Opinião – Editora Brasil Energia https://editorabrasilenergia.com.br Notícias, dados e análises da indústria de Energia, Petróleo e Gás Sat, 23 Oct 2021 08:12:53 +0000 pt-BR hourly 1 Abertura do mercado sustentável para todos https://editorabrasilenergia.com.br/abertura-do-mercado-sustentavel-para-todos/ Sat, 23 Oct 2021 00:14:24 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=131121

Há tempo suficiente e profissionais competentes para ajudar a Aneel e a CCEE no desenho de uma abertura de mercado que aumente a probabilidade dos impactos positivos e minimize o risco dos impactos negativos

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Desde a criação, em 1995, do Consumidor Livre de energia elétrica (via Lei 9.074/1995) e do estabelecimento dos Ambientes de Contratação Regulada e Livre (ACR e ACL) em 2004 (Lei 10.848/2004), vários comandos legais e regulatórios foram definidos para estruturar a abertura do mercado de energia elétrica, sendo que os mais recentes e relevantes são as Portarias 514/2018 e 465/2019 do Ministério de Minas e Energia.

Estas duas portarias deram materialidade ao conceito de abertura de mercado ao estabelecerem um cronograma objetivo com os limites de carga que poderiam migrar do Mercado Regulado (ou Ambiente de Contratação Regulada) para o Mercado Livre (ou Ambiente de Contratação Livre). Atualmente (ano de 2021), um consumidor regulado precisa consolidar uma carga de 1.500 kW para poder migrar para o Mercado Livre. Esse patamar será reduzido para 1.000 kW em 1º de janeiro de 2022 e para 500 kW em 1º de janeiro de 2023.

No entanto, já se antecipando à histórica demanda em direção à abertura do mercado para clientes com cargas menores, também foi definido que “até 31 de janeiro de 2022, a Aneel e a CCEE deverão apresentar estudo sobre as medidas regulatórias necessárias para permitir a abertura do Mercado Livre para os consumidores com carga inferior a 500 kW…”.

Como há a necessidade do estudo acima e como é razoável supor que o Mercado Livre – que hoje representa cerca de 35% do consumo de eletricidade nacional – aumentará sua participação devido ao maior percentual de consumidores aptos a escolher seu fornecedor de energia em função da redução dos requisitos de migração para o Mercado Livre, a Aneel abriu a Tomada de Subsídios 10/2021 para colher contribuições da sociedade que auxiliem no mapeamento das questões que precisarão ser tratadas neste estudo.

As 10 perguntas propostas na Nota Técnica 50/2021 – que subsidiou a Tomada de Subsídios 10/2021 – revelam a abrangência e complexidade envolvidas no planejamento de uma abertura de mercado que não deixe um rastro de desequilíbrios na sua implantação.

Devido à limitação de espaço, discutimos aqui de forma sintética apenas a primeira pergunta, que veio em formato bastante aberto, mas também bastante relevante: “Quais os impactos (positivos e negativos) advindos da abertura do mercado de energia?”

A abertura de mercado pode gerar inúmeros impactos positivos: além de prover mais autonomia para o consumidor, a abertura tende a possibilitar uma precificação mais flexível e mais aderente às condições de mercado e poderá incentivar a oferta de serviços de resposta da demanda e eficiência energética.

Mas alguns impactos negativos também são possíveis. Um dos desequilíbrios mais graves que pode ocorrer é o de sobrecontratação das distribuidoras devido à migração de consumidores do Mercado Regulado para o Mercado Livre, movimento que poderia aumentar ainda mais as tarifas reguladas, estimulando de forma contínua e cíclica este fluxo migratório e inviabilizando as concessões de distribuição, fenômeno conhecido como a “Espiral da Morte” da distribuição de eletricidade. A abertura também aumenta a probabilidade de propagação de risco em cadeia, que acaba resultando em risco sistêmico se não houver mecanismos de segurança de mercado mais robustos.

O documento com a íntegra das contribuições do Instituto Acende Brasil para a Tomada de Subsídios 10/2021 da Aneel está disponível aqui.

Temos tempo suficiente e profissionais competentes para ajudar a Aneel e a CCEE no desenho de uma abertura de mercado que aumente a probabilidade dos impactos positivos e minimize o risco dos impactos negativos. Se formos habilidosos e cuidadosos, o processo de abertura será sustentável para todos os agentes da cadeia de valor do setor elétrico, a começar pelos consumidores de energia, sejam eles regulados ou livres.

Claudio Sales é Presidente do Instituto Acende Brasil. Eduardo Müller Monteiro, coautor deste artigo, é diretor da entidade.

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O futuro são todas as bacias brasileiras em Oferta Permanente? Essa é a melhor solução? https://editorabrasilenergia.com.br/o-futuro-sao-todas-as-bacias-brasileiras-em-oferta-permanente-essa-e-a-melhor-solucao/ Fri, 15 Oct 2021 22:34:59 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=131065

Se a opção do Estado for mesmo a Oferta Permanente para além das bacias maduras, é imperativo que a sociedade tenha claro suas consequências e tenha conhecimento de como ela afeta o valor de seus ativos

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No último dia 7 de outubro, a ANP licitou 92 blocos exploratórios em quatro bacias diferentes: Campos, Santos, Potiguar e Pelotas. Essa rodada, que acabou com apenas cinco blocos arrematados, bônus e compromisso mínimo de investimento baixíssimos para blocos do pré-sal (R$ 37,14 milhões e R$ 136,345 milhões, respectivamente), foi considerada uma das piores já realizadas, só superada pela 5ª rodada.

Na prática, tanto quanto a 5ª rodada, ela marca o fim de um ciclo, que prometeu licitar áreas de alto potencial, principalmente no pré-sal.

Só que depois de 4 rodadas de concessões com objetivo pré-sal, 6 licitações dentro do polígono do pré-sal, sob regime de partilha de produção, 1 rodada do excedente da cessão onerosa (e outra prevista ainda para esse ano), áreas em oferta permanente que chegaram a encantar a Shell (a petroleira adquiriu o bloco C-M-747, no setor SC-AUP4 da bacia de Campos na 2ª rodada de Oferta Permanente), e com a “Lei da Oferta e Procura” em vigor, não era de se esperar grande entusiasmo para áreas de Novas Fronteiras do Conhecimento (que contam com poucos dados e informações), principalmente em águas profundas e ultraprofundas, com alto risco exploratório, dificuldades logísticas, limitações tecnológicas para seu desenvolvimento (em caso de sucesso exploratório) e incertezas quanto ao licenciamento ambiental.

