetos, exceto para casos em que isso seja tecnicamente inviável. Nos bastidores, as empresas se queixam de que tal conexão pode não fazer sentido financeiro, e que mesmo que as eventuais ligações sejam pagas pela rede como um todo, como quer a ANP, isso acabaria pesando sobre os custos dos consumidores de gás. “Se o planejamento energético entender que faz sentido, o sistema vai arcar com aquilo. O que se busca no fim do dia é que os terminais sejam conectados, mas dentro de critérios de razoabilidade,” disse uma fonte com conhecimento da visão do regulador.

Outro ponto da regulamentação que causou incômodo nas empresas foi a exigência de que operadores de terminais de GNL que tenham outras atividades façam uma contabilidade em separado desses ativos. “Essa obrigação não estava prevista na Lei do Gás. A norma é para regular a lei, não é para ir além. E isso já gera um custo imediato,” disse um executivo de uma companhia.  Para essa fonte, as incertezas criadas pela nova norma podem ter o efeito colateral de afastar investimento sem trazer o benefício esperado de redução de custos. “Não tem barreira de entrada, qualquer um pode fazer um terminal de GNL. Quem vai pedir acesso para trazer um gás mais caro? A regra pode acabar até sendo inócua, mas perdeu-se tempo das empresas, gerou custo de transação. É um remédio para um problema que não existe. Quando você não está doente, não toma remédio,” disse o executivo. Entre as donas de terminais de GNL no País estão Petrobras, Eneva, Edga (da Compass, do grupo Cosan), New Fortress Energy (NFE) e Gás Natural Açu – joint venture entre BP, Prumo e Siemens. Além dessas, a Âmbar, do grupo J&F, arrendou os ativos da NFE em Santa Catarina. Novos projetos, incluindo um da Eneva, devem entrar em operação nos próximos anos para atender usinas termelétricas contratadas pelo Governo no leilão de capacidade de março.

Fonte: Brazil Journal