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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
ESCOLA POLITÉCNICA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL
CURSO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
PROJETO DE FIM DE CURSO
Autores:
Daniel de Queiroz Rocha
Luiz Felipe Ferreira Calfa
Análise da Estrutura de Formação de Preços no Mercado
de Gás Natural
Rio de Janeiro
Agosto de 2003
________________________________________
ROCHA, DANIEL DE QUEIROZ
CALFA, LUIZ FELIPE FERREIRA
ANÁLISE DA ESTRUTURA DE
FORMAÇÃODE PREÇOS NO
MERCADO DE GÁS NATURAL
[Rio de Janeiro] 2003
p. 48
v
29,7cm
(DEI-EE/UFRJ,
Engenharia de Produção, 2003)
Projeto de Fim de Curso –
Universidade Federal do Rio de Janeiro,
Escola Politécnica,
Departamento de Engenharia Industrial,
Curso de Engenharia de Produção
1 – Gás Natural,
2 – Formação de Preços.
I
Agradecimentos sinceros a Abelardo de Sá Neto pelas orientações e oportunidades
de aprendizado oferecidas. E à Agência Nacional de Petróleo que incentivou este estudo
durante todas suas fases de desenvolvimento.
II
Resumo do Projeto de Fim de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Produção da Escola
Politécnica do Departamento de Engenharia Industrial da Universidade Federal do Rio de Janeiro como
um dos requisitos necessários para a obtenção de grau de Engenheiro de Produção.
ANÁLISE DA ESTRUTURA DE FORMAÇÃO DE PREÇOS
NO MERCADO DE GÁS NATURAL
Daniel de Queiroz Rocha
Luiz Felipe Ferreira Calfa
Agosto 2003
Orientador: Abelardo de Sá Neto
Palavras Chaves: Gás Natural; Formação de Preços
Este trabalho descreve o panorama do complexo mercado de gás natural. Seu
objetivo é comprar o estágio de desenvolvimento do mercado brasileiro com os modelos
mais maduros apresentados ao redor do mundo. Os Modelos de competição e as
conseqüentes estruturas de precificação são o foco das análises realizadas.
III
-
ÍNDICE
1
2
3
4
5
6
Introdução.............................................................................................................................................1
Princípios Básicos – Gás Natural .........................................................................................................3
2.1 Caracterização do Gás Natural ................................................................................................................ 3
2.1.1 O que é Gás Natural...................................................................................................................... 3
2.1.2 Composição Média ....................................................................................................................... 4
2.1.3 Principais Propriedades................................................................................................................. 5
2.2 Caracterização da Indústria do Gás Natural............................................................................................. 6
2.2.1 Indústria do Gás Natural no Brasil................................................................................................ 6
2.2.2 A Regulação da Indústria do Gás Natural no Brasil ................................................................... 12
2.2.3 A Cadeia Produtiva do Gás Natural ............................................................................................ 15
Estruturas Tradicionais de Formação de Preços .................................................................................21
3.1 Situação de Monopólio .......................................................................................................................... 21
3.1.1 Introdução e Conceitos Básicos de Precificação......................................................................... 21
3.1.2 Entendendo melhor Conceito do Netback Value ........................................................................ 22
3.1.3 Fatores que justificam o Monopólio ........................................................................................... 26
3.2 Condição de Competição ....................................................................................................................... 27
3.2.1 Modelos de Competição.............................................................................................................. 28
3.2.2 Determinação de Preços.............................................................................................................. 30
3.2.3 Regulação Governamental .......................................................................................................... 34
3.2.4 Conseqüências da Competição e Tendências.............................................................................. 36
Análise de Precificação do Gás Natural : Caso Brasil........................................................................38
4.1 Caracterização do Mercado ................................................................................................................... 38
4.2 Estágio de Desenvolvimento ................................................................................................................. 38
4.3 Estrutura de Preços ................................................................................................................................ 41
Conclusão ...........................................................................................................................................45
Bibliografia.........................................................................................................................................49
Páginas da Internet Visitadas (Junho 2001 a Junho 2003) ........................................................................... 49
1
Introdução
A recente situação de racionamento de energia elétrica e seus drásticos impactos sócioeconômicos representam o principal fator de motivação para a realização deste trabalho.