Em resumo, tratavam-se de áreas de alto risco, em momento em que as petroleiras estão com suas carteiras de projetos lotadas de melhores oportunidades. Mas até aí, nada de novo.

O que há de novo é a necessidade de se discutir a pretensão da ANP de colocar todas as áreas já licitadas e não arrematadas em oferta permanente.

Precisa estar explícito que, ao estender essa possibilidade para além das áreas já maduras, o país voluntariamente abre mão de definir a estratégia de ocupação de suas bacias sedimentares, assim como abre mão da escolha do melhor momento para licitá-las. É preciso ter em mente que, embora esse modelo signifique uma boa possibilidade para os concessionários engordarem seus portfólios com áreas que lhes podem ser úteis no futuro, para a sociedade ele significa a impossibilidade de licitar tais áreas, mais adiante, com melhores preços do petróleo ou mais dados e informações que lhes agreguem maior valor.

Outra questão importante diz respeito ao teor dos contratos de concessão, ora adotados. Ao serem elaborados, no passado, com a premissa de que os baixos preços do petróleo demandavam ações adicionais para atrair o investidor, abriu-se mão da tradicional separação da fase exploratória em períodos, que garantiam investimentos exploratórios ao longo dessa fase.

Com o modelo de concessão atualmente em vigor, que conta com uma fase exploratória de 7 anos para águas profundas, sem nenhuma divisão por períodos, tornou-se possível aos concessionários passar praticamente 7 anos sem realizar qualquer investimento, o que conflita com a lógica dos contratos mundo afora que é o de, uma vez assinados os contratos, tê-los garantindo, ao país hospedeiro, investimentos contínuos e evitando que as empresas priorizem investimentos em um país, em detrimento do outro. Nesses casos, pode-se licitar os blocos, concedê-los com baixos bônus de assinatura, baixos compromissos de investimentos, e ainda ficar sem expectativa desses investimentos por quase 7 anos.

Por tudo isso, é bom ter em mente que a decisão de licitar precisa estar ancorada em premissas claras e objetivos bem definidos. Licitar por licitar não agrega valor! O valor vem do atingimento dos objetivos pretendidos. Mais do que isso, bônus elevados em geral são fruto de áreas bem estudadas, de comprovado potencial, colocadas em licitação em momento adequado (vide que depois da queda dos preços do petróleo em 2014, e do atingimento de valores de cerca de US$ 29/bbl no início de 2016, o petróleo superou a marca dos US$ 80/bbl em 2018, regrediu a cerca de US$ 21/bbl em 2020 e já retornou a valores pré-crise, superando a marca dos US$ 80/bbl). Não se pode esquecer que as licitações realizadas de 2017 a 2020 contaram com tudo isso. Só que esse ciclo parece estar se encerrando, ensejando a necessidade de atenção para novas áreas.

Nesse contexto, se a opção do Estado for mesmo a Oferta Permanente para além das bacias maduras, é imperativo que a sociedade tenha claro suas consequências e tenha conhecimento de como ela afeta o valor de seus ativos.

Se de outra forma for, é recomendável aprofundamento dos estudos das Novas Fronteiras brasileiras, com vistas às próximas licitações, a começar pela Bacia da Foz do Amazonas, região que continha o bloco que mereceu o maior bônus de assinatura da 11ª rodada e que está obtendo um sucesso exploratório imenso na Guiana e no Suriname.

Magda Chambriard é pesquisadora da FGV Energia

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A importância do gasoduto Rota 4b https://editorabrasilenergia.com.br/a-importancia-do-gasoduto-rota-4b/ Fri, 15 Oct 2021 22:33:49 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=131090

A discussão de implementação do Rota 4b, por Itaguaí e não por São Paulo, deve ser feita dentro da maximização dos ganhos econômicos no país e não em uma disputa entre estados

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A crise em que o Brasil se encontra, diante da baixa oferta energética em função do recente comportamento hidrológico que tem comprometido o nível dos reservatórios das hidrelétricas, está também complementada por problemas de desabastecimento de produtos como fertilizantes, importados de outros países, e a isso se soma ainda a dolarização de muitos insumos que estão repercutindo na nossa inflação. Esse somatório de riscos e impactos na economia leva ao desafio de se buscar os melhores aproveitamentos dos recursos internos em dimensão mais ampla.

Um cenário confuso que existe atualmente é o da importação de gás natural por meio do Gás Natural Liquefeito (GNL), associada a uma comparação dos valores de venda ao consumidor nacional em relação aos energéticos internacionais, que explodiram, ao mesmo tempo que temos um elevado nível de reinjeção de gás nacional, o que faz com que se configure a necessidade de gerar cada vez mais soluções que sejam convergentes ao desenvolvimento do país e, portanto, menos impactantes ao mercado interno.

As recentes legislações que levaram à imposição de regras de investimentos em geração incompatíveis com a disponibilidade dos recursos naturais nacionais – como a questão da desestatização da Eletrobras (Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021) e a não fixação de metas claras para induzir um maior aumento de oferta de gás no país através da Nova Lei Gás (Lei nº 14.134, de 8 de abril de 2021) – faz com que tenhamos um cenário ainda duvidoso em relação ao que pode acontecer no futuro.

Esse ritmo transiente das novas infraestruturas, em forma de gasodutos e das ofertas da disponibilidade de gás natural nacional, inclusive sob análise pela EPE, faz com que cada nova estrutura planejada requeira uma avaliação mais profunda e, portanto, que deva considerar o melhor benefício econômico e social não somente local, mas para o país, ou seja, a avaliação das externalidades deve ser fortemente ponderada. 

A próxima grande oferta terrestre de gás natural nacional, prevista para 2022 será a chegada pela Petrobras da chamada Rota 3, por Maricá, com a construção de uma UPGN associada. Também foi anunciada a Rota 2, em Macaé, pelo grupo Equinor, porém ainda sem data fixada.

Neste cenário de novos gasodutos, com a disponibilização e infraestrutura para trazer o gás nacional para a terra, surge uma grande oportunidade que é chamada a Rota 4b, escoando o gás disponibilizado em blocos localizados na Bacia de Santos, na divisa entre Rio de Janeiro e São Paulo, ao redor do Campo de Bacalhau, com operação da Equinor. Assim, essa rota transporta 20 milhões de m³/dia de gás (que atualmente é reinjetado) até Itaguaí, na Baixada Fluminense, gerando uma oferta de gás que pode atender uma série de novas demandas econômicas onde esse energético possa trazer melhor efeito e ganhos para outros segmentos, especialmente para o meio ambiente.

