As decisões que estão sendo tomadas pela ANP para ampliar a competitividade do gás natural são similares àquelas tomadas na Europa nas últimas décadas e que resultaram em um preço final mais competitivo para a molécula, defende o diretor da agência, Pietro Mendes. Segundo informações apresentadas pelas autoridades europeias, a queda no custo de acesso às infraestruturas e a possibilidade de que cada produtor fosse responsável pela venda da própria molécula ajudaram não apenas a reduzir os preços finais do gás, mas também a maximizar a rentabilidade dos projetos de produção. “Houve uma série de externalidades positivas para Noruega com esse processo regulatório”, disse. “Muita da falta de competitividade que existia no gás [europeu], o mesmo diagnóstico que nós vemos no Brasil, decorre da infraestrutura”, disse Mendes. Na visão de Mendes, as mudanças são um “processo natural na evolução da indústria de gás”, que passa pela dissociação entre os donos da infraestrutura e o fornecedor da molécula, além da ampliação do número de agentes no mercado. “Na Noruega, eles decidiram que cada proprietário do gás poderia vender o seu próprio gás, muito em linha com a proposta que a ANP está colocando no gas release”, afirmou em relação à consulta que prevê a redução do papel da Petrobras como agente dominante do mercado. O objetivo é reduzir as compras de gás de terceiros pela estatal, incluindo importações pelo Gasbol (gasoduto Bolívia-Brasil). O processo de abertura norueguês teve início há cerca de 25 anos. Assim como no Brasil, a Noruega também tinha um agente dominante no mercado de gás, papel exercido pela estatal Equinor. “Manteve-se a produção própria da Equinor, simplesmente tirando essa intermediação dela comprar o gás produzido por terceiros ou de propriedade de terceiros e revender no mercado”, explicou Mendes. “Essa prática é um processo que acontece no mundo inteiro e é muito bem apresentada em guias da OCDE, que tratam da questão do acesso da infraestrutura como algo importante para o desenvolvimento de mercado”, afirmou.
Reino Unido
Um processo similar também ocorreu no Reino Unido, onde Shell e BP detinham as infraestruturas e optaram por desverticalizar as operações e vender esses ativos. No Brasil, a reforma do mercado de gás foi estabelecida pela Lei do Gás de 2021 e detalhada pelo decreto do Gás para Empregar, de 2024.A ANP espera fechar os principais pilares da agenda da reforma regulatória do gás natural entre o final de 2026 e o primeiro trimestre de 2027. O processo inclui a regulação do sistema de escoamento e processamento, o gas release, a revisão tarifária do transporte e as regras de acesso aos terminais de gás natural liquefeito GNL. O processo mais avançado é o dos terminais de GNL, cujas novas regras entraram em vigor em julho e já resultaram em pelo menos um acordo concreto no mercado. “Eu não entendo que a gente está indo rápido demais, até porque existiu uma crítica, inclusive uma representação no Tribunal de Contas da União (TCU), de que a gente estava indo muito devagar “, disse Mendes.
Dificuldade de acesso trava investimentos
Ele lembrou que a redução do custo de acesso às infraestruturas pode viabilizar diversos campos de produção de gás natural nas bacias de Campos e Santos, além de ajudar a reduzir a reinjeção de gás nos campos produtores. A avaliação apresentada pelos noruegueses, relatada por Mendes, é que a regulação também estimula as empresas a escoar o gás: como o custo da infraestrutura é menor, a margem para vender no mercado consumidor fica maior. Na prática, pode resultar em maior disponibilidade de gás para o mercado nacional. O diretor citou o caso de uma empresa que, em função de problemas relacionados à curva de produção projetada, chegou a pagar em alguns meses US$ 16 por milhão de BTU apenas pelo acesso às infraestruturas. “Cada molécula de gás que ela produz, ela tem prejuízo. Isso faz com que haja uma decisão natural de buscar reinjetar o gás”, afirmou. O diretor ressaltou que as discussões envolvem ativos de interesse público, classificados pela lei como infraestruturas essenciais. Criticou também a falta de transparência sobre os dados históricos sobre investimentos nos ativos de escoamento e processamento no Brasil. “É importante trazer também para discussão que parte desses ativos foi construída com apoio do governo, seja por meio do Repetro, seja por conta de desconto na participação especial. Então não é um ativo cujo risco é único do empreendedor, existe todo um esforço conjunto de ações para viabilizar esses projetos”, disse. Mendes também rebateu o argumento de que a Petrobras teria assumido sozinha o risco da construção dessas infraestruturas. Os sistemas de escoamento das bacias de Campos e Santos — as Rotas 1, 2 e 3 — têm outros sócios, assim como o projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), que conta com sócios indianos. “Não foi uma tomada de risco sozinha da companhia, existem sócios”, disse.
