De onde virá a molécula do programa gas release?

Sob forte pressão contrária da Petrobras, a ANP colocou na rua a sua proposta para o gas release – o programa de desconcentração do mercado que obriga o agente dominante a leiloar, para concorrentes, parte do gás natural que comercializa. A minuta de resolução que vai a consulta pública preserva a produção própria da Petrobras; mas abre caminho para a cessão obrigatória do gás comprado pela estatal de outros produtores, além de volumes importados pelo Gasbol.

A via tomada pela agência segue a linha do meio-termo que começou a ser costurado em 2024, nas negociações em torno do gas release incluído pelo senador Laércio Oliveira (PP/SE) no relatório do Paten – mas que não vingou na ocasião, por falta de acordo.

O programa desenhado pela área técnica da ANP traça uma meta de redução do índice de concentração (HHI) do mercado brasileiro: dos atuais 3.747 pontos, indicativos de um mercado altamente concentrado; para menos de 2.500 pontos no mercado atacadista não termoelétrico, compatíveis com o índice de um mercado moderadamente concentrado. O HHI é o principal indicador de concentração de mercado utilizado por autoridades concorrenciais no mundo. O diagnóstico da ANP aponta que, sem uma intervenção, o HHI tende a subir nos próximos anos, revertendo a curva de desconcentração mais recente. A meta de desconcentração é definida com base no índice HHI, mas se traduz em volumes. A ANP calcula que reduzir o HHI a 2.500 significaria liberar das mãos da Petrobras: 8,4 milhões de m³/dia em 2028; 8,9 milhões de m³/dia em 2029; e 9,2 milhões de m³/dia em 2030. Isso equivale a 14% da demanda do mercado brasileiro. Os volumes são indicativos e são revistos a cada leilão anual. Na resolução, fica expressamente vedada a utilização de volumes provenientes da produção da própria da Petrobras. Mas de onde virá, então, a molécula do gas release? Os estudos da ANP concluem que a meta poderá ser alcançada mediante leilão do gás adquirido de terceiros e de gás importado por meio do Gasbol da Bolívia – e complementarmente, do gás da União, se as negociações entre Petrobras e PPSA para viabilizar o leilão dos volumes da União não avançarem.

O efeito Bolívia

O país vizinho vem se consolidando, desde 2025, como uma fonte importante e contínua para os comercializadores privados. Empresas como Deal, Edge, Eneva, Galp, J&F, MTX e Shell importam entre 3 milhões e 5 milhões de m³/dia via Corumbá (MS). A Petrobras, por sua vez, trouxe 7 milhões de m³/dia da Bolívia no primeiro semestre. Parte dessa molécula é própria, produzida pela companhia em território boliviano. O contrato de aquisição de gás da Petrobras com a YPFB, no entanto, em sua fase final, o que abre espaço para uma eventual reorientação dos volumes do país vizinho para outros traders no Brasil. O contrato de longo prazo com a YPFB venceu, originalmente, em 2019, mas a Petrobras ainda tem um saldo a retirar – e que deve se esgotar, a depender do ritmo de retirada, entre 2028 e 2029. De acordo com dados da própria Petrobras, a companhia tem obrigação de retirada de: 4,95 milhões de m³/dia em 2026; 4,2 milhões de m³/dia em 2027; e 3,15 milhões de m³/dia em 2028. Há, no entanto, um teto para o uso do gás boliviano para fins de gas release: o declínio acentuado da produção do país vizinho. A própria YPFB estima que, com os níveis atuais de reservas provadas, a capacidade de exportação de gás do país se esgotará em 2030; e que, se conseguir incorporar seus recursos contingentes, conseguirá alongar a autossuficiência de gás da Bolívia até 2034.

O gás na cabeça do poço

A outra via para o gas release é a liberação dos volumes atualmente comprados pela Petrobras de terceiros. De acordo com levantamento da agência eixos, com base em dados públicos da ANP, doze empresas (além da PPSA) tinham (até maio) contratos ativos com a Petrobras, para venda de gás na cabeça do poço. São contratos que vencem entre o fim de 2026 e 2040, mas que poderão ser disponibilizados ao mercado nos próximos anos por força do gas release. A lista inclui: Brava Energia (com contratos que vencem entre 2027 e 2034). CNOOC (2040); CNODC (2026); Equinor (2033 a 2037); GBS Estocagem de Gás (2030) ; ONGC (2034); Petrogal (2037); Petronas (2026); PetroReconcavo (2027); Repsol Sinopec (2037 e 2038); Shell (2037 e 2038); e Sonangol (2029). Um caso concreto é o do campo de Manati, no litoral da Bahia, onde a produção de terceiros (a Brava e a GBS, sócios da Petrobras) está amarrada em contratos de longo prazo com a estatal. Embora o ativo esteja em sua fase final de esgotamento das reservas tradicionais de gás (o consórcio estuda transformar a infraestrutura local num projeto de armazenamento subterrâneo de gás), Manati ainda produz cerca de 1,7 milhão de m³/dia – dos quais mais de 1 milhão de m³/dia pertencem aos sócios privados. Desvincular-se desses contratos legados é do interesse de alguns dos próprios vendedores, amarrados em contratos de longo prazo. É o caso da Galp, uma das apoiadoras públicas do gas release. A petroleira portuguesa sugeriu, no questionário aberto pela ANP sobre o programa de desconcentração, que a Petrobras deveria ser impedida de celebrar novos contratos de compra de gás de terceiros no Brasil. E que, adicionalmente, contratos existentes deveriam ter a opcionalidade de encerramento antecipado pelo vendedor, independentemente de previsão contratual nesse sentido e sem incorrer em penalidades e indenizações. Ressalvas: assim como não há transparência sobre os volumes envolvidos nos contratos de compra e venda na cabeça de poço, há que se considerar que parte do gás é consumido nas unidades de processamento e não chega, de fato, ao mercado; outros contratos têm volumes apenas marginais etc.