Tal conjuntura chamou atenção para o nítido desbalanceamento da matriz energética
brasileira, principalmente no que se refere ao gás natural. Este estado de desequilíbrio
pode ser facilmente constatado pela simples observação da participação deste energético
no total da demanda de energia quando comparada a outros países do mundo.
Esses valores atingem os níveis de 43% na Holanda, 28% na Inglaterra e na Itália, 18%
na Alemanha, 12% na França e 6% na Espanha, enquanto no Brasil não ultrapassa a
marca de 4.5%.
Várias são as razões que explicam a pouca penetração do gás natural em nosso país,
ligadas à limitações de ordem física, econômica e institucional.
Essa problemática, conjugada à importância crescente que vem assumindo o gás natural
enquanto fonte de energia adaptada às exigências ambientais de nosso tempo,
motivaram o estudo para a elaboração de um projeto final que habilita a graduação em
engenharia de produção.
O trabalho que se segue tem como objetivo caracterizar o mercado de gás natural no
Brasil e no mundo focando-se na análise de sua estrutura de formação de preços.
Inicialmente, passa pela conceituação dos modelos tradicionais de precificação,
relacionando as características dos modelos com o estágio de desenvolvimento de
alguns países que os adotam.
A partir da visão teórica dos possíveis modelos de formação de preços, o trabalho é
direcionado à análise do caso Brasil. Nesta parte final do estudo, não somente
caracteriza-se o mercado brasileiro, mas também identifica-se seu estágio de
1
desenvolvimento e suas possíveis ações de modo a atingir um estágio de competição em
um futuro próximo.
2
2
2.1
Princípios Básicos – Gás Natural
Caracterização do Gás Natural
2.1.1 O que é Gás Natural
O gás natural é um hidrocarboneto de origem semelhante ao petróleo e carvão que surge
de um lento processo de decomposição anaeróbia (em ausência de oxigênio) a altas
temperaturas e pressão.
Assim como o petróleo, o gás natural depende de condições bastante específicas para
que sua formação e acúmulo sejam viáveis. Tais condições podem ser resumidas da
seguinte forma:
Condições para formação de Gás Natural: A formação do gás natural e da maioria dos
hidrocarbonetos depende da decomposição de matéria orgânica. Por isso, é necessário
que haja uma sobreposição de várias camadas sedimentares que, ao longo de milhões de
anos, sofreram a ação de altas temperaturas e pressão, de modo a formar o combustível
fóssil em questão.
Condições para o acúmulo de Gás Natural: O acúmulo de gás natural em um
reservatório que possa ser aproveitado depende de ações tectônicas e erosivas que com
o passar dos tempos viabilizaram a formação de armadilhas ou trapas capazes de
aprisionar o gás natural. Tais formações rochosas são compostas basicamente pelas
estruturas presentes na Figura 1 a seguir:
Source Rock ou Rocha Geradora: Rocha que contém o material orgânico que se
transformará nos combustíveis fósseis;
Reservoir Rock ou Rocha Reservatório: Rocha porosa capaz de armazenar os
combustíveis fósseis;
Seal ou Rocha Selante: Rocha impermeável que evita a dissipação dos combustíveis;
Fault ou Falha: Falha geológica que delimita a área do reservatório.
3
Figura 1: Condições de Formação de uma Trapa
Fonte: American Petroleum Institute: www.api.org - Dezembro de 2002
2.1.2 Composição Média
Deve-se assinalar que não existe um só tipo de gás natural, pois sua composição varia
bastante entre jazidas, o que não impede, no entanto, que se faça uma primeira distinção
importante. Pode-se destacar sua composição média, atentando-se para o fato de possuir
como composto básico o metano e o etano.
