Gás natural – Implantação da nova política para destravar projetos

Petróleo & Energia - Gás natural - Investidores e usuários esperam a implantação da nova política para destravar projetos - Perspectivas 2021 ©QD Foto: Divulgação

Investidores e usuários esperam a implantação da nova política para destravar projetos – Gás natural – Perspectivas 2021

O ano de 2021 promete ser decisivo para saber se finalmente serão atendidas as demandas relativas ao gás natural pela indústria, que há anos sonha com o acesso mais competitivo ao insumo, fundamental como combustível e matéria-prima.

A expectativa central é com a implementação do Novo Mercado de Gás, a nova política federal para o setor que se baseia em três frentes: a nova lei do Gás, o PL 4.476/2020 – aprovado pela Câmara dos Deputados em setembro de 2020, modificado em dezembro pelo Senado e no momento devolvido à Câmara para nova apreciação –; o cumprimento do TCC da Petrobras com o Cade para ceder ativos e permitir acesso às infraestruturas; e o acordo tributário sobre o ICMS, que permitiu por decisão do Confaz no fim de 2019 a adoção de modelo tarifário de entrada e saída e que permite os swaps de gás natural.

Com a meta de baratear os preços do gás, pelo qual a indústria nacional em média paga até quatro vezes mais do que a dos Estados Unidos, onde o milhão de BTU é cotado a US$ 2, a nova política é vista como tábua de salvação para a indústria. A própria Empresa de Pesquisa Energética, a EPE, responsável pela elaboração do planejamento energético do país, passou a considerar em seu último plano decenal, o PDE ٢٠٢٩, acréscimos na oferta e demanda que seriam provocados caso seja implementado o Novo Mercado de Gás.

Apesar de atrasada, já que sua votação definitiva era prevista para 2020, a nova Lei do Gás foi anunciada na pauta do governo para 2021 e a expectativa é de que, ainda no primeiro trimestre, seja analisada pela Câmara dos Deputados. Há o receio, porém, de que as várias emendas acrescentadas durante sua passagem pelo Senado (originalmente era o PL 6.407/2013) descaracterizem o projeto inicial e criem insegurança jurídica. Por isso, váios agentes do mercado, entre eles a Abiquim, defendem que o texto original da Câmara seja resgatado e aprovado.

Um ponto que causa preocupação, entre as emendas do Senado, é a proposta de incluir o incentivo à construção de usinas termelétricas a gás inflexíveis (que geram energia de forma ininterrupta) para viabilizar gasodutos e empresas de gás em direção ao interior do país, o que seria financiado a partir de encargos setoriais nas contas de energia. Para os consumidores industriais, há o temor de que se crie reserva de mercado para as térmicas e que se aumente a tarifa de energia. Em levantamento da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace), esses subsídios poderiam aumentar a conta de energia em até 25% ao ano.

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Para a diretora de economia e estatística da Abiquim, Fátima Coviello, usar a política para privilegiar o gás na matriz elétrica nacional pode também desvirtuar o propósito principal da lei de abrir o mercado de gás. Para ela, essas mudanças podem começar a minar a oportunidade de se criar o mercado livre de gás, pleito principal do setor químico, e que tem sido desenhada pela política, com a regulamentação e as ações para permitir o acesso ao gás produzido por vários players. “Há o risco, com essas mudanças do Senado, de boa parte do gás ficar comprometido com as térmicas, que têm ainda preços subsidiados, e dificultar o acesso ao insumo pelos candidatos a se tornarem consumidores livres”, disse Fátima.

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Fátima: alterações do Senado atrelam o gás às termelétricas

Há críticas contra emendas que pretendem impedir que novos gasodutos sejam construídos por meio de autorizações da ANP, processo mais rápido do que as concessões. E outros temores envolvem propostas para delegar aos estados o poder de formar mercados regionais de gás, com a verticalização da cadeia (transporte, distribuição, regaseificação, importação e comercialização) nas regiões onde poderiam atender determinados consumidores de peso, por exemplo, as térmicas. Isso removeria o caráter nacional proposto pela nova regulamentação e incentivaria a formação de monopólios privados locais.

