Dez temas para entender o mercado de gás em 2024 e se preparar para 2025

A indústria do gás natural tem história para contar em 2024. Viu o mercado livre começar a ganhar tração e a entrada de novos comercializadores – o que levou a Petrobras a baixar seus preços. Foi também o ano da corrida pelo gás argentino, da entrada de operação do Rota 3 e dos novos terminais de GNL de SP, SC e PA. Teve susto com choques nas tarifas de transporte. E um novo desenho no elo da distribuição. No campo da política energética, novidades de Brasília: o novo decreto da Lei do Gás, a criação do mandato do biometano e as discussões sobre a regulamentação da reforma tributária agitaram o setor. Algumas resoluções de ano novo serão renovadas. Como a solução para a disputa federativa entre São Paulo e ANP sobre o gasoduto Subida da Serra e a volta dos leilões de termelétricas.

Depois de um 2023 de muito debate nos comitês técnicos do Gás para Empregar, o governo publicou em agosto o novo decreto da Lei do Gás com novidades importantes no desenho da governança do setor – destaque para o Comitê de Monitoramento e o Plano Nacional Integrado. O decreto fez barulho. Os dispositivos que reforçam o papel da ANP no controle da reinjeção levantaram, entre as petroleiras, temores sobre uma possível revisão de investimentos já sancionados. O Ministério de Minas e Energia defende a revisão dos planos de desenvolvimento, mas sem destruição de valor dos projetos. A criação de um programa de desconcentração do mercado (gas release) não entrou no escopo do decreto, mas voltou aos holofotes no fim do ano, na tramitação do Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten). Acabou ficando de fora do relatório final do senador Laércio Oliveira (PP/SE), mas as negociações sedimentaram um caminho para um possível acordo envolvendo limites à Petrobras na compra de gás de terceiros e importação. Após perder queda de braço dentro do governo para inclusão do tema no Paten, Alexandre Silveira pediu que a ANP priorize a regulação do gas release. Para ficar de olho: o Comitê de Monitoramento deve começar a funcionar em 2025. A expectativa é que o custo de acesso às infraestruturas essenciais entre na pauta prioritária. O decreto estabeleceu um prazo (até o fim do 1º bimestre/2025) para que os operadores apresentem uma proposta de Base Regulatória de Ativos (BRA). A EPE também espera publicar em 2025 a primeira edição do Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás. Quer ajudar a casar a oferta e demanda e destravar investimentos. A PPSA espera realizar em 2025 o 1º leilão do gás da União nos contratos de partilha. Outro pilar do Gás para Empregar, embora não contido no decreto.

A extensa e atrasada agenda regulatória da ANP pouco avançou. De novidade em 2024, as novas regulamentações da distribuição de GNC e GNL. O ano de 2024 também pôs fim às tentativas de negociação entre São Paulo e ANP, na esfera administrativa, sobre o conflito federativo do Subida da Serra. O caso foi parar no STF, onde as partes tentam chegar a um acordo no Núcleo de Solução Consensual de Conflitos. Enquanto isso, a ANP se comprometeu a não tomar medidas restritivas à operação do gasoduto da Comgás. Para ficar de olho: dentre os temas prioritários da agenda, estão a revisão da Resolução 15/2014 (critérios de cálculo das tarifas de transporte) e a regulamentação do acesso de terceiros às infraestruturas essenciais. No tema da harmonização regulatória, a busca de uma solução para encerrar o impasse entre ANP e SP vai ficar para 2025. Bem como a construção, pelo MME, de um pacto nacional sobre a harmonização.

Um dos grandes marcos de 2024, em termos de política energética para o mercado de gás, foi a aprovação da lei do Combustível do Futuro – que, no Congresso, introduziu um mandato para o biometano. A política foi comemorada por produtores do gás renovável, mas contou com a oposição de consumidores industriais e produtores de gás – que veem um risco de pressão adicional sobre os custos do gás. Para ficar de olho: O mandato começa em 2026, mas até lá a ANP terá uma série de tarefas pela frente para regulamentar o programa, dentre elas definir: os agentes obrigados ao mandato; as metodologias para base de cálculo das metas de redução de emissões (e compra de biometano); e a regulamentação do Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB).