Tabela 1: Composição do Gás Natural Brasileiro
Componentes
Metano
Etano
Propano
I-Butano
N-Butano
Pentano
Nitrogênio (N2)
Dióxido de Carbono (CO2)
Fração Molar (%)
91,80%
5,58%
0,97%
0,03%
0,02%
0,10%
1,42%
0,08%
Fonte: Companhia Paraibana de Gás: www.pbgas.com.br Dezembro de 2002
4
2.1.3 Principais Propriedades
Na natureza, o gás natural pode ser encontrado em duas categorias: associado e não
associado. O gás associado é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sob
a forma de capa de gás. Neste caso, a produção de gás é determinada basicamente pela
produção de óleo. O gás não associado ou livre é aquele que, no reservatório, está livre
ou em presença de quantidades muito pequenas de óleo. Nesse caso só se justifica
comercialmente produzir o gás.
Dentre as propriedades do gás natural, vale ressaltar que possui uma temperatura de
combustão elevada, sendo assim de queima mais precisa. Além disso, o estado gasoso
do energético permite o controle da pressão e da vazão, facilitando assim a gestão da
mistura ar/gás e oferecendo uma flexibilidade de utilização bastante grande. Mais leve
do que o ar, o gás natural também é muito seguro uma vez que dissipa-se facilmente na
atmosfera em caso de vazamento.
Outra importante característica do gás natural é o limite de inflamabilidade em mistura
com o ar superior a outros gases combustíveis. Os limites de inflamabilidade podem ser
definidos como as percentagens mínima e máxima de gás combustível em composição
com o ar, a partir das quais a mistura não irá inflamar-se e permanecer em combustão.
O limite inferior representa a menor proporção de gás em mistura com o ar que irá
queimar sem a aplicação continua de calor de uma fonte externa. Em proporções
menores ao limite inferior a combustão cessa quando interrompida a aplicação de calor.
O limite superior é a proporção de gás na mistura a partir da qual o gás age como
diluente e a combustão não pode se auto-propagar. Para o Gás Natural, os limites de
inflamabilidade inferior e superior são, respectivamente, 5% e 15% do volume.
Uma das mais valorizadas características do gás natural, no entanto, é a de ser
considerado como um energético limpo. Após extraídos o vapor d’água (a fim de evitar
o congelamento do gás a baixa temperatura e pressão) e as moléculas mais pesadas (que
possuem elevado valor econômico), restam poucos resíduos, principalmente em relação
5
a outros derivados de petróleo ou ao carvão. Na maior parte das vezes são encontradas
apenas pequenas quantidades de enxofre e dióxido de carbono. Nas grandes cidades, o
gás natural diminui drasticamente a emissão de compostos de enxofre e a geração de
cinzas ou detritos poluentes que geralmente são produzidos na utilização de outros
combustíveis.
Outras de suas vantagens operacionais são a reduzida necessidade de paradas para a
manutenção dos equipamentos e o fato de dispensar condições perigosas de estocagem.
O gás natural é, portanto, menos poluente, sua combustão é completa e não exige
grandes tratamentos para ser transportado e consumido.
2.2
Caracterização da Indústria do Gás Natural
2.2.1 Indústria do Gás Natural no Brasil
A partir da década de 50, iniciou-se a formulação da política energética brasileira tendo
em vista a fase de desenvolvimento econômico pela qual o País estava passando. Essa
política, seguindo o exemplo de economias industrializadas, baseou-se na utilização
intensiva do petróleo, em função de sua oferta abundante e dos baixos preços. Além
disso, a energia hidráulica se apresentou com uma grande importância, como resultado
das condições hídricas extremamente favoráveis.
Nesta mesma década, o uso do gás natural destinava-se prioritariamente à reinjeção nos
reservatórios com o objetivo de elevar a recuperação do óleo. Já na década seguinte, a
fim de obter um maior aproveitamento econômico do emprego do gás, a Petrobras
instalou duas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) na Bahia.