A chegada do gasoduto Rota 4b por Itaguaí, que se localiza junto ao Porto de Itaguaí (Sepetiba), oferece também uma oportunidade para resolver um dos grandes problemas sociais e econômicos da Região Metropolitana do Rio de Janeiro que se insere na Baixada Fluminense, ampliando o potencial de todo Arco Rodoviário Metropolitano (BR 493) para o desenvolvimento de condomínios industriais. Da mesma forma, favorece esse traçado, pois a região é atualmente cercada por um complexo siderúrgico, voltado não só exportação de minério, mas também com siderúrgicas como Gerdau (antiga Cosigua) e a Ternium (antiga CSA), que fazem com que haja um potencial de consumo firme para utilização do gás, desde que existam preços competitivos da molécula, trazendo, com isso, ganhos ambientais importantes.

No caso do minério, onde existem terminais de exportação na Baía de Sepetiba, nos municípios de Itaguaí e Mangaratiba, estudos indicam que a potencialização e agregação de valor ao minério exportado através do processo HBI (Hot Briquetted Iron) apresenta grande potencial, cabendo muito bem no escopo de novas aplicações pela Vale, como grande exportador de minério, inclusive, essa tecnologia já é considerada em estudos do BNDES.

Já na área de geração elétrica o potencial é fortalecido por uma grande linha de transmissão de 500kV, construída pelo grupo chinês State Grid, que ainda possui grande possibilidade de receber injeção de carga, além de estar no centro de gravidade geoelétrico do subsistema elétrico interligado Sudeste/Centro-Oeste, do Município de Paracambi, na Baixada Fluminense, até o norte do país na região do Xingu. Isso sem falar que a região da Baixada conta com uma bacia aérea favorável e com recursos hídricos ainda disponíveis, o que favorece para que possamos ter projetos de termoeletricidade, inclusive para atender a demanda fixada ao Rio de Janeiro dentro das eventuais contrapartidas da Lei Nº 14.182, aprovada pela desestatização da Eletrobras.

Na mesma linha, já são considerados também em estudos do BNDES a relação da oferta de gás com a disponibilidade de fabricação de fertilizantes nitrogenados. A localidade da baixada é favorecida pois está associada à proximidade de linhas férreas para interligação com todo o Centro-Oeste do país e, ao mesmo tempo, a questão de possibilidade portuária se coloca também com potencial naquela região. 

A discussão de implementação do Rota 4b, por Itaguaí e não por São Paulo, deve ser feita dentro da maximização dos ganhos econômicos no país e não em uma disputa entre estados, onde condições ambientais e até socioeconômicos mais favoráveis sejam desconsideradas e que o tema se torne uma batalha política entre administrações. Não podemos sofrer a tragédia dos comuns, onde o ganho de um estado em particular vai ao prejuízo da nação como um todo. E é somente com muito planejamento, estudo e, acima de tudo, mobilização pública, que conseguiremos evitar esse destino.

Wagner Victer é engenheiro, administrador, ex-secretário de Estado de Energia, Indústria Naval e do Petróleo e ex-conselheiro do CNPE

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Por que os preços do gás natural estão tão altos? https://editorabrasilenergia.com.br/por-que-os-precos-do-gas-natural-estao-tao-altos/ Sat, 09 Oct 2021 03:03:25 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=131049

No Reino Unido e no Brasil, a geração a gás tem sido vital para evitar apagões, mas a preços elevados, em função do desequilíbrio entre oferta e demanda

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No terceiro trimestre de 2021 os preços internacionais de gás natural atingiram níveis extremamente elevados. Em 7 de outubro o preço do marcador asiático JKM atingiu $56,32/MMBtu para entregas em dezembro, um aumento de quase 40% em um único dia, e mais de 100% em relação a setembro. O preço spot no mercado europeu, no hub TTF, atingiu $54/MMBtu. Em janeiro de 2021 os preços internacionais também atingiram um pico, mas bastante mais modesto quando comparado com outubro, com JKM chegando a $21/MMBtu, mas TTF precificado a menos de $7/MMBtu. Em março de 2013, o preço do gás no mercado britânico atingiu um pico de $23/MMBtu.

Um fator de alerta é que ao longo dos últimos cinco anos, a despeito de picos de inverno, os preços europeus raramente eram superiores a $10-12/MMBtu, pois a Europa era o mercado de última instância quando existia excesso de GNL no mercado internacional.

Esse aumento de preços decorre de diversos fatores: um inverno muito frio no início de 2021 no Hemisfério Norte, ocasionando a baixa nos estoques norte-americanos e europeus; a retomada da atividade econômica em 2021, ainda reduzida, após a flexibilização das medidas restritivas no auge da pandemia, com forte aumento da demanda de eletricidade; um verão quente no Hemisfério Norte, com aumento da demanda para refrigeração, deplecionando ainda mais os estoques de gás;  problemas de produção e manutenção em plantas de GNL e campos produtores de gás em diversos países.  

Além disso, no Hemisfério Sul, a Argentina precisou importar volumes crescentes de GNL, incluindo a reativação do terminal de GNL de Bahia Blanca, por conta da redução da produção de gás em Vaca Muerta por problemas macroeconômicos, congelamento de preços aos consumidores e restrições às operações no auge da pandemia. No ano de 2021, a Argentina importou 56 carregamentos de GNL contra 28 em 2020. 

O Brasil também contribuiu substancialmente com o aumento da demanda global de GNL. Em função da seca e deplecionamento dos reservatórios da região Sudeste/Centro Oeste – em 08 de outubro o sistema contava com apenas 16,5% de sua capacidade de armazenamento. Além disso, a parada para manutenção da plataforma de Mexilhão, na Bacia de Santos, contribuiu para a redução da oferta de gás nacional, com consequente aumento da importação de GNL, já que a Bolívia não tem entregado mais do que o volume contratual de 20 MMm3/dia. 

No mês de agosto de 2021 o Brasil foi o décimo maior importador mundial de GNL, com  importações médias de 32MMm3/dia, segundo dados da AIE. Nos oito primeiros meses de 2021 o Brasil importou 5,7 bilhões de metros cúbicos, contra 3,2 bilhões de metros cúbicos em todo o ano de 2020. E a tendência é de que até o fim do ano a situação continue crítica, tanto em função da situação hídrica como em função dos preços elevados do GNL, com a entrada do inverno no Hemisfério Norte.  