Foi um ano de muita mobilização na indústria em torno da regulamentação da reforma tributária. Ao fim, o PLP 68/2024, recém aprovado no Senado, manteve o gás natural na lista de bens sujeitos ao Imposto Seletivo. O teto da alíquota, contudo, ficou em 0,25% sobre o valor da produção – menos que o 1% previsto na emenda constitucional. E o gás usado como insumo industrial ficará isento. Na contramão do pleito do setor, o gás foi incluído no regime especial para combustíveis – tributação monofásica, com alíquotas uniformes em todo o território nacional. Para ficar de olho: O texto da reforma ainda precisa retornar à Câmara antes da sanção presidencial. )

O mercado brasileiro ganhou em 2024 novas fontes de gás, seja nacional, seja importado: o projeto Rota 3, da Petrobras, enfim entrou em operação, depois de sucessivos anos de atraso. A UPGN de Itaboraí (RJ), a maior do país, terá capacidade para processar, no pico, 21 milhões de m³/dia de gás do pré-sal. E será importante para conter a escalada da reinjeção provocada pelo atraso do projeto. Também em 2024, entraram em operação os terminais de regaseificação da Edge em São Paulo e da New Fortress Energy em Santa Catarina e Pará – assim como a conexão do terminal de GNL da Eneva em Sergipe. Tudo isso contribuiu para dar um novo dinamismo ao mercado. E tem a corrida pelo gás argentino. As oportunidades de importação de gás de Vaca Muerta começam a ficar mais palpáveis. Agentes de mercado de ambos os países se movimentam para viabilizar o envio das primeiras moléculas de gás argentino ao Brasil na janela do verão. São seis comercializadoras com autorizações do governo argentino para trazer gás do país vizinho para o Brasil: Edge (com gás da Tecpetrol); Matrix Energy (com Total Austral); Gas Bridge (com a Pluspetrol); MGás (com a Tecpetrol e Total Austral); PAE (com a própria Pan American Energy); e Tradener (com a Pan American Energy). A YPFB da Bolívia, por sua vez, criou uma linha de negócios, para fazer o trânsito internacional desse gás argentino ao Brasil. O primeiro contrato operacional internacional foi assinado recentemente. Para ficar de olho: a Petrobras espera ampliar gradualmente a utilização da UPGN Itaboraí em 2025 e, com isso, aumentar a oferta de gás na malha integrada dos atuais 35 milhões para 50 milhões de m3/dia em 2026. Da Argentina, a expectativa é que as primeiras importações (em bases interruptíveis e volumes limitados) se concretizem no 1º trimestre de 2025. Será um teste para o modelo.

Depois de uma primeira onda de abertura do setor, capitaneada pelos produtores que criaram seus próprios braços de comercialização, o mercado brasileiro ganhou novos atores em 2024: as comercializadoras independentes. BTG, Edge, Energisa, GasBridge, Matrix, MGás e Vibra são alguns exemplos de empresas que vêm se movimentando para formar portfólio. A Eneva também estreou a sua comercializadora, a partir da conexão do hub Sergipe na malha. A Petrobras reagiu com duas mudanças na política de preços em 2024, com descontos e reduções marginais na precificação. Para ficar de olho: o mercado é dinâmico. Novos agentes podem entrar (sobretudo se confirmada a chegada de gás argentino), o que poderá levar a novas reações da Petrobras.

