Ainda não chegou a vez do mercado livre de gás

Com a abertura do mercado de gás natural, em estruturação desde 2019, quando foi assinado o TCC entre Petrobras e Cade para reduzir o papel monopolista da estatal, e aposta da Nova Lei do Gás sancionada em abril de 2021 para promover o ainda distante choque de energia barata, a expectativa era a de que a indústria pesada, como grande consumidora, teria pioneirismo no aproveitamento do novo cenário, firmando assim que possível contratos no incipiente ambiente livre de comercialização.

Mas não foi isso o que ocorreu. Aquela que poderia ser considerada a primeira disponibilidade de gás privado para o mercado livre, ou seja, a produção que por determinação do TCC não pôde mais ser vendida para a Petrobras depois de findos os contratos entre os produtores e a estatal, foi quase toda negociada com as distribuidoras estaduais em 2021.

Com a exceção de dois casos isolados de contratos de consumidores livres (Unigel e Gerdau), viabilizados por envolverem ainda a estatal nas negociações, distribuidoras do Nordeste que aproveitaram o timing em meados do ano passado e, com chamadas públicas e contratos bilaterais, adquiriram a maior parte desse gás de produtores privados.

Na Bahia, para começar, a Bahiagás a partir deste ano terá apenas 16% do seu suprimento atendido pela Petrobras (550 mil m³/dia). Os restantes 3 milhões de m³/d passam a ser fornecidos por sete produtores, sendo que pela chamada pública da distribuidora baiana de junho do ano passado três empresas fecharam contratos: Galp (900 mil m³/d), Shell (740 mil m³/d) e Equinor (324 mil m³/d). Em paralelo, também foram negociados pela Bahiagás em 2021 contratos bilaterais com a Origem (192,9 mil m³/d) e PetroReconcavo (500,8 mil m³), que se somam a pequeno contrato anterior com a ERG (40 mil m³).

Além da Bahiagás, a Copergás, de Pernambuco, formalizou contrato com a Shell: em 2022 serão 750 mil m³/dia e, em 2023, o volume se elevará para 1 milhão m³/dia. Para se ter uma ideia, o fornecimento privado neste ano para a companhia pernambucana representará 50% do total recebido, em pé de igualdade com a Petrobras e, em 2023, o gás da Shell passa a representar 66% do total. Completam o quadro de distribuidoras com contratos privados novos a Potigás, do Rio Grande do Norte, com 236 mil m³ dia contratados com a PetroReconcavo (Potiguar E&P), e a PBGás, da Paraíba, com 80 mil m³/d também com a mesma produtora.

Não foi por falta de interesse que a indústria deixou de migrar para o mercado livre. Pelo contrário, entre aproximadamente julho e agosto de 2021 muitas empresas de grande porte estavam com essas mesmas propostas dos produtores privados na mesa, que acabaram sendo acertadas com as distribuidoras.

O motivo para a reviravolta, segundo o CEO da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, que estava assessorando na época várias indústrias, foi um conjunto de incertezas que impedia efetivar a migração na janela de oportunidade existente no meio do ano, na qual havia oferta e preços atraentes, além do firme interesse dos compradores em se livrar do monopólio da Petrobras.

O principal entrave nessa época, diz, era a não definição pela ANP das tarifas aplicáveis ao serviço de transporte de gás para o ano de 2022 para as operadoras dos gasodutos, a TAG e a NTS. Isso só ocorreu no fim de outubro, quando de fato se tornou possível a oferta de capacidade firme mesmo sem chamada pública.

Além de ter definido na mesma decisão a entrada de fatores locacionais, que introduzem a distância como um dos elementos para o cálculo tarifário, só com o novo modelo tarifário passou a ser possível fechar contrato de suprimento com os produtores privados. Mas aí já era tarde demais. Além disso, também não era possível para as indústrias já naqueles meses, e sem as certezas sobre a contratação do transporte, darem o aviso para as distribuidoras de que no próximo ano elas migrariam para o mercado livre e não precisariam mais do gás do cativo. Nenhuma indústria se arriscaria a ficar no ano seguinte sem o importante insumo, empregado como combustível e como matéria-prima em boa parte das empresas, caso a migração de alguma forma não vingasse.

Aliado ao movimento de aviso, as indústrias ainda precisariam fechar um novo contrato de prestação de serviço pela rede de distribuição. Isto é, para firmarem os contratos de compra em 2021, elas dependiam de um conjunto de operações coordenadas, demoradas e que precisariam ser antecipadas em alguns meses para permitir a migração em 2022, o que não foi possível. Sem esse cenário, todo esse gás foi comercializado de forma ágil entre agosto e setembro pelas distribuidoras do Nordeste, que fizeram chamadas públicas ou negociações bilaterais ainda durante a janela de oportunidade. Hoje, aliás, essas distribuidoras aguardam o ajuste final no desenho da tarifação de transporte pela ANP, já que em alguns estados como no Rio Grande do Norte, ainda não está definida a chamada parcela de balanceamento que compõe a tarifa. A agência afirma que definirá o percentual (considerado pequeno) nas próximas semanas, sendo que isso não afeta o suprimento acordado.