Cabe ainda destacar um ponto significativo sobre a necessidade de um melhor planejamento da  transição energética. O Reino Unido tem investido pesadamente no comissionamento de energia eólica offshore, que é mais cara, mas tem um fator de carga mais elevado do que as turbinas onshore, chegando a atingir 50-55% em algumas regiões. O Reino Unido foi no passado um grande produtor de gás natural, mas os reservatórios do Mar do Norte têm-se esgotado e o país não possui capacidade significativa de armazenagem de gás. Assim sendo, importa gás natural da Noruega e da Rússia, e tem ainda três terminais de importação de GNL. Em 2020, as energias renováveis (eólica, solar e biogás) contribuíram com 43% da energia gerada no país, contra 37% em 2019. No terceiro trimestre de 2021 a falta de vento ocasionou um maior despacho de termelétricas a gás. Por exemplo: em fevereiro de 2021, a geração a gás representou 36% do mix contra 26% do vento, enquanto que, em setembro, a participação do gás subiu para 42%, contra 18% do vento.

No Reino Unido e no Brasil, a geração a gás tem sido vital para evitar apagões, mas a preços elevados em função do desequilíbrio oferta-demanda. Se os sinais econômicos para a produção de gás forem retirados, sem soluções efetivas para armazenar eletricidade, o mundo ficará à mercê de preços voláteis de gás e de eletricidade.

Ieda Gomes é consultora independente e membro do conselho de administração de empresas internacionais de energia, infraestrutura e certificação

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O mercado de gás natural e a livre concorrência https://editorabrasilenergia.com.br/o-mercado-de-gas-natural-e-a-livre-concorrencia/ Fri, 01 Oct 2021 23:43:09 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=130967

A credibilidade do novo marco legal dependerá da garantia da defesa da concorrência, dos princípios da livre iniciativa e livre concorrência

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Para aqueles que esperavam o boom do mercado de gás natural, como ocorreu com a energia elétrica…O mercado de gás é bem mais complexo.

Com a publicação da Nova Lei do Gás no início de abril deste ano, o mercado ficou na expectativa de sua regulamentação, que ocorreu depois de 56 dias. Agora, passados cem dias da vigência da Lei e de seu regulamento, fica claro que essa transição deverá levar certo tempo. 

Em 2019, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) conferiu a credibilidade que o mercado necessitava para proceder às mudanças do setor, quando celebrou o Termo de Compromisso de Cessação de Prática (TCC) com a Petrobras. Diante dessa decisão, o monopólio no setor teria dia e hora para acabar. E, ainda, considerando a política de desinvestimento da Petrobras, prevista no plano estratégico para o período 2020-2024, o mercado começou a vislumbrar a possibilidade de diversificar os agentes na cadeia de petróleo e gás natural. 

Na expectativa da livre concorrência, foi aprovado o novo marco legal do gás natural.

Guardião da livre concorrência

A decisão proferida pelo Cade contra o monopólio e a favor da livre concorrência foi uma ótima mensagem ao mercado de que não seria tolerada qualquer prática monopolista no setor.

Na Cartilha do Cade, Ed 2016, p. 6, diz: “O inciso IV do art. 170 da Constituição Federal de 1988 trata do princípio da livre concorrência, que se baseia no pressuposto de que a concorrência não pode ser restringida ou subvertida por agentes econômicos com poder de mercado. Nesse sentido, é dever do Estado zelar para que as organizações com poder de mercado não abusem deste poder de forma a prejudicar a livre concorrência. A livre concorrência disciplina os ofertantes de bens e serviços de forma a manterem os seus preços nos menores níveis possíveis, sob o risco de que outras empresas conquistem seus clientes. Em tal ambiente, a única maneira de obter lucros adicionais é a introdução de novas formas de produzir que reduzam custos em relação aos concorrentes.”.

Fantasma do monopólio

Mesmo vivendo o início da difícil transição do mercado monopolista para o livre, foi anunciada a venda da participação da Petrobras na Gaspetro para empresa do Grupo Cosan. Esse anúncio abateu a todos, visto que as dezenove distribuidoras de gás canalizado iriam pertencer a um só dono, além da maior distribuidora brasileira. Isso significa que a adquirente participará em cerca de dois terços do volume total de gás natural distribuído no país.

Essa negociação parece não estar em consonância aos princípios emanados do TCC celebrado, no item referente às considerações: “Pela Iniciativa do Gás para Crescer pretendeu-se lançar as bases para um mercado de gás natural com diversidade de agentes, liquidez, competitividade, acesso à informação e boas práticas, e que contribua para o crescimento do país. As premissas dessa iniciativa compreenderam a adoção de boas práticas internacionais, aumento da competição, diversidade de agentes, maior dinamismo e acesso à informação, participação dos agentes do setor e respeito aos contratos, de modo a construir um ambiente favorável à atração de investimentos prioritariamente privados”.

Letra morta 

A antiga Lei do Gás Natural (revogada) foi responsável pela quebra legal do monopólio das atividades econômicas da indústria de gás natural. Nesse sentido, à época, a mídia impressa estampava “Lei do gás é regulamentada e quebra monopólio da Petrobras”, “Lei do Gás chega com promessa de fim do monopólio da Petrobras”, entre outras manchetes.

Mas, na verdade, nunca saiu do papel. Isso não pode acontecer com a nova Lei.

Credibilidade 

A credibilidade do novo marco legal dependerá da garantia da defesa da concorrência, dos princípios da livre iniciativa e livre concorrência, previstos nos artigos 170 e 173 da Constituição Federal de 1998, na qual se atribui ao Cade a competência sobre os atos praticados por agentes econômicos que afetem direta ou indiretamente o mercado nacional.

Assim, cabe ao Cade investigar qualquer fusão, aquisição, incorporação e outros movimentos de concentração econômica entre empresas que detêm participação significativa no mercado e que causem risco à livre concorrência e possam ser classificados como prática de monopólio, bem como os casos de práticas de verticalização das atividades do setor. No exterior, na abertura de mercados de gás natural, a desverticalização da cadeia foi fundamental para o êxito e crescimento do mercado concorrencial eficiente. 

Nesse cenário, esperamos que o Cade exerça o seu papel constitucional de tutelador da livre concorrência do mercado de gás natural, investigando e decidindo sobre matérias relacionadas à concorrência, incentivando a livre concorrência.

Cid Tomanik é consultor jurídico e regulatório em Energia e  Utilities do Tomanik Martiniano Advogados

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A beleza do mercado voluntário de créditos de carbono https://editorabrasilenergia.com.br/a-beleza-do-mercado-voluntario-de-creditos-de-carbono/ Fri, 01 Oct 2021 23:26:27 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=130962

A criação de um mercado global de créditos de carbono eleva a discussão politica à complexa categoria de geopolítica internacional

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Já me peguei debatendo a importância e o potencial do mercado voluntário de carbono em vários grupos diferentes e com pessoas que, tenho certeza, têm muito mais experiência do que eu no assunto. Mas, se parece haver consenso sobre a importância dos mercados de crédito de carbono como incentivo para reduzir as emissões de GEE (gases de efeito estufa) para evitar mudanças climáticas que seriam catastróficas, as discussões sobre como avançar na solução do problema ainda me soam teóricas demais e por vezes cercadas de ideologia. 

