Ao assinar contrato com a 3R Petroleum, para compartilhamento da Unidade de Tratamento de Gás Natural de Cacimbas (UTGC), em Linhares (ES), a Petrobras se aproxima do fim da primeira rodada de oferta de capacidade de sua infraestrutura de processamento – um compromisso assumido com o Cade, em 2019, para abertura do mercado. A estatal está em fase final de negociação com os produtores da Bacia de Campos, para acesso à UPGN de Cabiúnas, em Macaé (RJ).
É o último passo, antes que a companhia avance para a próxima fase: a oferta pública de capacidade, para todos os agentes do mercado, sem restrições — e prevista para ser lançada neste segundo semestre. Explicamos: o modelo da abertura da infraestrutura foi pensado em duas etapas. Na primeira delas, a capacidade das unidades de processamento da petroleira foi oferecida aos agentes que já produzem gás no país. Só então, vencida essa primeira fase, a capacidade disponível restante será oferecida, anualmente, aos demais agentes interessados.
A Petrobras já abriu a capacidade na UPGN de Guamaré (RN), hoje operada pela 3R; na UTGC (ES); na UTG-Catu (BA); na UTGCA, em Caraguatatuba (SP); UTGCAB em Macaé (RJ); e até do Polo Gaslub, em Itaboraí (RJ), previsto para operar somente em 2024. A única unidade conectada à malha integrada de gasodutos que não tem contrato de compartilhamento é a UTG Sul, em Anchieta (ES), por ausência de manifestação de interesse, segundo a estatal. Quem entrou: entre queixas aqui e ali sobre os custos do serviço cobrado pela Petrobras, foi nesse movimento que importantes produtores de gás nacional – 3R, Shell, Galp, PetroReconcavo e Origem Energia – assinaram contratos de processamento que lhes permitiram vender o gás diretamente no mercado.
A Equinor também tem acesso ao mercado por meio de um acordo de swap comercial, mas que deve ser convertido num contrato de processamento, propriamente dito, na UTGCAB. Assinados os próximos contratos, em Cabiúnas, a Petrobras pretende abrir, até o fim do ano, a oferta de capacidade disponível aos demais agentes interessados. Essas ofertas — anuais — serão uma oportunidade para agentes que eventualmente tenham planos de novos projetos de produção acessem a infraestrutura existente.
Vale lembrar que não será o caso do BM-C-33, da Equinor/Petrobras/Repsol Sinopec – cujo projeto terá um sistema inédito de tratamento de gás instalado no topside da própria plataforma de produção. Quem se candidatará?
Em paralelo, a ANP espera apresentar, no segundo semestre, a minuta de resolução que disciplinará o acesso não discriminatório e negociado de terceiros aos gasodutos de escoamento, às instalações de tratamento ou processamento de gás e aos terminais de GNL – princípios previstos na Nova Lei do Gás.
A discussão não afeta só a Petrobras. Empresas como Origem Energia, Alvopetro e 3R também operam unidades de processamento privadas, enquanto a Compass, GNA, Eneva, Excelerate e New Fortress possuem terminais de GNL – para ficar em alguns exemplos. A oferta de capacidade de escoamento e processamento segue, hoje, diretrizes previstas nos Cadernos de Boas Práticas de Gás Natural do IBP, mas a ANP entende que há espaço para aperfeiçoamento do documento. A agência realizou, no primeiro semestre, uma consulta prévia – oportunidade na qual provocou os agentes sobre diferentes pontos de discussão. A seguir, apresentamos quem é quem no debate sobre dois desses temas, com base nas posições transmitidas na consulta:
A Nova Lei do Gás exige a desverticalização (unbundling) do transportador – que não pode ter relação societária direta ou indireta de controle ou de coligação com empresas que atuam em outros elos da cadeia. Não há previsão legal para que o mesmo ocorra no processamento ou escoamento.