Impactos concretos nos preços
No caso dos noruegueses, a reforma do mercado conseguiu reduzir o custo da infraestrutura, que hoje representa menos de 5% do preço final do gás. Com isso, o custo pela movimentação da molécula no país hoje fica entre US$ 0,90 a US$ 1,1 por milhão de BTU. Como comparação, no Brasil, atualmente esse custo corresponde, nas contas apresentadas por Mendes, a quase 70% do preço final da molécula. “Enquanto aqui tem esses valores muito mais razoáveis, no caso brasileiro, segundo o relatório do Gás para Empregar que foi divulgado em 2024, são US$13 por milhão de BTU”, lembra Mendes. Hoje, a Noruega exporta praticamente todo o gás natural que produz, principalmente para França, Alemanha e Reino Unido. Os ganhos de competitividade do gás norueguês foram importantes sobretudo nos últimos anos, com os esforços para substituir o gás da Rússia, após as sanções aplicadas pelos países europeus aos russos com a invasão à Ucrânia.
Questionamentos fazem parte do processo
Mendes lembra que esse processo de abertura e revisão tarifária norueguês também teve contestações na Justiça, assim como vem ocorrendo no caso brasileiro. “O governo norueguês ganhou o processo judicial. Assim como espero que o brasileiro ganhe também, caso exista”, disse. No caso do gas release, a Petrobras tem indicado que pode revisar novos investimentos devido às mudanças em avaliação. O alvo é Sergipe, onde a Petrobras contratou uma plataforma e abriu uma licitação para construir um gasoduto de 18 milhões de m³/dia. Mendes ressaltou, porém, que qualquer mudança nos planos de desenvolvimento dos campos precisa ser submetida à ANP, que pode aprovar ou não a alteração — e que a agência não foi comunicada de nada nesse sentido. “É cabível uma revisão do plano de desenvolvimento, mas não é uma decisão unilateral da empresa, tem que submeter para a ANP. E a ANP não foi comunicada de nenhuma alteração relacionada ao plano de desenvolvimento”, afirmou. “Não conheço nenhum tipo de fato relevante, que é a forma como a Petrobras se comunica oficialmente com o mercado, dada a magnitude do projeto. Então acho que ainda é um campo muito especulativo”, completou. “Cada um está no seu papel. Tem o papel da empresa de tentar maximizar ao máximo o resultado de um ativo e o regulador está no papel dele, de proteção da sociedade e de interesses maiores, no caso, o interesse da própria União de ter a maximização dos seus recursos. Lembrando que o gás reinjetado, por exemplo, não paga royalties”, disse.
Abertura na Noruega: idas e vindas
O processo de abertura do mercado de gás norueguês começou no início dos anos 2000. Inicialmente, todos os dutos de escoamento e transporte, além das unidades de processamento, eram de propriedade da Equinor, que construiu essas infraestruturas. A estatal norueguesa também era responsável por comprar o gás de outros produtores e levar ao mercado. O custo da infraestrutura tinha um impacto significativo na competitividade dos projetos de produção de gás. A abertura iniciada em 2001 passou pela regulação da tarifa de transporte. O país também transferiu a propriedade da infraestrutura a uma joint venture chamada Gassled, que tinha a participação das petroleiras e da estatal Petoro, o que assegurava participação do governo. A operação física dos ativos, na prática, ficou a cargo de outra estatal, a Gassco. Posteriormente, em 2012, parte da Gassled foi vendida a fundos de pensão e investidores de infraestrutura. Recentemente, após uma decisão do governo norueguês de cortar os preços, os acionistas da Gassled resolveram vender de volta esses ativos para o Estado. A reestatização ocorreu em 2024 e custou US$ 1,6 bilhão. Com isso, o Estado norueguês hoje detém as infraestruturas, geridas pela Petoro. No Brasil, não há discussões para que o Estado venha a assumir um papel desse tipo. “No nosso modelo, por conta do Estado ter outras prioridades, não acho que ele deveria assumir essa questão da infraestrutura, mas eu acho que é natural adotar boas práticas regulatórias de outros países”, comparou Mendes
Fonte: Eixos