A grande aposta dos mais entendidos está focada nos mercados regulados, aqueles onde existe uma definição política de metas de redução ou mandatos, exercidos através de impostos específicos ou de mercados para compra e venda dos créditos. Já o mercado voluntário, como o nome pressupõe, nasceu para permitir que empresas ou mesmo pessoas se comprometem a incentivar investimentos em projetos que resultem na redução efetiva das emissões ou captura de carbono por meio da compra de créditos. Mas este mercado dificilmente teria a escala necessária. 

Pensando de forma simples, mercados regulados dependem de decisões de governo, de políticas públicas e da regulamentação delas. Em tese, uma única “canetada” pode dar uma escala enorme em um determinado país ou região na medida em que a compra de créditos de carbono como forma de reduzir ou neutralizar emissões se torna mandatória do dia para a noite. Quando se discute isso na esfera global, o potencial de escalabilidade é exponencial. 

No entanto, a criação de um mercado global de créditos de carbono eleva a discussão politica à complexa categoria de geopolítica internacional. Tudo isso sem falar na necessidade de estabelecer critérios padronizados de certificação e qualidade dos créditos para que de fato eles possam ser comprados e vendidos em qualquer país. Daí decorrem as enormes expectativas na definição/regulamentação do chamado Artigo 6 do acordo de Paris, debate que já dura quase seis anos e que, acredita-se, será finalmente resolvido em novembro na COP26, criando as bases para um mercado regulado global de créditos de carbono. A ver.

Enquanto isso empresas mundo afora estabelecem compromissos agressivos de reduzir, neutralizar ou mesmo zerar suas emissões, independentemente dos mandatos e obrigações estabelecidos pelos países onde atuam. Seguem algumas contas simples, sem a pretensão de serem muito precisas: o mundo emite hoje cerca de 50 bilhões de toneladas de CO2 por ano. Desse total, cerca de 50% está relacionado com a produção de energia por combustíveis fósseis, já excluindo o carvão que, em tese, seria substituído mais rápido. Seriam cerca de 25 bilhões de toneladas a ser neutralizadas ou “netadas” por ano.

Digamos que metade disso é de responsabilidade das grandes empresas de petróleo, aquelas que vêm sofrendo enorme escrutínio de seus acionistas por conta de compromissos climáticos – ou seja, cerca de 12,5 bilhões de toneladas de CO2 por ano. Até 2019, a emissão acumulada de créditos no mercado voluntário era da ordem de 1 bilhão de toneladas. Os volumes vêm crescendo de forma relevante, foram quase 200 milhões de toneladas em 2020, e há a expectativa de crescimento de mais 80% em 2021, segundo dados da Ecosystem Marketplace. Ainda assim são números mínimos se comparados à demanda potencial. 

Muito se discute também sobre a qualidade dos créditos gerados. Poderíamos voltar ao tema da definição das metodologias e processo de certificação deles. Mas novamente o mercado se antecipa e já começa a diferenciar a qualidade dos créditos através de precificação, valorizando cada vez mais os créditos oriundos de captura de carbono no solo, preservação de florestas, proteção de áreas ameaçadas e recuperação de mata nativa.  

Sem querer, de forma alguma, diminuir a importância de desenvolver metodologias claras para determinação da qualidade dos créditos emitidos e principalmente sua real contribuição na corrida pela redução de emissões, e sem querer discordar da importância de unificar critérios de certificação dos projetos e dos créditos permitindo a criação de um mercado realmente global de créditos de carbono, que poderia inclusive representar uma forma interessante de redistribuição de renda entre países mais e menos desenvolvidos, volto mais uma vez aqui nesta coluna a falar da importância dos sinais econômicos corretos e dos mecanismos de mercado. Eles permitem que a sociedade se posicione, participe e se disponha a contribuir financeiramente com uma agenda tão importante e urgente. E se tem uma coisa que o mercado financeiro faz bem é cobrar resultados das empresas que assumem compromissos, através de mecanismos claros e objetivos, como custo de dívida ou valor das ações. 

Para não perder a viagem, cabe um comentário sobre o PL 528/2021, que está tramitando na Câmara dos Deputados com o objetivo de regulamentar o mercado brasileiro de créditos de carbono, ou de promover a redução de emissões, como consta da redação oficial. O PL original tinha como foco a regulamentação do mercado voluntário. Discussões e contribuições de várias entidades, com o objetivo inicial de ampliar o escopo e incluir o mercado regulado, acabaram deixando o documento confuso.

Como o foco original era o mercado voluntário, não havia previsão de multas ou sanções. Entretanto, o foco foi claramente transferido para o mercado regulado, sem que fossem incluídas as penalidades em caso de não cumprimento da regulação. E mais, o documento parece ignorar as condições estabelecidas para um programa que já está funcionando, o RenovaBio, podendo criar distorções tributárias e no limite dupla regulamentação. Aparentemente a necessidade de criar uma lei que contemple tanto o mercado voluntário quanto o regulado, garantindo a chamada fungibilidade dos dois no futuro, foi incorporada na discussão. 

Como dizem por aí, o tempo dirá qual dos formatos prevalecerá, o voluntário ou o regulado. My two cents: eles têm um tempo de desenvolvimento diferente, são essencialmente complementares, e o tempo tem avançado cada vez mais rápido! 

Paula Kovarsky é Head of US Office e diretora de Relações com Investidores da Cosan desde 2015, com mais de 20 anos de experiência no setor de Óleo & Gás

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É fundamental a contratação de térmicas emergenciais https://editorabrasilenergia.com.br/e-fundamental-a-contratacao-de-termicas-emergenciais/ Sat, 25 Sep 2021 00:15:05 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=130886

A experiência aponta para a mobilização emergencial de sistemas complementares e permanentes de geração durante alguns anos, até a recomposição progressiva de capacidade plurianual dos reservatórios

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Por ter vivenciado a crise energética de 2001 como secretário de Energia, Indústria Naval e do Petróleo do Estado do Rio de Janeiro, e depois, por fazer parte do grupo de gestão que atuou com eficácia e sob coordenação do então ministro Pedro Parente para mitigar o problema, tenho sido consultado e produzido informações – e até sugestões – que derivam daquela experiência de enfrentamento de situação similar à que nos atinge hoje. Lembro que, já naquela época, alertei o governo federal sobre o risco do racionamento e de suas consequências.

