Mercado secundário da capacidade: por que precisamos de um no mercado de gás?

Em artigo publicado no portal da agência eixos, a advogada Lívia Amorim afirma que,

Em 2020, escreveu um texto chamado O Mercado de Gás no Curto Prazo: Do que precisamos? Uma plataforma? Um grupo de Whatsapp? O grupo de Whatsapp foi criado — não por mim! — e vai muito bem. As plataformas estão vindo. Vieram primeiro para capacidade e depois para molécula. Quem veio primeiro, contudo, precisa evoluir: precisamos de um mercado secundário de capacidade de transporte de gás no Brasil.  Em um primeiro momento, o problema era saber se ia ter capacidade disponível para contratação. Diversas tentativas, muitas dúvidas, vários arranjos depois — dá para confiar no interruptível? Tem oferta no interruptível? Um TCC, um acordo de redução de flexibilidade —, este problema está encaminhado. Apesar de sabermos da existência de gargalos na malha e dos desafios de expansão, ter capacidade disponível para contratação não tem sido a questão mais urgente. O mercado tem conseguido contratar capacidade firme. A questão agora é de otimização. O que fazer para ajustar posição em relação à capacidade no curto prazo? Não existe um mercado secundário bem desenvolvido. Quando existem, essas trocas têm sido integralmente mediadas pelos transportadores, de três formas: (i) pela oferta de produtos interruptíveis; (ii) pela oferta de produtos de curto prazo (com o spread do multiplicador, se contratado ou da penalidade, se feito sem contratação); ou (iii) pela cessão e pela renúncia de capacidade. No caso do produto interruptível, é oferecida ao mercado a capacidade que já está contratada em base firme por um outro ou um conjunto de outros carregadores e, nos termos do art. 38, §2º da Resolução ANP n.º 991/2026, 90% do resultado, descontados os tributos a serem recolhidos, retorna para o(s) detentor(es) da opção firme que foi utilizada no secundário.

Neste caso, o transportador acaba funcionando como um intermediador a um custo de 10% da receita obtida mais eventual custo tributário da triangulação. Não é necessariamente ruim, mas não é uma solução completa, porque: Impõe um intermediário necessário, quando o mercado poderia se coordenar livremente — inclusive em relação a preço — mediante uma cessão bilateral sem que houvesse um prejuízo ao transportador e aos demais carregadores; Pelo menos até a plena eficácia da reforma tributária, pode envolver custos tributários na triangulação; e  Expõe o carregador secundário — interruptível — a uma incerteza relevante sobre a disponibilidade ou não da capacidade, usualmente até as 18h do D-1. Ele também fica contratualmente sujeito a alterações de sua programação caso o carregador titular do direito firme altere sua programação na janela intradiária. Ou seja: o interruptível ajuda, mas não resolve. No caso dos produtos de curto prazo, o custo formalmente aplicado hoje alcança 161% (multiplicador tarifário para o produto diário) e, ainda assim, não há granularidade intradiária na oferta.

As penalidades por erro de programação e desequilíbrio também funcionam como mecanismos de ajuste de posição e, nas rotinas diárias, podem alcançar 200% da tarifa, a depender do percentual de variação entre as quantidades programadas e efetivamente utilizadas. Esse contexto, portanto, aumenta os custos de transação dessas sistemáticas, que não se mostram atrativas como instrumentos de troca de posições no mercado. Com relação à cessão de capacidade, pelos termos da Resolução ANP n.º 11/2016, ela pode ocorrer tanto de forma total quanto parcial e com ou sem a liberação do cedente das obrigações perante o transportador. No caso da cessão parcial, a norma prevê ser possível a cessão bilateral a outro carregador sem anuência do transportador, desde que o cedente permaneça responsável pelas obrigações do cessionário. A liberação do cedente ocorre apenas caso haja a concordância expressa do transportador. Ou seja, se o cedente ficar como garantidor, o aditivo com o transportador seria para mera formalização. No caso da renúncia de capacidade, o desenho é ainda mais restritivo para quem busca apenas um ajuste pontual. A renúncia depende da efetiva recontratação da capacidade renunciada, pelo prazo remanescente do contrato original, por um terceiro disposto a assumi-la no mesmo ponto de entrada ou em zona de saída da mesma unidade federativa. É, na prática, um mecanismo desenhado para a cessão de capacidade pelo prazo remanescente mediada pelo transportador, não para quem precisa apenas destravar a sobra de um período menor. Mesmo nas operações que dependem de anuência, vale lembrar o óbvio: cessão é operação de crédito. O transportador anui, essencialmente, para avaliar se o cessionário consegue honrar as obrigações assumidas. Se esse cessionário já é um carregador habilitado, com margem de crédito aprovada junto ao próprio transportador, não deveria haver motivo para uma nova análise discricionária e demorada. Bastaria confirmar que a margem já aprovada comporta o volume cedido: a anuência deixaria de ser um evento incerto e passaria a ser um passo de checagem — previsível e rápido. Essa otimização poderia ser feita inclusive de forma ex-post, dentro do período de liquidação mensal. Ainda que a cessão esteja prevista na regulação e replicada nos contratos de transporte, o mercado praticamente não a utiliza. Como em muitos casos a saída é contratada pelo próprio vendedor, essa necessidade acabava sendo parcialmente mitigada no portfólio de venda. A obrigação de contratar capacidade, imposta aos vencedores do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) conectados à malha — sobretudo sob a leitura de que o próprio gerador, comprador do gás, deve ser o contratante da saída no transporte —, torna esses mecanismos bilaterais de ajuste ainda mais relevantes. Além disso, a minuta de resolução colocada em consulta pública pela ANP para o gas release prevê que deverá ser disponibilizada capacidade ao mercado correspondente aos volumes adquiridos nos leilões. Por isso, é essencial dinamizá-los.

Fonte: Eixos – Livia Amorim