O custo dos gasodutos do pré-sal na berlinda

As tarifas dos gasodutos do pré-sal, reunidos no Sistema Integrado de Escoamento (SIE), atingem o seu breakeven (ponto de equilíbrio) entre US$ 4 e US$ 6 o milhão de BTU, de acordo com estimativas da Wood Mackenzie. As conclusões fazem parte de estudos realizados pela consultoria no contexto das discussões sobre a regulação sobre as condições de acesso e das críticas do governo – e de parte do mercado – aos custos das infraestruturas de escoamento e processamento no Brasil. O valor está distante do patamar de menos de US$ 2 o milhão de BTU que o MME espera alcançar com a remuneração justa e adequada do SIE. A diferença se justifica, em parte, pela própria metodologia de cálculo: a Wood Mackenzie calcula o breakeven com base no fluxo de caixa descontado; enquanto a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) se baseia num fluxo de caixa projetado. São estimativas. Afinal, uma das lacunas apontadas no mercado sobre as condições de acesso às infraestruturas essenciais é, justamente, a falta de transparência sobre a formação das tarifas de escoamento e processamento. O consórcio do SIE, operado pela Petrobras em sociedade com Shell, Petrogal e Repsol Sinopec, vê um viés intervencionista na regulação proposta pela ANPe tenta desidratar o teor da minuta. Enquanto isso, players como a J&F, um dos principais concorrentes da Petrobras na comercialização de gás, e a chinesa CNOOC, que relata dificuldades no acesso ao SIE, defendem apertar a regulação.

WoodMac: ANP excede regulações de outros países

A análise de sensibilidade feita pela Wood Mackenzie mostra que o retorno esperado pelo investidor tem impacto direto nos resultados das estimativas de remuneração do escoamento, assim como o investimento de fato empregado – estimado em US$ 5,5 bilhões nas Rotas 1, 2 e 3. O volume movimentado, porém, também interfere na conta: a Wood Mackenzie baseia o seu cálculo do custo de escoamento nos volumes firmes provenientes dos FPSOs já em produção, que declinam rapidamente a partir de 2027, pressionando para cima os custos de acesso futuro. A consultoria ressalva, no entanto, que, se considerada a entrada no SIE do gás de FPSOs futuros (como Búzios 12 e Aram, ainda não confirmado), é possível manter em alta a utilização dos gasodutos por pelo menos dez anos; e reduzir, assim, a tarifa para US$ 2,5 o milhão de BTU, em um cenário de contratação de 85%. O ambiente regulatório e de negócios, portanto, deve incentivar a conexão de novos projetos, e não os desestimular, defende a consultoria. A Wood Mackenzie foi contratada por membros do SIE para analisar a minuta proposta pela ANP, frente ao benchmark internacional, e concluiu que o arcabouço proposto pelo regulador brasileiro “introduz em vários aspectos um grau maior de envolvimento regulatório do que observado jurisdições comparadas”, comentou o diretor de Consultoria de Mercados de Gás e GNL nas Américas, Mauro Chávez. A eixos entrevistou Mauro Chávez e Luiz Hayum, analista principal de Pesquisa de Upstream da Wood Mackenzie para a América Latina, sobre a regulação proposta pela ANP. A consultoria defende que o acesso negociado é o modelo predominante para o elo do escoamento de gás em países como EUA, Reino Unido, Austrália, Argentina e Canadá. A regulação nesses países não é prescritiva, nem limita a liberdade de arranjos comerciais, ao mesmo tempo em que preserva os direitos de propriedade. A intervenção regulatória geralmente é reservada para disputas ou comportamento anticompetitivo comprovado.