A ANP avalia, então, exigências diferenciadas para os agentes verticalizados – a exemplo da regulação do compartilhamento dos terminais aquaviários, que impõe mais transparência nos processos de proprietários integrados a outros elos da cadeia. O Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC) vê na regulação dos terminais aquaviários uma inspiração. Sugere a desverticalização para agentes dominantes e a separação contábil (mais simples) para os demais players. Nesse sentido, a ATGás (transportadores) saiu em defesa da criação da figura do operador independente de infraestruturas essenciais – proposta apresentada pelo BNDES em 2020, mas que não saiu do papel.
Produtores de gás nacional e importadores de GNL temem que o debate extrapole para um unbundling. O IBP destacou que não há fundamento legal para restringir a verticalização e que o modelo de integração não tem prejudicado o acesso negociado e não discriminatório. E lembrou que, em casos de controvérsias, os agentes podem acionar a ANP. A Equinor entende que a separação contábil, se estendida às infraestruturas essenciais, já seria capaz de minimizar riscos discriminatórios.
A Abraget (termelétricas) e Compass (dona do Terminal de Regaseificação de São Paulo) também se colocam contra a desverticalização. A empresa do grupo Cosan argumenta que a integração é legítima para capturar sinergias e viabilizar, assim, investimentos. A Eneva e GNA vão na mesma linha. Mais transparência. A Origem, empresa que opera de forma vertical em Alagoas, defendeu que, mais importante do que uma separação funcional jurídica ou contábil, é assegurar a clareza das condições de serviço de acesso. A Abegás (distribuidoras) também bate nessa tecla e cobra mais informações sobre os custos segregados e auditáveis das infraestruturas.
Já entre os consumidores de gás, a proposta de desverticalização encontra mais eco. A Firjan (indústria do Rio de Janeiro) sugere que os proprietários percam o direito de preferência sobre ativos de escoamento já amortizados e que, no caso das unidades de processamento, fosse feita a separação legal ou patrimonial, com governança decisória independente. A Abrace (grandes consumidores) defende que a separação completa é a melhor solução para prevenir a discriminação de acesso, mas que, na ausência de previsão legal para a desverticalização total, seja adotada a separação contábil e regras de compliance. Independente da discussão sobre a desverticalização, a Abrace defende que os agentes informem publicamente os termos de acesso (com as condições tarifárias e não tarifarias, capacidade disponível e contratadas, usuários contratados etc).
O debate está atrelado à discussão, também tocada pela ANP, sobre a criação de um programa gas release. A Nova Lei do Gás atribui à agência o poder de adotar mecanismos de redução da concentração do mercado – o que inclui o lado da oferta, mas também a cessão compulsória de capacidade de transporte, de escoamento e de processamento.
O MDIC defende a discussão sobre a implementação de um capacity release, como parte de um programa mais amplo de desconcentração. A Abrace, defensora do gas release, pede que a ANP avalie a possibilidade de cessão da capacidade não utilizada das infraestruturas em que haja dificuldade na negociação de acesso pelos produtores. Dentre os opositores à medida, IBP e Abraget defendem que a ANP deveria atuar de forma ex-post (após o fato ocorrido), consultando o Cade em casos, de fato, em que há abuso do proprietário – e nunca ex-ante.
A GNA defende, por sua vez, que os terminais de GNL fiquem de fora de um programa de capacity release. Alega que a natureza das operações de ativos do tipo é volátil e de difícil previsão. Alguns agentes reconhecem, contudo, que a cessão compulsória pode ser uma ferramenta aceita sob determinadas circunstâncias: a Abegás cita o caso, por exemplo, de não existir previsão de utilização futura, por parte do proprietário, nos curto e médio prazos. E a Compass destaca que, por se tratar de uma medida de alta interferência na liberdade econômica dos agentes, o capacity release deve ser implementado com muito critério – somente em casos pontuais em que se verifiquem condutas anticoncorrenciais.
Fonte: Epbr