Devido aos choques do petróleo (1973 e 1979) os preços do petróleo no mercado
internacional subiram substancialmente, levando a uma reformulação da política
energética brasileira. Foram então implantados diversos programas de utilização de
fontes internas, além de investimentos em atividades de exploração e produção de
petróleo, e adotadas medidas de racionalização e substituição de seus derivados. Foram
também construídas usinas hidrelétricas de grande porte (Itaipu e Tucuruí), além do
6
desenvolvimento de um programa nuclear. Desta forma, o Brasil procurava substituir as
fontes importadas e reduzir a vulnerabilidade do país a mudanças no cenário externo.
A partir de 1973, o gás natural passou a ser utilizado na indústria petroquímica, mas só
em 1978, quando foi implantado o Pólo Petroquímico do Nordeste, houve um
importante aumento na utilização deste energético como matéria-prima em substituição
ao nafta, que tem um alto valor no mercado internacional.
Foi definido, a partir de 1977, que o gás natural seria utilizado prioritariamente como
matéria-prima na produção de fertilizantes (elevado interesse estratégico como insumo
agrícola) e petroquímicos (maior valor agregado). Desta forma, a política de preços do
gás, que até então adotava o mesmo preço de venda, independente do seu uso final,
passou a contemplar níveis diferenciados a depender de sua utilização. Vale destacar
que o consumo de gás para fertilizantes, petroquímicos e redutores siderúrgicos
compreendia quase 50% do consumo total de gás. Nesta mesma época, o gás utilizado
como combustível na indústria e na geração de energia teve o seu preço fixado em
paridade térmica com o óleo combustível BTE1, acrescidos de 10%.
Já na década de 80, devido a elevação da produção de petróleo no país, houve um
aumento significativo na produção de gás natural. Sendo assim, a Petrobras passou a
adotar a estratégia de incentivo a utilização deste energético, o que foi decisivo para
desenvolver a indústria do gás no Brasil. O nível de preços foi então alterado, passando
a equivaler ao óleo combustível ATE2. Isto serviu como um estímulo para as grandes
indústrias, que passaram também a utilizá-lo. O volume de gás consumido, sem contar o
uso interno da Petrobras, teve uma elevação de 2,4 milhões de m³/dia em 1982 para 6,7
milhões de m³/dia em 1987.
Neste período de início da implantação da indústria gás natural no Brasil, a sua
produção baseava-se prioritariamente em gás associado e, por isso, apresentava custos
relativamente baixos. Além disso, os custos de transferência também se mostraram
relativamente baixos devido a proximidade dos mercados consumidores aos pólos de
produção.
1
A sigla BTE é bastante utilizada no mercado de gás natural e significa baixo teor de enxofre.
Assim como a sigla BTE, utiliza-se ATE para designar o alto teor de enxofre presente no óleo
combustível, o que o torna mais barato.
2
7
Deste período em diante, o cenário de consumo do gás se modificou, uma vez que,
devido ao baixo nível de preços adotado surgiu uma demanda reprimida que, por falta
de uma oferta abundante, não era até então desenvolvida.
Tabela 2: Evolução da Indústria do Gás Natural
até Anos 50
Lenha como
principal
fonte
energética
Anos 50
Anos 60
Formulada a
Política Energética
Brasileira
Petrobras
instala duas
UPGN na Bahia
- Utilização
intensiva
do petróleo
devido a
oferta abundante
e preços baixos
Inicia-se o
incentivo ao
aproveitamento
do GN
- Grande Importância
para energia
hidráulica
Anos 70
Reformulação da
Política Energética
Brasileira
Anos 80
Aumento da produção
de petróleo no Brasil:
Razão:
Cheques do Petróleo
Medidas:
Utilização de
fontes internas
Construção de
hidrelétricas
Aumento significativo
na produção de GN
Incentivo a utilização
do GN
GN iniciado na
petroquímica
- GN como forma de
recuperação sec.
de óleo
Fonte: Análise dos Autores
Além disso, tanto os custos de produção quanto os de transporte tenderam a aumentar:
os primeiros devido à exploração de jazidas de gás não associadas a partir de águas
profundas e os segundos como resultado do afastamento das regiões de produção dos
mercados consumidores. Esta situação indicou a necessidade do preço do gás refletir a
sua equivalência com derivados mais nobres ou energias alternativas mais caras que
sejam utilizadas nos segmentos industriais pela sua alta qualidade e não pelo seu preço.
