ANP: Petrobras pratica spreads de até 3,6 vezes sobre o gás comprado de terceiros

A ANP aprovou por unanimidade a abertura da consulta pública do programa de gas release, o mecanismo que obriga o agente dominante do mercado de gás a leiloar volumes para concorrentes. A proposta da área técnica preserva 100% da produção da Petrobras e mira exclusivamente o gás que a estatal compra de terceiros — inclusive o importado da Bolívia pelo Gasbol. Ao apresentar seu voto, o relator, diretor Pietro Mendes, dedicou boa parte da fala a rebater, um a um, os argumentos que a Petrobras vem usando contra o programa. Ele o fez a partir de uma dados compilados pela Superintendência de Defesa da Concorrência (SDC), que sustentam a proposta.

Argumentos da Petrobras e as respostas da ANP

O dado central: segundo a ANP, a Petrobras compra gás não processado de outros produtores a cerca de US$ 3,75 por MMBtu e o revende ao mercado 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 na reunião. O gas release é um mecanismo previsto no artigo 33 da Lei do Gás (14.134/2021) desde 2021, e a proposta levada à consulta cumpre um dever legal da agência. A Petrobras é parte diretamente interessada – o agente cuja participação o programa busca reduzir. Durante a apresentação de resultados trimestrais na sexta (07), a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, voltou a afirmar que a companhia vai rever investimentos em razão do avanço da agenda regulatória: “independentemente do que aconteça [após a consulta pública], vamos ter que olhar os projetos à luz de uma possível alteração regulatória”, disse. “Não somos uma ONG, somos uma empresa”, completou. A Petrobras lucrou R$ 52 bilhões no segundo trimestre, que também é o primeiro balanço a capturar em todo o período o efeito da guerra, que fez disparar os preços do petróleo, gás natural e biocombustíveis.

“A desconcentração já ocorreu sozinha”

A Petrobras e seus defensores sustentam que o mercado já se abriu organicamente: a participação da estatal na comercialização caiu de 100% para cerca de 56% em menos de cinco anos, e hoje há 30 outros agentes comercializando gás, com mais de 180 contratos firmados por terceiros. Logo, não haveria necessidade de intervenção. A ANP respondeu que contar a quantidade de agentes não é a mesmo que medir a estrutura do mercado. Segundo Mendes, é possível ter 30 comercializadores praticando volumes pequenos demais para alterar o poder do agente dominante. No recorte regulatório relevante — o atacado não termelétrico atendido pela malha integrada de transporte —, o índice de concentração (HHI) está em 3.747 pontos, e a Petrobras responde por 59% da comercialização. Qualquer valor de HHI acima de 2.500 é considerado indicativo de mercado altamente concentrado pelos critérios de defesa da concorrência. O gráfico apresentado pela SDC mostra o índice caindo de 10.000, em 2021, para os atuais 3.747. Mas a agência alerta que as projeções apontam para uma reversão dessa tendência de desconcentração caso as condições atuais sejam mantidas.  Segundo a ANP, a Petrobras compra gás não processado — o chamado gás rico, que ainda contém líquidos — a cerca de US$ 3,75 por MMBtu, valor inferior ao que os demais compradores do mercado pagam. Em seguida, revende o gás processado a US$ 12,37 por MMBtu e o gás não processado, entre produtores dentro da bacia, a US$ 13,42 por MMBtu. O resultado é um spread de 3,3 a 3,6 vezes o preço de aquisição. “O grande atravessador que nós temos no mercado hoje é a própria Petrobras, que tanto demoniza os atravessadores, distribuidores, a ação de quem tá nos outros elos da cadeia”, afirmou o relator.

“É só trocar o gás de mãos; não reduz preço”

O argumento mais repetido pela companhia é o de que o gas release não cria uma molécula nova nem aumenta a oferta física de gás — apenas redistribui volumes existentes entre agentes. Por isso, seria incapaz de reduzir preços. Mendes concedeu que a premissa é verdadeira, mas a classificou como irrelevante. “Nenhum programa de gas release no mundo prometeu produzir mais gás. Ele produz concorrência”, disse. O ponto do regulador é que, num mercado competitivo, o preço não é fixado por um único agente: é o grau de contestabilidade — a existência de alternativas reais para o comprador — que disciplina a formação de preço. A ANP sustentou o argumento com o contraste entre regiões. Antes da diversificação de fornecedores no Nordeste, entre 2019 e 2021, a diferença de preço entre Nordeste e Sudeste era praticamente nula, com spread médio de 0,5%. Depois da abertura, o Nordeste passou a vender gás consistentemente mais barato, chegando a 22% abaixo do Sudeste em 2023. O HHI do Nordeste está em 2.114 pontos; o do Sudeste, em 4.240. “A própria ameaça de uma concorrência já reduz o preço”, afirmou o relator.