Assim, posso dizer que o cenário atual aponta para a necessidade de fortes investimentos e de uma comunicação objetiva para a redução de demanda e para a conservação e uso eficiente de energia. Esse é o meio de atuação mais barato e mais rápido no curto prazo. Porém, é fundamental também buscar uma expansão ágil e de caráter emergencial da oferta de geração no Brasil, especialmente de forma distribuída, para tentar aplacar os impactos que podem surgir da crise energética de agora, marcada pelos baixíssimos níveis dos reservatórios das hidrelétricas.

O primeiro ponto a entender com clareza é que o nível e a recomposição dos reservatórios não são problemas de fácil solução e que não serão resolvidos em somente um ano, mesmo que os próximos períodos de chuvas sejam favoráveis – possivelmente, serão necessários muitos anos de recuperação. Até porque a exposição do fundo dos reservatórios (que estavam permanentemente pressurizados) às intempéries não estabelece uma relação linear entre o volume perdido e o volume recomposto, pois se perde a impermeabilização histórica, e esse fenômeno requer uma cautela muito especial.

A experiência aponta para a mobilização emergencial de sistemas complementares e permanentes de geração durante alguns anos, até a recomposição progressiva de capacidade plurianual dos reservatórios e a modificação contínua de uma matriz que, aliás, reduziu a sua dependência de geração hídrica em relação ao ano de 2000, que era da ordem de 83% e que passou a ser, atualmente, da ordem de 62%.

As soluções praticadas na crise de 2001, que certamente espelham a edição pelo Ministério das Minas e Energia da Portaria Normativa Nº 24/GM/MME, de 17/09/2021, devem ser adotadas e suportadas. A questão da colocação das chamadas térmicas emergenciais sob regime de contratação simplificado (Artigo 3º § 1º), para funcionarem como uma reserva de capacidade imediata de forma distribuída ao longo das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, tem importante colaboração para a segurança do sistema elétrico no curto prazo.

No passado essa solução foi implantada prioritariamente no subsistema elétrico do Nordeste, por meio de pequenas térmicas que, logicamente, geraram grande impacto ambiental, pois eram à base de diesel e de óleo combustível, aspecto bastante polêmico não só do ponto de vista ambiental, como também de custo para o sistema. Mas tal arranjo técnico foi necessário, pois não havia gás natural disponível em diversas regiões.

Fato é que esses novos sistemas de reserva de capacidade tenderão a flutuar em suas capacidades instaladas para serem economicamente viáveis, com uma janela possivelmente entre 30 MW a 150 MW, distribuídos especialmente próximos aos grandes centros de carga demandantes que estão mais críticos, em especial nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Com isso, também reduzirão o impacto no carregamento de linhas de transmissão entre subsistemas elétricos.

A grande vantagem nessa nova chamada prevista para breve é que atualmente os sistemas são mais eficientes que em 2001, e hoje temos fabricantes como Wärtsilä, CaterPillar e MAN, entre outros, que possuem motogeradores bem mais eficazes termicamente e a gás natural, praticamente em “prateleiras”, reduzindo o caminho crítico do passado para aquisição desses equipamentos, quando havia ainda certa restrição na oferta e no tamanho nos mercados nacional e internacional. Aliás, naquele contexto, muitos empreendedores foram obrigados a recorrer a equipamentos usados e de baixo rendimento.

Para viabilizar esses sistemas emergenciais, medidas como a priorização no licenciamento ambiental devem ser perseguidas, devido ao baixo impacto de emissão e de captação de água. Esse processo precisa do comprometimento firme dos órgãos ambientais que venham a licenciá-los, pois é fundamental considerar que projetos como esses necessitam ser factíveis para serem implantados de 6 a 8 meses, ou até antes, dependendo da proximidade que se tenha das linhas de transmissão onde deve ser buscar a conexão ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Na seleção dos projetos – já que se adotarão sistemas simplificados de contratação pela Aneel – é preciso atenção para as melhores práticas de governança e compliance, que devem ser rigidamente observadas e monitoradas de perto. Isso evitará práticas indevidas de escolhas de projetos não factíveis, empreendedores sem expertise prévia, “aventureiros energéticos” e, até mesmo, a eventual manipulação por órgãos locais de licenciamento para direcionamento de escolha de projetos. Apesar da necessidade urgente, traz preocupação o início do processo diante do curtíssimo prazo de somente 10 dias após a emissão da Portaria para pré-cadastramento junto ao EPE, conforme previsto no Artigo 8º, § 1º da Portaria.

Nesse cenário, a mobilização da chamada reserva de capacidade para térmicas de contratação simplificada deve realmente ser priorizada. O governo, por sua vez, pode definir a potência a ser contratada, que será dimensionada pela EPE. Estimo que este montante poderá ficar entre 5 GW a 8 GW. Existe também a expectativa de que esses empreendimentos se localizem prioritariamente na região Sudeste, especialmente no Rio de Janeiro, onde temos grandes chegadas de gás natural. Tal fato deve ser corroborado pelo aspecto competitivo, porque o gás natural deverá ser alternativa de menor custo do que o diesel e o óleo combustível, inclusive pela carga de ICMS, já que o gás natural tem seu diferimento devido ao Programa de Incentivo à Termelétricas em alguns estados como o Rio de Janeiro, por meio da Lei Estadual 9.214/21, de 18 março de 2021.

A viabilização dos sistemas de geração a gás natural, que traz preços mais competitivos, vai também requerer um esforço maior das distribuidoras estaduais de gás e das produtoras, em especial da Petrobras, que sempre se mostrou proativa em desafios como esse, quando se busca uma maior flexibilização na contratação das demandas, por não terem caráter final de despacho permanente e sim de reserva de carga pela qual se obtém menor risco com uso de combustíveis líquidos, porém mais impactantes ao meio ambiente, com custos bem superiores e com máquinas de menor perfil de aproveitamento futuro por descomissionamento.

No Rio de Janeiro, a região do entorno dos municípios de Itaboraí/Maricá e a Baixada Fluminense, com a nova oferta de gás advinda de rotas como o Gasoduto Rota 3, que chega no primeiro semestre do 2022, com planta de regasificação de GNL e com a proximidade a linhas de transmissão, tem um imenso potencial para receber grande parte dessas termelétricas, que logicamente devem ser escolhidas pelo menor preço de reserva e do despacho. Na região Centro-Oeste, que se encontra associada ao subsistema elétrico do Sudeste, porém distante do centro de gravidade da carga, há um eventual potencial para esses sistemas por excedente de gás da Bolívia, ainda que devam ser avaliados os riscos institucionais dessa importação.