Em 2002, o consumo de GN no Brasil já ultrapassa 24 milhões de m3/ dia, incluindo as
vendas para as Companhias Distribuidoras Locais (CDLs) e o consumo próprio da
Petrobras. Em relação à demanda, o consumo de GN ainda é cerca de 4% da matriz
energética nacional, sendo a categoria industrial a que representa um consumo
equivalente a 80% do total e uma grande perspectiva de crescimento. Segundo decisão
do governo, pretende-se elevar a participação do gás na energia consumida no país para
aproximadamente 10% em 2005 e 12% em 2010.
8
Figura 2: Projeção da Matriz Energética para o Brasil
Fonte: Ministério de Minas e Energia: www.mme.org.br – Projeção da Matriz
Energética 2002 – 2022
O planejamento governamental de médio prazo prevê a necessidade de investimentos da
ordem de R$ 6 a 7 bilhões/ano para expansão da matriz energética brasileira, em
atendimento à demanda do mercado consumidor.
Figura 3: Níveis de Consumo de Gás Natural
Níveis de Consumo de Gás
EUA
Chile
Europa
Ocidental
Argentina
Cone Sul
Consumo projetado para 2008
Brasil
0
0.5
1
1.5
2
2.5
Mil m3 per capita (anual)
Fonte: Ministério de Minas e Energia: www.mme.org.br – Dezembro de 2002
9
Para o futuro, algumas alterações devem ocorrer na estrutura dos investimentos em
energia, incluindo a instalação de centrais termelétricas a gás natural, que exigem
prazos de implementação e investimentos menores que as hidrelétricas.
Durante o ano de 2002, a ANEEL concedeu 103 autorizações para operação de
empreendimentos termelétricos, dentre as quais 13 unidades que utilizam como
combustível o gás natural e que somam um total de 1247.4 MW de potência. Estas 13
unidades operadas com gás natural representam 28% da potência total fornecida pelos
103 empreendimentos termelétricos autorizados em 2002, o que confirma as projeções
de crescimento da representatividade do gás natural na matriz energética brasileira.
Tabela 3: Autorizações de Empreendimentos Termelétricos a Gás Natural
concedidos pela ANEEL em 2002
Item
Empreendimento
1
2
3
4
5
UTE EnergyWorks Rhodia Ster
UTE LATASA
Aureliano Chaves
UTE Paraíba Ambev
UTE Camaçari
UTE - EnergyWorks Pirelle Feira
de Santana
UTE - Central de Cogeração
EnergyWorks Pirelle Gravataí
UTE Anhanguera
UTE Petroflex
Engevix - Brus 1
Engevix-Blu4
Contagem
UTE Bariri
6
7
8
9
10
11
12
13
Potência(MW)
10,70
5,09
191,76
5,26
5,26
Combustível
Exercício 2002
Gás Natural
Gás Natural / Óleo Diesel
Gás Natural/Oleo Comb.
Gás Natural
Gás Natural
5,50 Gás Natural
7,50
278,29
25,00
7,52
11,00
19,30
675,20
Gás Natural
Gás Natural
Gás Natural
Gás Natural e alternativo óleo diesel
Gás Natural
Gás Natural e alternativo óleo diesel
Gás Natural
Município(s)
UF
Cabo de Santo Agostinho
Cabo de Santo Agostinho
Betim
João Pessoa
Camaçari
PE
PE
MG
PB
BA
Feira de Santana
BA
Gravataí
Limeira
Duque de Caxias
Brusque
Blumenal
Contagem
Bariri
RS
SP
RJ
SC
SC
MG
SP
Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica: www.aneel.org.br – Dezembro de
2002
Em suma, o mercado brasileiro de GN pode ser descrito como incipiente em função da
sua baixa penetração na matriz energética. Entretanto, a abertura do mercado de
petróleo e gás, a reformulação do setor em prol da concorrência e as mudanças na
política energética do país em favor de um maior aproveitamento do gás, representam
10
uma mudança acentuada que exigirá dos agentes de mercado a adoção de estratégias
extremamente competitivas.