O diagnóstico da ANP

A ANP entende que, dona de 59% da oferta do gás disponibilizado na malha integrada de gasodutos, a Petrobras é o agente dominante num mercado estruturalmente concentrado. Essa concentração não é homogênea, geograficamente: a partir de 2023, o Nordeste e o Norte já são classificados, pelo HHI, como mercados regionais moderadamente concentrados; em contraste, o Sudeste, que é o maior mercado consumidor, e o Sul e Centro-Oeste permanecem com uma redução do índice muito mais modesta e ainda remontam um mercado caracterizado como altamente concentrado. Isso se reflete no comportamento dos preços: No Nordeste, onde a participação da Petrobras é menor (20% a 30%) e o mercado mais aberto, o preço médio do gás no atacado caiu 48% entre 2019 e 2024; e a molécula é 17% mais barata que no Sudeste, onde a estatal ainda domina cerca de 60% do mercado. O estudo da ANP indica, ainda, que a Petrobras consistentemente vem praticando preços acima dos concorrentes nos últimos anos.

O cronograma: A intenção do relator, Pietro Mendes, é que a resolução final seja aprovada ainda este ano, com o primeiro edital em 2027. A entrega da molécula e da capacidade de transporte fica para 2028 e o ciclo se completa em 2030 – quando seria conduzida uma avaliação do resultado regulatório e uma decisão sobre a continuidade do programa.

Reações acaloradas

A Petrobras escalou, nas últimas semanas, a pressão política contra o avanço da discussão, na tentativa de evitar que a proposta da ANP prosseguisse. O programa encontra amplo apoio no setor, sobretudo entre consumidores de gás e comercializadores concorrentes da Petrobras: em pesquisa realizada pela ANP, 95% dos agentes ouvidos classificaram o gas release como fundamental ou importante para abrir o mercado. Do outro lado, a Petrobras trata o gas release como uma tentativa de redistribuir à força uma molécula que está sob seu controle, sem criar gás novo — e sem baixar preços. A companhia se opõe tanto à liberação de volumes de gás próprio quanto à imposição de limites a sua participação na importação e à compra de gás de terceiros – como os sócios que ancoram gás em contratos com a estatal para viabilizar novos projetos de produção. Petrobras ‘não é ONG’. Logo após a reunião da ANP, a presidente da estatal, Magda Chambriard, disse que a companhia poderá reavaliar investimentos “à luz de uma possível alteração regulatória” no setor. “Ainda não sabemos como isso vai terminar, mas o fato é que, independentemente do que aconteça, vamos ter que olhar os projetos à luz de uma possível alteração regulatória. Isso é assim no mundo todo e não vai ser diferente na Petrobras. Não somos uma ONG, somos uma empresa, e empresa tem que dar lucro”, afirmou, ao comentar sobre o projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP). A ameaça de atrasos no projeto tem sido usada como principal elemento de pressão da estatal contra o gas release. A Petrobras alega que já assumiu compromissos de desconcentração em 2019, quando assinou o termo de cessação de conduta (TCC) com o Cade – posteriormente flexibilizado. E que, portanto, a abertura do mercado já ocorreu e que a companhia teve a sua participação nas vendas de gás reduzidas de quase 100% em 2020 para menos de 60%. Em voto que foi aprovado por unanimidade, o relator Pietro Mendes rebateu ponto a ponto os argumentos da Petrobras contra o programa — e apresentou dados que apontam a própria empresa como o “atravessador” do mercado brasileiro. O dado central na discussão: segundo a ANP, a Petrobras compra gás não processado de outros produtores a cerca de US$ 3,75 por milhão de BTU e o revende por até três vezes e meia esse valor — um spread que a agência aponta como típico de quem exerce poder de mercado. “Mas no Brasil é caro porque não tem oferta? Não, gás é caro porque a gente tem um atravessador que encarece o preço do gás natural no Brasil”, afirmou Mendes. Ele acrescentou, ainda, que, apesar de avanços na abertura do mercado nos últimos anos, o poder do agente dominante permanece na estrutura do mercado.

Historicamente uma das principais defensoras da agenda do gas release, a Abrace, que representa os grandes consumidores de energia, manifestou apoio à ANP. A associação classificou a proposta da agência como um “bom ponto de partida para o debate” e destacou que, ao conduzir esse processo, a ANP “se fortalece e cumpre o papel que a própria Lei do Gás lhe atribui”. A Abegás (distribuidoras de gás canalizado) também apoiou o regulador no debate. “Com essa decisão, a agência cumpre de forma exemplar o seu papel como reguladora autônoma e independente… O debate sobre a desconcentração da oferta de gás natural é extremamente oportuno para o desenvolvimento de um mercado de gás mais aberto, dinâmico e que propicie maior competitividade no preço da molécula para todos os consumidores”. A Abegás ressalva, no entanto, que o programa só terá sucesso real se for capaz de, efetivamente, ampliar a oferta de gás no mercado.

Fonte: Eixos / GasWeek