No mercado de gás, todos os caminhos conduzem à ANP

Em sua coluna no portal da BrasilEnergia, Bruno Armbrust afirma que

O mercado brasileiro de gás vive um momento decisivo, no qual as decisões a serem tomadas pela ANP nos próximos meses poderão moldar a estrutura do setor pela próxima década. Agendas como o Programa de Redução da Concentração no Mercado de Gás Natural (Gas Release), a regulação do acesso e da remuneração dos Sistemas Integrado de Escoamento e de Processamento (SIE e SIP), a revisão das tarifas de transporte e a aplicação da Receita Máxima Permitida com o Método do Capital Recuperado (RCM) aos contratos legados finalizados não são temas isolados. Juntas, essas medidas atingem diretamente os principais componentes do preço e da competitividade do setor.  Por essa razão, todos os caminhos conduzem atualmente à ANP, tornando mais fundamental do que nunca a preservação de sua independência regulatória. Essa independência, contudo, enfrenta desafios concretos. No 2º Workshop sobre o Gas Release, promovido no final de setembro na FGV Energia, o diretor da ANP Pietro Mendes relatou publicamente uma tentativa de cerceamento da agência e criticou o que classificou como argumentos “maniqueístas”. O desabafo está no contexto dos debates da Consulta Pública CP 16/2026, que trata justamente da desconcentração do mercado de gás. Paralelamente, informações da imprensa apontaram que representantes da Petrobras se reuniram com autoridades do governo, em 28 de setembro, para tratar do programa. Embora seja legítimo que a Petrobras, como empresa diretamente afetada, defenda seus interesses, é imperativo preservar a separação entre a defesa empresarial e a decisão regulatória. A atuação da ANP nessa frente não representa a criação de uma obrigação estranha ao ordenamento jurídico. O artigo 33 da Lei nº 14.134/2021, a Lei do Gás, determina expressamente que a agência acompanhe o funcionamento do mercado, estimule a eficiência e a competitividade e adote mecanismos para reduzir a concentração da oferta. O parágrafo primeiro desse dispositivo inclui a possibilidade de um programa de venda de gás por agentes com elevada participação de mercado. Portanto, o debate público não deve girar em torno de se a ANP deve ou não exercer a competência que a lei lhe atribuiu, mas sim sobre como implementar o Gas Release — definindo volumes, duração, preços, leilões e mecanismos de monitoramento.

Itália:  uma boa referência

A experiência internacional corrobora a necessidade de uma postura firme por parte dos reguladores. Na abertura do mercado europeu, os agentes dominantes também resistiram às mudanças. Em 2006, por exemplo, a autoridade italiana de concorrência aplicou à ENI (multinacional petrolífera italiana) uma multa de € 290 milhões, por abuso de posição dominante, por dificultar o acesso à infraestrutura de importação de gás, exigindo também compromissos para ampliar a capacidade disponível a terceiros. Mais importante do que o valor final da penalidade é a lição institucional deixada: a abertura de mercados de infraestrutura depende de reguladores e autoridades de controle concorrencial capazes de aplicar as regras – inclusive aos agentes incumbentes. Esse é exatamente o princípio que precisa ser preservado no Brasil.

Separar o preço da molécula do custo da infraestrutura

Além da desconcentração da oferta, a transparência de custos é outro pilar indispensável, pois não é possível discutir o preço do gás sem saber exatamente o que está sendo pago. É necessário separar claramente a molécula na boca do poço, o escoamento, o processamento (deduzindo o crédito dos líquidos) e o transporte. Enquanto a molécula pode ter referências de mercado distintas, a infraestrutura deve ser remunerada conforme sua própria realidade econômica, englobando capex, opex, depreciação, impostos, utilização da capacidade e remuneração do capital. Essa distinção ganha relevância especial no gás associado à produção de petróleo. Um estudo da EPE sobre o SIE e o SIP, utilizando a metodologia de fluxo de caixa descontado e building blocks, encontrou referências econômicas de US$ 1,54/MMBtu para escoamento e US$ 1,04/MMBtu para processamento em um determinado cenário de utilização. Como uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) gera custos, mas também produz GLP e outros líquidos comercializáveis, o custo econômico líquido do processamento deveria detalhar de forma transparente o capex, o opex, os produtos recuperados, seus preços e a destinação dessas receitas. Considerando o crédito econômico das receitas provenientes dos líquidos recuperados no processamento o valor de US$ 1,04/MMBtu poderia se reduzir, segundo estudos, a US$ 0,13/MMBtu. Sem essa abertura de dados, torna-se difícil responder quanto custa realmente o gás na origem e quanto se paga pela infraestrutura de escoamento e processamento. Essa decomposição de custos pode alterar por completo o diagnóstico sobre a competitividade do gás brasileiro. Se tomarmos como referência um preço equivalente a 12% do Brent de US$ 85 por barril, chega-se a cerca de US$ 10,20/MMBtu. Ao descontar a referência de US$ 2,58/MMBtu para o SIE e o SIP, restariam aproximadamente US$ 7,62/MMBtu antes do transporte e dos demais componentes. O objetivo desse cálculo, vale reforçar, não é afirmar que esse seja o custo real de produção, mas demonstrar porque a formação do preço precisa ser aberta e decomponível.

Janela de oportunidade

Diante desse cenário, abre-se uma janela de oportunidade decisiva para o setor. O Gas Release ataca a concentração da oferta; o SIE e o SIP viabilizam o acesso e a remuneração justa das infraestruturas essenciais; a revisão das tarifas de transporte reduz o custo de movimentação; e a aplicação do RCM aos contratos legados finalizados impede que estruturas contratuais históricas perpetuem efeitos incompatíveis com um ambiente livre. Isoladamente, nenhuma dessas medidas será suficiente, mas, de forma conjunta, elas têm o poder de transformar uma abertura meramente regulatória em concorrência efetiva. Embora o mercado ainda não tenha atingido o “ponto de não retorno”, a janela está aberta. Cabe à ANP atravessá-la com independência, transparência e firmeza institucional, contando com o apoio do Cade. É evidente que a Petrobras tem o direito de defender seus interesses, assim como os demais agentes têm o direito de contestá-los. E o papel do Governo, nesse caso, é o de respeitar a autonomia das instituições, enquanto a ANP e o Cade precisam exercer suas respectivas competências legais. Tudo que o mercado de gás não precisa é de proteção contra a concorrência; necessita, isto sim, de regras claras que permitam que ela aconteça. Por fim, o mercado espera dos reguladores a implementação de uma filosofia rumo a uma regulação ágil, transparente, baseada nas melhores práticas e em critérios de boa governança. A regulação deve estar orientada ao estímulo à concorrência. É isso que traz investimentos, potencializa a indústria e gera empregos. Já a Petrobras, mais do que ser uma Defensora de Mercado, deveria, na condição de agente dominante, ser uma Criadora de Mercado (Market Maker).

Fonte: BrasilEnergia- Bruno Armbrust