11
2.2.2 A Regulação da Indústria do Gás Natural no Brasil
Com relação ao marco regulador da indústria de gás no país, a primeira referência deve
ser feita à própria Constituição Federal, a qual estabelece, em seu artigo 25 (com o texto
dado pela Emenda Constitucional nº5, de 15/08/1995), que cabe aos estados da
federação explorar os serviços locais de gás canalizado (desta forma, entende-se que os
Estados, sendo Poder Concedente, devem ser também os responsáveis pela regulação
nesta atividade).
Desta forma, a regulação na indústria brasileira de gás natural se encontra sob
responsabilidade tanto da esfera federal quanto da estadual. Isto posto, deve-se observar
a Legislação básica dos setores de petróleo e gás natural, introduzida por meio da Lei
9.478, de 6 de agosto de 1997, a Lei do Petróleo. A Lei estabelece os princípios básicos
que norteiam as atividades que compõem as indústrias de petróleo e gás natural, muito
dos quais estão apenas explicitados, devendo ser, posteriormente, regulamentados pela
ANP, também criada pela mesma Lei.
O Artigo 8º estabelece que a ANP deve "promover a regulação, a contratação e a
fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo". Neste
sentido, suas principais atribuições são:
ƒ
Obedecer aos princípios definidos na política energética nacional, dando ênfase
à proteção dos interesses dos consumidores, quanto a preço, qualidade e oferta
dos produtos;
ƒ
Estabelecer os blocos a serem licitados, bem como elaborar os editais para estas
licitações;
ƒ
Autorizar o exercício das demais atividades da cadeia;
ƒ
No caso de não haver acordo entre as partes, a ANP deve estabelecer tarifas que
remunerem o serviço prestado, bem como arbitrar o conflito entre os agentes;
ƒ
A fiscalização das atividades da cadeia pode se dar diretamente ou mediante
convênios.
12
A ANP é, portanto, responsável pela regulação das atividades de produção, importação
e transporte de gás natural.
Regulamentação do Livre Acesso3
O artigo 58 da Lei 9.478/97 introduziu no país o princípio do livre acesso aos dutos e
terminais marítimos destinados à movimentação de petróleo, seus derivados e gás
natural. Desde novembro de 1998, a Portaria ANP 169/98 vem sendo o instrumento de
regulamentação deste artigo no que se refere ao uso por terceiros dos dutos de
transporte de gás natural no país.
Com relação às definições de capacidade, a principal mudança está na introdução da
Capacidade Não Utilizada, a qual passa a ser explicitamente definida como a
capacidade relevante para a prestação do serviço não firme (STNF). Apesar de permitir
o STNF em Capacidade Disponível, a Portaria 169 não trazia a questão tratada de forma
explícita.
Figura 4: Livre Acesso – Introdução da Capacidade Não Utilizada
Ponto de
Recepção
Ponto de
Entrega
TRANSPORTADOR
CAPACIDADE MÁXIMA
Capacidade Contratada
Volume Transportado
CARREGADOR
Capacid. Disponível
Capacidade Não Utilizada
Capacidade
Contratada Ociosa
(repasse de 90% receita)
STNF
STF
INTERESSADO
Fonte: Agência Nacional do Petróleo: www.anp.gov.br – Janeiro de 2003
Dentre outros tópicos modificados obtidas através da Regulamentação do Livre Acesso
podemos citar a Oferta e Alocação de Capacidade, Limitação à Participação do
Carregador Dominante, Cessão de Capacidade, Investimentos em Expansão do Sistema,
3
Corresponde ao uso, por terceiros interessados, de dutos de transporte e terminais aquaviários destinados
à movimentação de petróleo e seus derivados, existentes ou a serem construídos, mediante remuneração
adequada ao titular das instalações. O livre acesso às instalações classificadas como de Transporte (q.v.),
estabelecido no artigo 58 da lei nº 9.478/97, foi regulamentado pela ANP através das Portarias nº 115/00,
251/00 e 255/00.