TCC – A segunda linha para abertura do mercado, o Termo de Cessação de Conduta (TCC) assinado pela Petrobras com o Cade, em julho de 2019, pelo qual a estatal se comprometeu até o fim de 2021 a sair do transporte e ceder ativos maduros e marginais da produção, está caminhando dentro do acordado, embora em alguns pontos com lentidão.

Em julho de 2020, por exemplo, a Petrobras concluiu a venda dos 10% que ainda detinha da Transportadora Associada de Gás (TAG), participação adquirida por R$ 1,1 bilhão pela Engie e pelo fundo canadense CDPQ. Além disso, a empresa está em processo de venda das suas participações na TBG (Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil-Bolívia), da qual tem 51%, e na TSB (Transportadora Sulbrasileira de Gás), com 25% das ações. Também está em processo de venda os 10% remanescentes na NTS (Nova Transportadora do Sudeste), que tem 2 mil quilômetros de dutos entre os estados do Rio de Janeiro, São Paulo e Minas Gerais.

Ainda como parte do acordo para liberar o mercado, além de também ter desistido do direito de preferência na capacidade dos gasodutos, a estatal se desfez de vários ativos maduros e marginais de produção de gás. Outra sinalização positiva é a Petrobras ter reaberto em fevereiro licitação de arrendamento do terminal de regaseificação da Bahia, depois de o processo anterior aberto em agosto de 2020 ter sido anulado por ter alterado o chamado Grau de Risco de Integridade da Petrobras, já que a proposta vencedora envolveu a Golar Power, empresa que tinha um ex-executivo citado em uma das fases da Operação Lava Jato.

Mercado livre – Para os grandes consumidores de gás, notadamente a indústria, a expectativa para o longo prazo é a possibilidade de consolidação do mercado livre, o que seria a consequência natural com o fim da atual estrutura monopolista. Pelo modelo, que já opera há ٢٠ anos em energia elétrica no país, os consumidores poderiam contratar diretamente com o produtor de gás e com os responsáveis pelos gasodutos e pela distribuição, firmando contratos bilaterais.

Na verdade, com a saída em curso da Petrobras no transporte de gás e as obrigações que a estatal tem de permitir o acesso a terminais e unidades de processamento (UPGNs) por outros produtores, o modelo já pode até ser adotado, pelo menos para desbravar o caminho. E é isso o que já está acontecendo. Duas grandes indústrias, Yara e Rhodia (grupo Solvay), estão há mais de um ano tentando colocar em prática contratos livres em São Paulo, mas sem muito sucesso. Finalmente, em janeiro, o primeiro contrato foi celebrado no país, pela Unigel, para abastecimento de gás para as unidades de fertilizantes nitrogenados (Fafen) de Sergipe e Bahia, arrendadas por 20 anos da Petrobras.

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O contrato de dez anos foi assinado de forma pioneira pela Unigel com a Petrobras, que se comprometeu a entregar 2,3 milhões de m3 por dia de gás às duas plantas, sendo 1,1 milhão de m3 para a Fafen-SE, o que já ocorre desde janeiro, e 1,2 milhão m3 para a Fafen-BA, em Camaçari, com início de abastecimento previsto para daqui a dois meses, provavelmente em abril. A Unigel Agro, nome da nova operação do grupo, utiliza o gás natural para produção de amônia, intermediário que na sequência gera a ureia.

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Nitschke: Unigel garantiu gás para produzir amônia e ureia

Além do acordo com a Petrobras, o modelo de contratação livre envolveu outro contrato, com a TAG, responsável pela malha de gasodutos que vai entregar o gás em Sergipe e na Bahia até os city-gates das distribuidoras Sergás e Bahiagás, respectivamente em Laranjeiras-SE e Camaçari-BA, com as quais também foram assinados outros contratos.

“Foi um aprendizado e um desafio negociar concomitantemente com os envolvidos, inclusive com as agências estaduais, que foram muito cooperativas no processo”, disse o diretor de suprimentos da Unigel, Luiz Antonio Nitschke. Entre as novidades dessa negociação, o diretor cita por exemplo a necessidade de a Unigel precisar se cadastrar como carregadora na ANP para fazer uso do sistema de transporte e ainda obter a caracterização como agente comercializador no mercado livre.