Diante dessa nova dinâmica concorrencial, o mercado livre começou a ganhar tração: o número de usuários livres, no segmento industrial, saiu de oito para mais de 20 este ano. Entre os estreantes, grandes consumidores como CSN, Ternium e Suzano. E os dois principais centros consumidores de gás do país, Rio de Janeiro e São Paulo, finalmente viram nascer seus primeiros usuários livres. Para ficar de olho: o mercado livre deve continuar sua trajetória de crescimento. A Braskem prepara sua estreia como consumidora livre de gás em 2025. A Vale, por sua vez, está ampliando a sua presença no segmento.

O ano foi movimentado no setor: a Compass assumiu o controle da Compagas (PR); a Gás do Pará iniciou as suas operações; e no Rio, a Naturgy manifestou formalmente o seu interesse na renovação das concessões da CEG e CEG Rio. A Energisa comprou a Infra Gás e Energia e, com isso, passou a deter participações indiretas em quatro distribuidoras no Nordeste: Algás (AL), CEGÁS (CE), Copergás (PE) e Potigás (RN).  É o capítulo que faltava no rearranjo societário desencadeado pela privatização da Gaspetro – operação na qual a Compass assumiu o compromisso de se desfazer de parte dos ativos da holding. Em Sergipe, o negócio foi judicializado e o Estado, que acusou a Compass de falhas no rito para o exercício dos direitos de preferência na operação, chegou a um acordo para ampliar a sua participação na Sergas.  Em paralelo, Sergipe decidiu abrir um debate sobre a necessidade de atualização do contrato de concessão da Sergas e redução da taxa de retorno dos investimentos. A Agrese, agência reguladora estadual, recomendou que o governo relicite a Sergas ou até mesmo crie uma 2ª área de concessão de gás, caso não chegue a um acordo com a Mitsui sobre a revisão do contrato da distribuidora. No embalo de Sergipe, a Agergs (RS) recomendou ao governo de Eduardo Leite (PSDB) a revisão e adequação do contrato de concessão da Sulgás. Para ficar de olho: a rediscussão do contrato da Sergas tende a seguir em 2025 e novos episódios podem surgir. As revisões tarifárias anuais das distribuidoras também despontam como oportunidades para revisão de alguns pontos. No Rio Grande do Sul, por exemplo, a Agergs mudou este ano alguns entendimentos sobre a metodologia de cálculo das margens de distribuição.

O ano de 2024 também colocou nos holofotes as tarifas de transporte. O episódio do tarifaço na malha da NTS surpreendeu usuários e reforçou o pleito por mais transparência no setor – e o debate sobre falhas na regulação. Para ficar de olho: este mês, foi a vez de a oferta de capacidade da TBG ter de ser interrompida, por distorções no processo. Novela ainda sem desfecho. O ano que se aproxima também será marcado pela primeira revisão tarifária da TAG e da NTS. Agenda cheia.

O governo prometeu para agosto o Leilão de Reserva de Capacidade, mas a licitação, encarada como uma grande oportunidade para recontratação de térmicas existentes e desenvolvimento de novos projetos no setor, travou. Segue indefinida, também, a continuidade da contratação compulsória de térmicas locacionais prevista na lei de privatização da Eletrobras. De novidade, o MME instituiu um novo modelo, de operação em condições diferenciadas. Eneva e Petrobras apresentaram ofertas ao ONS, para despacharem termelétricas em condições mais flexíveis para atendimento à ponta de carga. E de olho nas oportunidades dos próximos leilões, os agentes foram às compras: a Eneva comprou as usinas do BTG; e a Âmbar adquiriu as termelétricas da Eletrobras, dentre outras. Eneva e Âmbar completam, ao lado da Petrobras, a lista dos três maiores operadores de térmicas a gás do país. Para ficar de olho: a necessidade de contratação de potência está posta e a realização do LRCAP em 2025 é a tendência. No último dia 12, foi aprovado o PL que regulamenta a exploração de energia eólica offshore no país (PL 576/2021). O texto final manteve as emendas para destravar a contratação das térmicas locacionais, mas os trechos serão vetados pelo governo antes da sanção da versão final. Os vetos ainda podem ser derrubados pelo Congresso.

Fonte: Eixos