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O Tordesilhas do gás natural

A evolução proporcionada pela nova Lei do Gás é fundamental para viabilizar o combustível em condições mais competitivas, devendo destravar investimentos significativos nos próximos meses. Seguramente esse processo vai ajudar o país a ter fôlego para a retomada econômica no pós pandemia. Mas é importante ter em mente que a mudança legislativa corresponde a apenas um primeiro passo: problemas estruturais fazem com que as tarifas de US$ 6 ou US$ 7 por milhão de BTU pagas por concorrentes mundo afora ainda sejam possibilidades de médio e longo prazo, dependentes de uma evolução mais profunda.

Os problemas do setor começaram muito antes da existência de um mercado de gás digno desse nome, numa época em que o país praticamente só queimava o gás associado ao petróleo em flaire. Ao determinar que “Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado (…)”, a Constituição Federal de 1988 amarrou o setor a uma dinâmica que provoca controvérsias até hoje. É que esse Tratado de Tordesilhas para os mercados de gás “descobertos e por descobrir” – como mencionava o tratado entre Espanha e Portugal se referindo às terras da América – deixa espaço para o entendimento, de governos estaduais e concessionárias, de que tal monopólio contempla a comercialização de gás.

A governança do setor nessas condições é complexa, considerando as particularidades de cada Estado. Impossíveis também são as bases de funcionamento desses mercados. Na maioria dos casos, faltam agências reguladoras e as tarifas são definidas sem qualquer debate. Ainda, em diversos Estados há retornos mínimos obrigatórios de 20% sobre todos os investimentos feitos e não houve processo licitatório para a definição dos responsáveis pelas concessões. A ineficiência regulatória é observada mesmo nos mercados mais desenvolvidos, como São Paulo e Rio de Janeiro.

Não é à toa, portanto, que concessionárias de distribuição façam da legislação e de resoluções ultrapassadas suas trincheiras contra qualquer possibilidade de descoberta de novos mercados de gás. O combate à aprovação da nova legislação que estão promovendo é mais uma tentativa de manter o mercado existente com um “cabresto”, empurrando para Estados e consumidores os custos de uma interiorização de gasodutos que, feita nas atuais condições, só traria benefício aos concessionários monopolistas.

Esse diagnóstico reforça a necessidade de se desenvolverem mecanismos regulatórios que garantam a viabilidade técnica, econômica e jurídica da abertura do mercado prometida pela nova Lei do Gás. O Plano Mansueto, natimorto em 2019, foi uma tentativa nesse sentido, condicionando o acesso a financiamentos com garantia da União a Estados que se propusessem a abrir o mercado de gás. Mas, um ano depois, os mercados livres se limitam a iniciativas isoladas. As indústrias seguem pagando, em média, US$ 14 por milhão de BTU. Até porque, por mais que se resolvam os problemas na legislação relativos ao desenvolvimento do mercado livre nos Estados, mais de um terço do valor que compõe as tarifas finais do gás é fixa.

Contribuem nesse sentido problemas como a indefinição das condições de compartilhamento das unidades de processamento e dos gasodutos de escoamento das plataformas offshore para a costa – previsto na lei, mas dependente de regulamentação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). No transporte, a forma de venda dos gasodutos – recentemente adquiridos pela NTS e TAG por cerca de US$ 15 bilhões – mostrou-se perniciosa, com a manutenção das condições praticadas pela Petrobras. Também há dúvidas quanto ao gás release, que obriga a venda de gás natural da estatal para outros atores, de modo a incentivar uma maior diversidade de agentes no mercado.

O choque de realidade ainda se manifesta na reinjeção do gás. A previsão da ANP é que o volume reinjetado nos reservatórios do pré-sal atinja 60 milhões de m³/d em 2023, o equivalente a quase todo o gás usado no país hoje. Essa é uma demonstração da incapacidade de se estabelecer uma real política pública em favor do melhor uso desse bem comum. A cobrança de royalties e ICMS sobre o gás reinjetado poderia ser um estímulo para mudar essa realidade.

O gás do pré-sal também impõe um desafio no que diz respeito a sua composição, com maior porcentagem de etano do que a média. Mas, em vez de destinar o insumo à cadeia petroquímica, a Petrobras tem trabalhado para mudar a especificação. Só que, além de representar um pior uso econômico do etano, poderia causar problemas nos equipamentos dos consumidores e aumentar a emissão de poluentes. A ação também sugere uma tentativa de arbitragem de preços dos combustíveis e dos insumos petroquímicos.

Os problemas em curso indicam que os desafios para a indústria brasileira contar com gás natural em condições de competir com seus concorrentes estrangeiros vão além dos pontos endereçados pela nova legislação – basilar e necessária – e pelas determinações do Termo de Cessação de Conduta (TCC), assinado no ano passado pela Petrobras e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) definindo as condições para o fim do monopólio da estatal no setor. São etapas fundamentais, mas não suficientes.

Precisamos de firmeza nas diferentes esferas de governo e de regulação para enfrentar, dentro das condições legais e contra os interesses de alguns concessionários, aspectos regulatórios e da legislação para que haja uma alteração significativa nas condições em curso. Para que possamos ter alguma chance de o combustível efetivamente contribuir com a competitividade da indústria e melhora do bem-estar dos brasileiros.

Fonte: Valor Econômico / opinião Lucien Belmonte

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