Adriano Pires | O gás release e o desenvolvimento do mercado

O PL 327 de 2021 que institui o Paten (Programa de Aceleração da Transição Energética), em tramitação no Senado, traz de volta a discussão sobre o papel dominante da Petrobras na comercialização do gás natural. Para tanto, apresenta uma emenda obrigando a realização de leilões compulsórios do combustível, conhecido como gás release. 

De acordo com o texto do PL, as empresas que controlam mais de 50% do mercado nacional terão que participar desses leilões, ofertando parte do gás para outros players. Além disso, essas empresas não poderão comprar gás de outros produtores ou importar, sob pena de nulidade dos contratos. 

Já os contratos vigentes que ainda não começaram a fornecer o produto serão encerrados. Para os acordos já em andamento, haverá uma redução de 50% na quantidade de gás comercializada, com um prazo de 12 meses para ajuste. Depois de 24 meses, esses contratos serão encerrados.

Antes de entrar nos pontos que suscitaram o debate necessário e sempre bem-vindo com a Petrobras sobre essa emenda do PL, é importante contextualizar que tanto para países desenvolvidos quanto para países emergentes é inequívoco o papel que o gás natural tem como fonte de transição energética, em particular como alternativa de baixa intensidade de carbono para substituir o carvão no atendimento da demanda energética global, bem como o petróleo e derivados de maior intensidade de carbono (IC). 

O gás natural é alternativa para a cocção de alimentos em substituição à lenha e demais biomassas que ainda abastece cerca de 2 bilhões de pessoas no planeta e é responsável anualmente por causar 3,9 milhões de mortes por poluição interna. Adicionalmente, o gás natural, bem como sua alternativa verde, o biometano, constitui-se uma das melhores alternativas para descarbonizar o setor de transporte brasileiro, substituindo o uso do diesel, cuja intensidade de emissões é de 28 a 35% maior do que o gás natural. 

Finalmente, com o advento da indústria 4.0, a mineração de bitcoin, a proliferação de data centers e a expansão do e-commerce, a maior penetração de veículos elétricos e a chegada da computação quântica em 2025 e o desenvolvimento das ferramentas de inteligência artificial haverá um aumento estrutural na demanda energética global. 

O que antes ficava circunscrito ao impacto da adoção de ar-condicionado em países emergentes e seu efeito na elasticidade de consumo versus o PIB, bem como ao processo de desenvolvimento econômico e social suscitando maior consumo de energia, agora trará efeitos nas economias desenvolvidas pressionando ainda mais a importância de se garantir a segurança energética. 

A título de exemplo, a maior economia do mundo, os EUA, cujo consumo per capita ficou estável nos últimos 20 anos, projeta que aumentará o consumo de energia de 2,0% a 2,5% ao ano nos próximos 10/15 anos em razão das mudanças trazidas pela chamada 4ª Revolução Industrial. Por isso, empresas como a Amazon (AWS) já estão revitalizando projetos de geração de energia nuclear, além de maior penetração de usinas a gás natural para conseguir atender de maneira não intermitente essa crescente demanda energética. 

Em relação ao debate do tema com a sociedade, a Petrobras apresentou alguns pontos de discordância da emenda do PL do senador Laércio Oliveira que trata do seu poder de monopólio na comercialização do gás natural e recomendou a não aprovação da proposta tendo em vista “os efeitos relativos à insegurança jurídica, afastamento de investimentos e prejuízo à segurança energética do país”. 

Eis alguns argumentos levantados pela petroleira:

1) Falta de transparência – seguindo a moda de chamar de jabuti qualquer item adicionado a projeto de lei que seja negativo a um determinado grupo de interesse, o 1º argumento é que o PL do Paten aprovado na Câmara não trata de gás natural, mas de transição energética e que, portanto, não houve discussão prévia, estudos prévios e análise de impacto para o país. 

Sobre essa afirmação, cumpre-se destacar que além de existirem estudos prévios e discussão com agentes setoriais, argumentar que o tema do gás natural não faz parte de um projeto de lei de aceleração de transição energética é ignorar toda a pesquisa global que vem sendo desenvolvida de maneira mais acentuada desde o início de 2000 do papel do gás natural como a fonte de transição energética. 