Embora os valores dos contratos envolvam confidencialidade, Nitschke afirma que seria muito difícil viabilizar os dois empreendimentos com os preços médios do gás do mercado cativo, na faixa de US$ 7 por milhão de BTU. Há a referência de mercado, porém, de que o negócio de amônia/ureia é viável apenas com gás abaixo de US$ 5,2 por milhão de BTU. Sobre a origem do gás que será fornecido pela Petrobras, o executivo afirma que a estatal pode usar qualquer fonte, sem determinar uma especificamente, embora fontes do setor afirmem que inicialmente o gás virá do campo de Manati, na Bahia, também em processo de desinvestimento pela Petrobras, cuja participação é de 35% no campo.

O gás natural na Bahia, explica Nitschke, produzirá amônia não só para a produção da ureia da Unigel, mas também para ser utilizada em outros processos industriais no polo petroquímico. Nesse caso, a própria Unigel, maior consumidora de amônia no polo, onde tem planta de acrilonitrila e etil-benzeno/estireno, será beneficiada pela produção local. Mas também outras empresas, como Braskem e Oxiteno, vão comprar a amônia produzida pela Unigel.

Segundo o diretor, aliás, uma das motivações do investimento nas Fafens foi o risco de desabastecimento de amônia, que é importada pela Petrobras para fornecimento ao polo. Por sua vez, a Fafen-SE utilizará a amônia integralmente para a ureia, cuja produção total das duas unidades será de 1,2 milhão de t/ano.

Difícil em SP – O sucesso do primeiro contrato livre de gás na Unigel, segundo seu diretor de suprimentos, se deve muito ao interesse de Sergipe e Bahia em tornar viável a volta à atividade das duas unidades, fontes de receita para os estados que tinham se perdido quando a Petrobras descontinuou a produção das Fafens em 2018. Segundo Nitschke, as agências regulatórias – Agrese, de Sergipe, e Agerba, da Bahia – não criaram dificuldades, pelo contrário.

A situação, porém, tem se mostrado inversa em São Paulo, onde há o maior consumo industrial de gás natural. Todos os representantes do setor produtivo paulista – Abiquim, Abividro, Abrace – têm reclamado do excesso de rigor da regulamentação estadual para disciplinar o consumo livre de gás no estado. De forma unânime, a avaliação é a de que o arcabouço regulatório coordenado pela agência paulista, a Arsesp, está elevando o risco e mesmo inviabilizando a migração de indústrias para o ambiente livre de contratação.

O comportamento regulatório em São Paulo tem atrasado, por exemplo, o primeiro possível contrato no mercado livre, pela Rhodia, do grupo Solvay, que desde 2019 tem se preparado para desbravar a possibilidade em seu site de Paulínia-SP. Segundo a presidente do grupo Solvay para a América Latina, Daniela Manique, a empresa já tem duas frentes de suprimento livre negociadas, com minutas de contrato desenhadas, mas que têm sido proteladas por causa da regulamentação da Arsesp.

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Daniela: rigidez da Arsesp barra acesso ao mercado livre

“Se a planta não for um relógio suíço de precisão, o mercado livre em São Paulo vai acarretar multas e penalidades absurdas para a empresa”, disse Manique. Segundo ela, pela regulamentação da Arsesp, desvios a mais ou a menos no consumo acarretam punições diárias pelo descumprimento do contrato que podem reverter quaisquer ganhos que a contratação livre possa trazer.

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O cenário regulatório, continua a presidente da Solvay, representaria um risco muito grande, tendo em vista, por exemplo, que muitas vezes a fábrica sofre paradas por desabastecimento de energia, que ocorreu duas vezes em janeiro de 2020. Com a produção parada, sem demanda por gás, seria impossível cumprir o consumo de gás acordado no mercado livre, o que geraria as penalidades pesadas.

Com duas possibilidades de fechar contratos – uma do gás da Bolívia e outra do pré-sal, por produtores independentes –, a unidade da Rhodia planeja, quando for possível, ter 85% da sua demanda por gás atendida de forma livre. De início, segundo Manique, o ganho seria mínimo, de até 10% em comparação com o atual contrato cativo, com risco até de ser considerado inviável. “Mas a ideia é seguir mesmo assim por esse caminho, para desbravar o mercado livre, pois a expectativa é valer a pena no longo prazo”, completou. A expectativa é migrar ao mercado livre a unidade de Paulínia no segundo semestre deste ano.

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