“O programa prejudica investimentos”

A Petrobras alega que a redistribuição forçada penaliza quem investiu bilhões em produção e infraestrutura, gera insegurança regulatória e desestimula novos projetos. Isso, sem a garantia de que a empresa poderá comercializar o que produzir. A companhia ameaça cancelar investimentos no Sergipe Águas Profundas (SEAP), único grande projeto de gás novo em seu portfólio. A resposta da ANP tem três camadas. Primeiro, a produção própria da Petrobras não está na proposta — a minuta veda expressamente o uso de volumes produzidos pela própria estatal, o que, segundo Mendes, torna várias das críticas um problema de desconhecimento do texto. Ao contrário, a regra funcionaria como estímulo: se quiser ampliar participação, a Petrobras pode fazê-lo aumentando a produção própria, não comprando gás de terceiros para revender. Segundo, no caso da infraestrutura de escoamento e processamento, o capacity release só atinge capacidade ociosa: quem construiu o ativo tem direito de preferência e, se demonstrar necessidade de uso, o volume não é liberado. Mendes lembrou ainda que esses sistemas não são exclusivos da Petrobras — têm sócios como Shell, Galp e Repsol, e, no caso de Sergipe, também empresas indianas. Terceiro, a regulação de acesso não discriminatório a infraestrutura essencial não é invenção intervencionista: nasceu, argumentou o relator, na economia de mercado mais aberta do mundo, com o desmembramento da Standard Oil e as regras de livre acesso da FERC (Federal Energy Regulatory Commission) no setor de gasodutos dos Estados Unidos, além de ser recomendada pela OCDE. O relator acrescentou um contraponto sobre a alegação de queda de demanda usada para justificar reduções de produção. Para ele, a demanda existe, mas depende do preço: indústrias de fertilizante ficaram paradas, há capacidade ociosa na indústria química e fábricas fechadas – Mendes citou o caso da produção de metanol, insumo da produção de biodiesel tem sua produção doméstica inviabilizada por conta do custo do gás.  Mendes ainda mostrou um histórico de frustração entre a produção prevista e realizada pela estatal, que leva a esta acomodar contratos de importação de GNL, mantendo o preço do gás elevado.

“O modelo internacional não se aplica ao Brasil”

Alguns dos argumentos contrários sustentam que os programas europeus de gas release nasceram em mercados com histórico de liberalização, integração regional e produção terrestre — realidade distinta da brasileira, de produção associada ao petróleo e infraestrutura predominantemente offshore. Outros afirmam que, na Europa, o mecanismo “não deu certo”. Mendes respondeu que a ANP reconhece as especificidades brasileiras e que o trabalho técnico da ANP afastou qualquer replicação automática. A agência ouviu 37 agentes de mercado e sete autoridades estrangeiras, de França, Espanha, Polônia e Alemanha, para extrair condições estruturais de sucesso. A escala precisa ser relevante e programas marginais, como o alemão e o italiano, tiveram efeito limitado, enquanto Espanha e Polônia mudaram a estrutura de mercado; é preciso liberar capacidade de transporte junto com o gás; e a premissa é ter um leilão competitivo e não discriminatório.

“O gás seria exportado como GNL”

Uma objeção mais recente sustenta que, diante de um programa de gas release, a Petrobras exportaria o gás como GNL em vez de vendê-lo no mercado interno. Mendes tratou a hipótese como economicamente irracional. Para exportar, argumentou, a estatal teria de aceitar o preço de paridade de exportação — partindo de um mercado como o americano, a cerca de US$ 3 por MMBtu, e ainda descontando frete, custos de navio e interiorização —, o que a levaria a vender a menos de US$ 3 lá fora. Como o preço médio do gás no Brasil é um dos mais altos do mundo, seria muito mais rentável vender internamente. “Não faz sentido reduzir a rentabilidade do meu projeto para desabastecer o mercado brasileiro porque eu não quero um programa de gas release”, disse. O relator acrescentou que, se a tese ganhasse força, caberia ao CNPE e à própria ANP atuar em nome da garantia de abastecimento.

Próximos passos do programa de gas release

A deliberação desta sexta autoriza a abertura de consulta pública pelo prazo de 45 dias, seguida de audiência pública — não é a decisão final sobre o programa. A alternativa escolhida pela área técnica, entre as avaliadas na análise de impacto regulatório, foi a de configuração intermediária, com meta de reduzir o HHI para menos de 2.500 pontos (mercado moderadamente concentrado) sem recorrer à produção própria da estatal. Pelo cronograma indicativo, o volume necessário para atingir a meta parte de 8 milhões de m³/dia em 2027 e chega a 9,2 milhões de m³/dia em 2030, correspondendo a cerca de 14% da demanda — números que serão revistos a cada leilão anual.  A intenção do relator 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 a partir de 2028 e o ciclo se completando em 2030. A resolução traz as regras gerais e a metodologia de preço de referência; os valores serão fechados caso a caso, nos editais. Além do gas release, o texto prevê os mecanismos complementares de capacity release (cessão de capacidade de transporte contratada e não utilizada) e customer release (liberação de clientes de contratos vigentes para contratar novos supridores). “É a opção pela desconcentração do mercado de gás natural, um dever legal da ANP. Está cumprindo a lei”, afirmou.

Fonte: Eixos