2) Ausência de fundamentações técnicas – o comentário sobre ausência de embasamento dos órgãos do Sistema Brasileiro de Defesa da Concorrência sobre concentração de mercado ser uma prática anticoncorrencial está em total desalinhamento com as decisões de órgãos antitruste, tanto locais quanto internacionais, e a extensa bibliografia do impacto de prática predatória de preços e introdução de barreiras de entrada de agente dominante da cadeia que sustentou e sustenta as decisões antitruste mundiais. 

Por exemplo, no processo recente de venda da Liquigás para o consórcio liderado pela Copagaz, o Cade estabeleceu limites máximos de concentração de mercado de 30% a 40% para venda de GLP no atacado e à granel para proteger consumidores de possíveis práticas anticoncorrenciais. Portanto o próprio limite de 50% mencionado na proposta poderia ser reduzido para 30 a 40% se quiséssemos guardar o princípio de isonomia com o setor de distribuição de gás liquefeito de petróleo (GLP). 

A análise de índices de Herfindahl de concentração de mercado em setores de mercado competitivo subsidia as discussões técnicas de limites de concentração de órgãos antitruste globalmente. 

Ainda, a afirmação de investimentos no mercado de gás não é procedente. É notório o gargalo de infraestrutura da cadeia de gás natural brasileira, fruto da falta de investimentos. No caso de gasodutos de escoamento que interligam a produção offshore com o litoral brasileiro, estudos setoriais demonstram a necessidade de investimentos no dobro de rotas de escoamento em relação às 3 rotas existentes só com base no desenvolvimento da produção já contratada até o final da década. 

A última rota –Rota 3– era para entrar em operação em 2019 e só entrou em 2024 e não é da Petrobras, até o momento, a iniciativa de construir as rotas adicionais na bacia de Santos. A petroleira, inclusive, adia sua decisão de investir na rota de escoamento da bacia de Sergipe-Alagoas que originalmente poderia ser desenvolvida até 2028, comprometendo a capacidade de escoamento da produção futura de gás natural e com isso o processo de desenvolvimento do mercado nacional. 

No caso de UPGNs –as unidades de processamento e tratamento de gás natural– a situação é análoga. 

Dentro desse assunto, o próximo tópico se mostra incoerente com a alegação de inibição de investimentos em razão da introdução da proposta do relator.

3) Frustração de projetos do PAC –  a companhia alega que o Projeto Raia (antigo BMC-33) operado pela Equinor, com a Petrobras e a Repsol como sócias, seria negativamente afetado pelo PL. É exatamente esse tipo de investimento que o projeto procura incentivar e o fato de a Equinor ser a operadora do projeto é uma boa notícia de desconcentração de mercado, uma vez que para as demais rotas de escoamento 1, 2 e 3 a Petrobras tem atualmente de 55% a 100% de participação. 

Quanto maior for o número de empresas destravando tais investimentos em escoamento da produção futura de gás, maior será a produção doméstica, reduzindo-se importações –e, portanto, resultando em efeitos positivos na balança comercial brasileira– reduzindo-se volumes de reinjeção não técnicos por ausência de capacidade de escoamento e, aumentando-se a arrecadação de royalties e participações especiais hoje inexistentes nos volumes reinjetados. 

Em nenhuma hipótese trata-se de questionar as boas práticas de reinjeção adotadas globalmente, como a injeção de água misturada com gás natural, gás natural diretamente e CO₂ além de diluentes que aumentam o percentual de recuperação de poços de E&P dos originais 14%-18% (pressão natural dos reservatórios) para 20%-35% (técnicas secundárias) e 35%-50% (técnicas terciárias). O que se discute é o volume de reinjeção que não guarda relação técnica. 

Por exemplo, o caso da Argélia –3º maior fornecedor de gás da Europa desde 1998 juntamente com a Rússia e a Noruega– que também tem gás associado a petróleo e que em razão de gargalo de escoamento passou a praticar volumes de reinjeção de 44,6% a 47,1% que, uma vez suprimidos, reduziram-se para patamares de 33,3% a 35,5%. 

Em nossos estudos (2019-2021) da avaliação estrutural dos níveis de reinjeção da Petrobras, calculamos que com a construção de mais gasodutos de escoamento e UPGNs que hoje são gargalos de infraestrutura, os volumes de produção doméstica de gás natural poderiam aumentar de 14,0 a 20,7mn de m³/dia trazendo patamares de reinjeção próximos a 35% versus 45-50% praticados atualmente. A própria companhia estima que com a entrada em operação da Rota 3 haverá um aumento imediato na oferta de gás natural, passível de escoamento de 5 a 6mn de m³/dia. 