Mobilização continua

Embora essas migrações de indústrias não tenham ocorrido, para Moreira já era esperado que o volume de gás privado em 2022 seria nesse patamar, ainda com percentual insuficiente para fazer frente ao monopólio. E mesmo que o gás tenha ido para as distribuidoras atenderem ao mercado cativo, segundo ele, não será de todo ruim, já que o custo da tarifa tende a diminuir para os consumidores das regiões.

A única diferença do momento atual para o cenário previsto por muitos analistas era a de que a participação maior das indústrias, mais concentradas na região Sul e Sudeste, poderia servir como vitrine das vantagens da abertura de mercado. Ainda mais ao se considerar os setores energointensivos, afetados em cheio com o reajuste médio neste ano de 50% do gás fornecido pela Petrobras para as distribuidoras, que por sua vez entraram com liminares para suspender os aumentos.

Aliás, essa condição de preço desfavorável do gás contratado pelas distribuidoras mantém a mobilização da indústria em 2022 para tentar a migração para o mercado livre. Mas aí pesará o fato de a situação ter se invertido em comparação com o ano passado: embora agora não se tenha incerteza regulatória, como a referente ao transporte, não há a mesma liquidez de gás e os preços são muito mais elevados do que na janela de oportunidade de julho a agosto, avalia o CEO da Gas Energy.

A situação de preço, porém, pode mudar durante o ano, a depender do comportamento pós-inverno europeu, que historicamente faz os preços do gás caírem. Caso isso ocorra, outras soluções precisarão suprir a menor disponibilidade, talvez com mais importação de GNL ou com o remanescente não comercializado pelos produtores privados, já que não há previsão de entrada de nova produção de gás natural significativa até 2023.

Com a perda da janela de oportunidade, de fato só há dois casos de consumidores livres, que só foram possíveis por envolverem a Petrobras, cuja questão do transporte é resolvida com a aplicação da sua tarifa com valor unificado, no regime de tarifação postal. No primeiro deles, a Unigel, produtora de fertilizantes nitrogenados com plantas na Bahia e Sergipe, fechou primeiro um contrato de duração de quatro anos na modalidade firme com a Petrobras e, em dezembro, já como consumidora livre, negociou outra compra com a Shell Energy, com entrega de volumes em modalidades firme e flexível por dois anos. Ambos os contratos entraram em vigor em 1º de janeiro.

O outro contrato, este apenas com a Petrobras, atende a siderúrgica Gerdau, em sua unidade em Ouro Branco (MG). O fornecimento também se iniciou em 1º de janeiro de 2022, mas não foram divulgados detalhes da negociação, como volume de gás e valores. Também conta a favor da viabilização o fato de o contrato ter sido celebrado com a estatal, com tarifas postais de transporte definidas, ao contrário do que ocorreu com os demais postulantes que tentaram sem sucesso firmar acordos com produtores privados no ano passado.

Além desses contratos já em curso, há também outros dois em pré-contrato com a Compass Gás e Energia, do grupo Cosan. Em abril de 2021, a Compass fechou pré-contrato com a química Rhodia e, em agosto, com a Yara Fertilizantes, para atender a demanda de gás das duas indústrias, em seus sites de Paulínia (SP) e de Cubatão (SP), respectivamente.

Mas esses dois pré-contratos também podem ser considerados exceções à regra. O acordo envolve novo terminal de regaseificação de GNL que a Compass constrói no Porto de Santos e que receberá a partir de 2023 GNL da produtora francesa Total. O terminal terá capacidade de regaseificação de 14 milhões de m3 ao dia e de armazenar 173 mil m3 de GNL. Com outras indústrias em negociação, com o terminal interligado à rede da Comgás, Rhodia e Yara, os dois maiores consumidores de gás natural de São Paulo, migrarão do mercado cativo para o livre tendo como fornecedores empresas do mesmo grupo, já que a Comgás, a distribuidora paulista, também é controlada pela Cosan.

A Rhodia não revela o quanto está acordado para ser fornecido (a planta de Santo André também será atendida), mas a Yara deve ter demanda de 670 mil m3/dia. Ambas as empresas, quando livres, terão indexação flexível de preços, os quais serão atrelados a vários indicadores: Brent, Henry Hub ou os índices regionais JKM e TTF.

 

Fonte: Brasil Energia