O caso norueguês: A proposta da ANP toma como referência o modelo da Noruega – que, a exemplo do Brasil, também tinha um agente dominante (a Equinor, antiga Statoil) no mercado de gás e que foi responsável pela construção das infraestruturas. Lá, as reformas começaram pela regulação das tarifas de transporte e alcançaram o offshore na década passada.  Na sequência, iniciou-se um processo que levou à saída da Equinor e transferência da propriedade da infraestrutura à Gassled, que tinha a participação das petroleiras e da estatal Petoro. Posteriormente, em 2012, parte da Gassled foi vendida a fundos de pensão e investidores de infraestrutura; Mais recentemente, após 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, ao custo de US$ 1,6 bi. Na visão da Wood Mackenzie, porém, o modelo norueguês foi concebido para um sistema de gás destinado à exportação e não constitui, portanto, um modelo diretamente comparável às atividades de escoamento no Brasil.

Em entrevista exclusiva à agência eixos, o diretor da ANP, Pietro Mendes, relator do caso, defendeu que as decisões que estão sendo tomadas pela agência para ampliar a competitividade do gás – como regulação do acesso e o gas release – são similares àquelas tomadas na Europa nas últimas décadas e que resultaram em um preço final mais competitivo. “Muita da falta de competitividade que existia no gás [europeu], o mesmo diagnóstico que nós vemos no Brasil, decorre da infraestrutura”, disse. Esta semana, o diretor comentou que a ANP sofre muita “pressão contrária” de parcela do mercado à discussão de temas como o gas release e a regulação do acesso de terceiros, mas que atuação da agência está ancorada na Lei do Gás e que não existe atropelo, nem ingerência política por parte da agência.

O olhar dos donos

Dentre os principais pontos de atenção dos membros do SIE estão preocupações com: a extinção do direito de preferência dos proprietários 30 anos após o início da operação dos ativos; Ao sugerir a exclusão do artigo, a Petrobras alega que o prazo “não respeita as especificidades das atividades de E&P e compromete a proteção de investimentos realizados pelos proprietários nesse tipo de atividades” – as sócias vão na mesma linha. E o artigo 30 que dá à ANP o poder de determinar as receitas de referência como limite para a remuneração quando verificados indícios de exercício de poder de mercado pelo operador e ausência de acordo entre as partes após negociação em prazo razoável. As contribuições da Petrobras, Shell, Galp e Repsol Sinopec convergem na avaliação de que a minuta da ANP converte o regime de acesso negociado da Lei do Gás em regulado e questionam a base legal, portanto, do dispositivo. Na reunião de diretoria da ANP que aprovou a abertura da consulta pública sobre o assunto, o diretor-geral, Artur Watt, já havia antecipado o debate ao ressalvar, justamente, que a intervenção não deveria “aproximar excessivamente o regime de acesso negociado de um modelo regulado”. Em sua contribuição, a Galp afirma que diferentemente dos modelos de regulação do transporte e da distribuição, a decisão de investimentos em ativos de escoamento e processamento está diretamente ligada à decisão de explorar e produzir um campo ou aglomerado de áreas produtoras específicas. “(…) o custo e o retorno do investimento estão embutidos no próprio projeto de E&P, não podendo ser calculados como um negócio autônomo de infraestrutura, nem comparados a atividades de monopólio natural em que há garantias de receita e reequilíbrio econômico-financeiro típicas do regime regulado”, cita.

CNOOC e J&F pedem mais regulação

Enquanto os donos das infraestruturas pedem menos regras, a CNOOC, na outra ponta do debate, defende a minuta e quer apertá-la. Uma das principais sócias da Petrobras no pré-sal, a chinesa relatou, durante a consulta pública, que “alguns produtores minoritários foram anteriormente obrigados a celebrar contratos de SIE em condições não negociáveis”. E pediu que os custos “excessivos, injustificados ou decorrentes de erros ou negligência” na construção dos ativos sejam retirados do cálculo da tarifa. “A situação atualmente verificada no caso do SIE demonstra que os custos podem atingir níveis excessivamente elevados, tornando a tarifa economicamente inviável para os usuários não proprietários”. A companhia propõe reduzir de dez para cinco anos o prazo de preferência integral do proprietário e apoia a vedação de cláusulas abusivas nos contratos. A CNOOC cita que os principais problemas enfrentados hoje pelos acessantes estão relacionados à curva de capacidade contratada, aos riscos decorrentes das obrigações de ship-or-pay e às penalidades aplicáveis à utilização de capacidade acima da curva contratada, além das tarifas e remunerações “excessivamente elevadas”. “[Caso os obstáculos não sejam solucionados] Os terceiros interessados continuarão receosos de contratar capacidade em gasodutos de escoamento da produção e instalações de processamento e tratamento de gás natural, como SIE e SIP, e poucos estarão dispostos a celebrar esses contratos”.