Esse argumento técnico em corroboração aos comentários mencionados no item 2 refutam integralmente os argumentos apresentados pela Petrobras no questionamento intitulado “Inviabilidade de Novas Ofertas e riscos de produção de óleo e gás do país”. 

Existem argumentos técnicos e precedentes antitruste para estabelecer um teto de mercado inclusive inferior aos 50% propostos e não guardam qualquer relação direta com a atratividade de novos investimentos de incremento de produção de oferta de gás natural. Pelo contrário, a ausência desses limites tem feito com que a Petrobras atue como price maker (agente dominante de mercado) na definição de preços de gás natural para o mercado e em paridade com importação de GNL. 

Ou seja, com a impossibilidade de escoamento de produção de gás natural –problema que pode se exacerbar significativamente até o final da década na ausência de novas rotas– a companhia oferece preço de gás atualmente de US$ 11 a 14/MMBTU e em picos de estresse de mercado preços de até US$ 25/MMBTU como no ano de 2021, por exemplo, enquanto o valor pago pelo gás natural na cabeça do poço é de US$ 2,0 a 2,5/MMBTU. 

Obviamente que não se pode comparar preços FOB com preços CIF, mas mesmo colocando todos os custos de escoamento, tratamento, processamento, transporte até o city gate, o gás nacional poderia ser vendido hoje de US$8 a 9/MMBTU, respeitando-se a rentabilidade no conceito global de breakevens para todas as etapas da cadeia da indústria. 

Com os gargalos de infraestrutura, o consumidor de energia elétrica quando do aumento do despacho termelétrico, bem como o consumidor de gás natural absorvem o efeito negativo do repasse de preço de importação de GNL com impactos deletérios na renda nacional, nos índices de inflação, na inflação de alimentos, na balança comercial, na criação de empregos local e na industrialização da economia brasileira. 

4) Comprometimento da segurança energética – a Petrobras responde direta e indiretamente por 70 a 90% da produção de gás natural doméstica. Fazer menção que limitar a capacidade de importação de gás pela Petrobras afetaria a capacidade de atendimento do mercado é uma inverdade. Todos os terminais de GNL do país atualmente são offshore, portanto, navios FSRU (unidade flutuante de armazenamento e regaseificação, na sigla em inglês) que se conectam em instalações terrestres e que podem ser movidos de uma instalação para outra caso necessário. 

A Petrobras não é detentora nem da metade dos terminais atuais de GNL do país e não há qualquer dificuldade por parte dos demais detentores de terminais de importarem volumes de gás do mercado internacional. O mercado flexível de curto prazo global de GNL vem passando por um processo de comoditização e seus volumes (contratos de 1 a 4 anos) já representam 40% do mercado global. Então, em nenhum momento menciona-se proibição de importação de gás, mas limitação da Petrobras importar, portanto efetuando-se na prática um gás release para demais players da indústria de gás natural. 

5) Aumento do risco Brasil – mencionar intervenção em contratos de compra de gás natural é desconhecer o histórico brasileiro desde 1815 de honrar contratos e de preservação do princípio do direito adquirido secular. A atuação de agente monopolista –seja no Brasil ou historicamente no exterior– é a principal razão para se estabelecerem barreiras de entrada para novos entrantes, o que motivou inclusive o desdobramento da Standard Oil na hoje intitulada 7 irmãs (major oil companies) por parte do órgão antitruste norte-americano para que o mercado de petróleo se desenvolvesse globalmente. 

Todos nós somos a favor de estabilidade regulatória e segurança jurídica. Mas, no caso, o que está em discussão é a atuação de medida antitruste de desconcentração de mercado concorrencial em prol de desenvolvimento do mercado de gás nacional e dos consumidores. 

Vamos torcer para que o Congresso entenda que essa discussão sobre a necessidade de se reduzir o poder dominante da Petrobras e de qualquer outra empresa na comercialização de gás não tem nada contra a Petrobras nem mesmo é uma tentativa de prejudicar a empresa ou seus acionistas, mas a favor do crescimento da oferta e da redução do preço da molécula, sendo o principal beneficiado o consumidor, seja  residencial ou industrial. Sem essa desconcentração do mercado de gás natural, o gás jamais atingirá no Brasil o status de energia da transição energética.