Diante do período hídrico desfavorável e da recomposição dos níveis em reservas plurianuais, essas contratações tendem a operar na base, durante o período contratado, e considero tendência que, futuramente, após o período contratual, se configurem como sistemas complementares para despachos em momento de ponta, com prazos bem superiores aos do período de maio de 2022 a dezembro de 2025, com potencial aumento de margem do empreendedor e com o impacto do capex no empreendimento. O lado positivo de sistemas como esses é que seu processo de descomissionamento futuro oferece uma oportunidade de valor residual significativo, pois podem, após o prazo do contrato da reserva, serem recontratados e virarem sistemas de geração distribuída, inclusive para grandes complexos industriais, aliviando até mesmo o sistema interligado, mesmo após cumprido seu fim principal.

A situação, portanto, é bastante preocupante e envolve a adoção de medidas extremamente rápidas, transparentes, com a consciência de que a energia mais cara que se tem é a energia que pode faltar. Assim, as ações derivadas da Portaria 24 do MME, se bem gerenciadas, serão fundamentais para evitar que, no futuro, vivamos situações como a que atualmente enfrentamos.

Wagner Victer é engenheiro, administrador, ex-secretário de Estado de Energia, Indústria Naval e do Petróleo e ex-conselheiro do CNPE

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Janela de oportunidade para solar no Brasil https://editorabrasilenergia.com.br/janela-de-oportunidade-para-solar-no-brasil/ Fri, 17 Sep 2021 23:25:49 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=130745

Hoje, a tecnologia de combinar duas formas de geração de energia já permite que usinas solares sobre espelhos d’água sejam implementadas dentro de hidrelétricas utilizando o reservatório existente

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No fim do mês de agosto, o Brasil deu dois importantes passos para a consolidação e ampliação do mercado de geração de energia solar no país. Pela segunda vez, a Aneel abriu consulta pública sobre a regulação da hibridização das fontes de energia e, em uma outra esfera, a Câmara dos Deputados aprovou em primeira discussão o PL 5.829/2019 – o marco legal da Geração Distribuída (GD).

Os dois movimentos, tanto a regulação da hibridização, quanto a aprovação final do marco legal da GD são fundamentais para que o mercado opere dentro de um cenário com maior segurança jurídica, com incentivos para o aumento da escala do investimento em solar no País e, também, para a consolidação da hibridização como alternativa segura e eficaz para as combalidas usinas hidrelétricas.

Hoje, a tecnologia de combinar duas formas de geração de energia já permite que usinas solares sobre espelhos d’água sejam implementadas dentro de hidrelétricas utilizando o reservatório existente. Este método pode aumentar em até 17% a eficiência energética de uma hidrelétrica e ainda reduzir em até 70% a evaporação da área sombreada pelas placas solares.

Isso significa que, em meio à maior crise hídrica dos últimos 91 anos, a Aneel deveria acelerar o processo para regular esta nova forma de geração de energia e permitir a atração de investimentos na área. Método de rápida aplicação, na comparação com outras fontes de energias, as usinas solares flutuantes podem salvar um sistema que cada vez sofre mais com a escassez de água. Hoje, não há alternativas em médio prazo. Enquanto isso, para suprir a ineficiência das hidrelétricas, o brasileiro assiste ao governo ampliar mais e mais o potencial de geração de energia das poluidoras usinas termelétricas. 

A falta de regulação obriga que a contratação da energia seja a soma de toda potência instalada na usina, independentemente de existir ou não fontes complementares instaladas no sistema hidrelétrico. Uma proposta foi colocada pelo mercado na última Consulta Pública. Nela, a contratação mínima passaria a ser a potência da maior fonte energética de acordo com a complementaridade das fontes da usina. No caso da combinação da energia solar, você aposta na geração solar durante o dia na represa hidrelétrica, e durante a noite você abre a comporta e põe as turbinas para funcionar.

A energia solar sobre espelhos d’água pode ser amplamente usada para Geração Distribuída, mas pelo menos enquanto a regulação não vem, o Brasil avança na legislação para GD. No fim das contas, o objetivo da regulação e da nova legislação é reduzir a vulnerabilidade da matriz energética e viabilizar investimentos no curto, médio e longo prazos. O que se espera para o Brasil hoje é maior segurança jurídica e boas taxas de retorno. 

O país hoje vive uma situação paradoxal pois, apesar da abundância e da infraestrutura existente, temos uma geração de energia cara e com regras vulneráveis e pouco claras. Com um pouco de empenho e vontade política, o Brasil tem todas as ferramentas e meios para se tornar o número um na geração de energia limpa no mundo.

Luiz Piauhylino Filho é advogado especializado no setor de energia e sócio-diretor da Sunlution

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Riscos críticos, sistêmicos e regulatórios: breve reflexão sobre a pandemia https://editorabrasilenergia.com.br/riscos-criticos-sistemicos-e-regulatorios-breve-reflexao-sobre-a-pandemia/ Fri, 17 Sep 2021 23:24:53 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=130742

A economia de baixo carbono, as redes inteligentes, o compartilhamento dos bens, as plataformas digitais e os arranjos locais projetam um futuro radicalmente diferente, mas ainda capitalista

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A pandemia de Covid-19 acentuou, além da volatilidade dos preços, a percepção do risco e da estagnação global. Mais importante: a crise sanitária abre uma década de incertezas e desafios. Ainda bem que existe ciência, que ajuda a distinguir risco de incerteza e, ao esclarecer conceitos, traz soluções para essas e outras crises. 

Risco é o que pode ser medido, tanto na probabilidade de ocorrência quanto no impacto, após ocorrer. Incerteza é o improvável, que não tem como ser extrapolado do passado. Depois de avaliado, o primeiro deve ser administrado, mitigado ou anulado, se possível. O segundo tem natureza sistêmica e é, acima de tudo, imprevisível. A reflexão é oportuna para a política energética, ambiental e climática, assim como para o planejamento estratégico das empresas, instituições reguladoras e multilaterais. 

A virada do milênio prometia uma prosperidade que não se materializou. Sem contar 2008, não faltaram crises financeiras, eventos climáticos extremos, grandes acidentes industriais, conflitos militares envolvendo potências hegemônicas, coups d’états em países estratégicos, ataques terroristas e, agora, cibernéticos. Esses fatores configuram um ambiente incerto, no qual só falta uma crise nuclear. 