A J&F também saiu em defesa da regulação das condições de acesso ao SIE. A companhia, que não produz gás no Brasil, mas tem planos ambiciosos de crescer no mercado, entende que as redes integradas de escoamento (como o SIE) apresentam características econômicas comparáveis às do transporte, como elevada intensidade de capital, economias de escala, compartilhamento, operação integrada e baixa replicabilidade. A empresa cita que, pelos termos da minuta, a remuneração continua sendo inicialmente definida por negociação e acordo entre as partes. E defende a manutenção do dispositivo que prevê o uso de receitas de referência para nortear as negociações. “O conhecimento dos critérios que orientarão a receita de referência e a eventual atuação da ANP permite que operador e terceiro interessado incorporem essa expectativa às suas propostas. Essa previsibilidade favorece a convergência negocial e reforça a solução por acordo prevista na Lei nº 14.134/2021 [Lei do Gás]”. A J&F também propõe ajustes na redação para explicitar que a atuação de ofício da ANP possa ocorrer a qualquer momento ao longo do processo de acesso, evitando que a atuação do regulador seja limitada à etapa de negociação ou à existência de uma controvérsia já estabelecida. Agentes de outros elos da infraestrutura do gás também apoiam a regulação. A Engie, controladora da Transportadora Associada de Gás (TAG), cobra mais transparência sobre os custos das infraestruturas e sugere ajustes na minuta nesse sentido. A ausência de dados públicos sobre a remuneração de acesso às infraestruturas de escoamento e processamento, segundo a companhia, é hoje uma das principais lacunas da cadeia de gás natural no Brasil. “Sem transparência, é impossível distinguir quanto desse montante corresponde a custos eficientes e remuneração adequada de capital, e quanto pode refletir o exercício de poder de mercado”. A Norgás (Energisa/Mitsui), da distribuição, defende as receitas de referência como “aplicação excepcional em situações de falha de negociação ou poder de mercado e a transparência da metodologia utilizada pela agência”.

Equinor, o meio-termo

A Equinor se apresenta no debate como acessante ao SIE e futura proprietária do gasoduto de escoamento de Raia, que vai escoar o gás por um duto dedicado, não conectado ao sistema integrado do pré-sal. A empresa acompanha os proprietários nos pontos centrais do debate, com críticas às bases de capital e da receita de referência e ao prazo de exclusão do direito de preferência do proprietário. Mas vê espaço para melhorias no acesso. A Equinor destaca que a agenda da ANP representa “etapa essencial para o amadurecimento do mercado brasileiro”, com potencial para reduzir barreiras de acesso. E cita, nesse aspecto, a importância da definição de Códigos de Acesso e Prática robustos, para organizarem as negociações. A norueguesa mira, em especial, as penalidades impostas hoje aos usuários dos sistemas de escoamento e processamento e, embora reconheça avanços nas negociações com os donos das infraestruturas, pede que os códigos de acesso incluam: mecanismos de flexibilidade ex-ante e ex-post, a exemplo do que já ocorre no processamento, para reduzir a incidência e os impactos das penalidades; e mecanismos que assegurem que, em caso de restrição de capacidade nos gasodutos de escoamento, a redução seja alocada de forma proporcional à capacidade firme contratada por cada usuário, inclusive o usuário proprietário (hoje o modelo é baseado em escalonamento de prioridades).

Fonte: Eixos / GasWeek