Na impossibilidade de medir risco de natureza tão diversa, é possível aferir sua percepção: ela é crescente. À volatilidade dos preços soma-se a instabilidade política e social no cenário mundial. Repetitivos, gradativos ou crônicos, quando se transformam em críticos, certos eventos são capazes de gerar crises sistêmicas, e elas não poupam setor da economia ou classe social. 

Do ponto de vista da política e do planejamento, a incerteza decorre da natureza estrutural das mudanças: conjugam energia, ocupação territorial, demografia, migração, geografia, política, economia e sociedade, ambiente e clima, a banca e as finanças. As transformações estão, todas, interconectadas, em pleno curso, e ganharão velocidade nesta década. 

A economia de baixo carbono, as redes inteligentes, o compartilhamento dos bens, as plataformas digitais e os arranjos locais projetam um futuro radicalmente diferente, mas ainda capitalista, ao que tudo indica. De nossa parte, cabe notar que o maior risco é regulatório. Resumidamente, ele decorre de três fatores: a inconsistência temporal das políticas que visam o curto prazo, o descompasso entre a agenda regulatória e a crescente incerteza, além da obsolescência das regras frente à rapidez das mudanças.

A resposta à pandemia, por mais notável que tenha sido obter a vacina em menos de um ano, não trouxe solução definitiva. Também pouco conforta frente à natureza sistêmica do risco. Ao menos, não se viu nenhuma corrida aos bancos, ou o colapso das praças financeiras, ou a falência em cadeia de empresas, o que certifica a prudência keynesiana na gestão macroeconômica.

No entanto, fora da ciência e da regulação da moeda e das finanças (que, aliás, vão muito bem), não faltam motivos de preocupação: degradação ambiental, mudança climática, distribuição de renda, desigualdade social… A ciência ensina que, com planejamento e medidas preventivas, é possível gerir o risco. Ocorrendo, cabe mitigar o impacto, com um plano de emergência. Ações, responsáveis, meios e protocolos deverão ser definidos de acordo com a melhor técnica. 

Pois bem. De imediato, é o que se espera da gestão da crise hídrica, do que fazer com o gás natural e de como aproveitar melhor as reservas do pré-sal.

Duque Dutra é Mestre em Planejamento Energético, Doutor em Ciências Econômicas e Professor Adjunto da Escola de Química da UFRJ

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Desafios para comercialização de gás no novo contexto de mercado concorrencial https://editorabrasilenergia.com.br/desafios-para-comercializacao-de-gas-no-novo-contexto-de-mercado-concorrencial/ Fri, 10 Sep 2021 21:53:28 +0000 https://editorabrasilenergia.com.br/?p=130736

O desenvolvimento de uma área de inteligência de mercado no atual contexto do setor requer um planejamento estratégico inspirado nas melhores práticas de mercados liberalizados e de outros setores de energia no país

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O modelo de desenvolvimento da indústria de gás natural brasileira foi tradicionalmente ancorado na Petrobras como única compradora e vendedora do insumo. Até recentemente, a empresa foi responsável pela compra do gás importado, pela compra do gás dos produtores privados e pela venda para distribuidoras e usinas termelétricas. Este papel concentrou na empresa a base de conhecimento e as competências para negociação e precificação do gás natural no Brasil. 

Para lidar com contratos de compra e venda de gás nos mercados nacional e internacional, a Petrobras desenvolveu internamente uma inteligência de mercado para acompanhar cenários e definir estratégias para os mais diversos tipos de contratos. A atuação na compra e venda de GNL no exterior, por exemplo, expôs a empresa à dinâmica dos mercados spot de gás nos EUA, na Europa e na Ásia. 

Por outro lado, o restante dos atores no mercado nacional não precisou desenvolver uma inteligência de mercado sofisticada. Os produtores vendiam gás natural na boca do poço para a Petrobras através de contratos de longo-prazo, e as distribuidoras, basicamente, acatavam as estratégias de precificação da Petrobras e repassavam aos seus clientes finais as características e termos dos contratos de compra com a Petrobras. 

A abertura do mercado de gás no Brasil muda completamente o cenário de competências necessárias para atuar com eficiência. Agora, pelo lado da venda, produtores privados precisam negociar diretamente com o mercado. Para isso, vão precisar desenvolver competências comerciais, que incluem serviços de escoamento, tratamento e transporte. 

Ademais, vão precisar conhecer as distribuidoras e os grandes consumidores e negociar e monitorar contratos muito mais complexos. Pelo lado da compra, distribuidoras e grandes consumidores precisarão adquirir competências de negociação de contratos de fornecimentos num contexto de diversidade de oferta, o que implica em lidar com diferentes atores, com diferentes características de suprimentos e fórmulas de preço, além de terem que contratar serviços de transporte em alguns casos.

O desafio pode até ser normal, mas não tem nada de trivial. O desenvolvimento da inteligência de mercado em um contexto concorrencial vai requerer visão estratégica dos players para investirem na formação de pessoas, aquisição de informações e ferramentas de análise e, principalmente, na construção de uma governança adequada à comercialização de gás natural. 

As empresas que falharem neste processo de adaptação vão, certamente, pagar um preço elevado por contratos mal negociados e desequilibrados; pela escolha de índices de indexação dos preços inadequados; e pela exposição a riscos de suprimento, entre outros problemas. Por essa razão, é fundamental que os envolvidos não menosprezem o tamanho do desafio. 

O desenvolvimento de uma área de inteligência de mercado no atual contexto do setor requer um planejamento estratégico inspirado nas melhores práticas de mercados liberalizados e de outros setores de energia no país, onde a comercialização já evoluiu para um contexto concorrencial. 

A partir da definição de objetivos estratégicos, cada empresa deve avaliar os recursos necessários, os disponíveis internamente e os que precisam ser adquiridos/desenvolvidos. Tendo em vista o nível incipiente de maturidade da comercialização de gás no Brasil, a estruturação de uma área de inteligência competitiva vai requerer investimentos significativos e tempo de amadurecimento. As empresas vão precisar atrair e treinar profissionais de outros mercados e/ou treinar os que já atuam no setor. 

Será necessário também adaptar a governança da área comercial para um cenário mais dinâmico e arriscado. Na medida em que a comercialização envolver cada vez mais risco, será fundamental estabelecer processos de avaliação de riscos, além dos níveis de autorização dos diferentes profissionais/departamentos para negociação de contratos. 

Após muita luta para introduzir a concorrência no mercado de gás, o ambiente começou a mudar. Chegou a hora de se preparar para esta nova realidade.

Edmar de Almeida é professor licenciado do Instituto de Economia da UFRJ e pesquisador do IEPUC

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