13
“Uso ou Perda”, Critérios Tarifários, Repasse de receita e Informações disponibilizadas
pelo Transportador.
Adicionalmente aos aspectos supramencionados, também é de responsabilidade da ANP
a regulamentação das questões de distribuição do gás natural, preços do gás para
distribuidores, preços do gás importado e preços do gás para termelétricas. As versões
integrais destas regulamentações podem ser encontradas na homepage da ANP.
14
2.2.3 A Cadeia Produtiva do Gás Natural
O setor de Exploração e Produção de Óleo e Gás Natural é denominado como setor de
Montante ou Upstream Sector, enquanto os setores de Processamento de Óleo e Gás
Natural, de Estocagem e Transporte de Produtos Derivados do Óleo e do Gás Natural e
os setores de Estocagem e Distribuição de Derivados do Óleo e Gás Natural são
denominados de setores de Jusante ou Downstream Sector.
Figura 5: Setores da Cadeia Produtiva do Gás Natural
Setor a Jusante ou
Downstream Sector
Setor a Montante ou
Upstream Sector
Exploração
Exploração
Pesquisa e
Perfuração
Produção
Produção
Aproveitamento do Gás
Transporte
Transporte
Evacuação
da Produção
Armazenagem
Armazenagem
Esquema de
modulação
que equilibre
Oferta e
Demanda
Distribuição
Distribuição
Distribuição
ao
Consumidor
Final
Fonte: Análise dos Autores
No Brasil, a comercialização de energia só pode ser realizada pelos produtores e
importadores, de acordo com a regulamentação dos órgãos federais. Ambos são
encarregados de conduzir a matéria-prima, dentro dos padrões exigidos, até os citygates das transportadoras.
Mediante a uma concessão da União, os produtores são os responsáveis pelas etapas de
exploração, extração e processamento do gás natural. Como as atividades de importação
e exportação também são de monopólio da União, os importadores precisam de uma
licença para atuarem neste segmento.
15
Figura 6: Cadeia Produtiva do Gás Natural – Esquema Resumo
Fonte: Gás e Energia: www.gaseenergia.com.br - Dezembro de 2002
Exploração
O primeiro passo na atividade de exploração do gás natural é a verificação de sua
existência através da condução de programas sísmicos nas bacias sedimentares para
pesquisa de reservatórios e rochas com capacidade de geração e armazenamento de
hidrocarbonetos. Caso o resultado da pesquisa seja positivo,
um novo poço será
perfurado para confirmar a existência de acumulação de hidrocarboneto. Após a
confirmação de acumulação, será necessário analisar a viabilidade econômica de
exploração através do teste de formação e avaliar a possibilidade de produção a partir
do poço. O ultimo estágio é desenvolver o reservatório através de novos poços e colocar
o campo de petróleo descoberto em produção.
16
Figura 7.1: Reserva Brasileira Provada de Gás Natural - (106 m³)
Reserva Provada
450,000
300,000
150,000
0
1999
2000
Terra
2001
2002
Mar
Fonte: Agência Nacional do Petróleo: www.anp.gov.br - Fevereiro de 2003
Figura 7.2: Reservas Brasileiras Totais de Gás Natural - (106 m³)
Reservas Totais
450,000
300,000
150,000
0
1999
2000
Terra
2001
2002
Mar
Fonte: Agência Nacional do Petróleo: www.anp.gov.br - Fevereiro de 2003
Produção
O gás natural, assim como o óleo cru, precisa ser tratado antes de ser vendido no
mercado. Utilizando os dados do reservatório como base, são estabelecidas as curvas
teóricas de produção e infra-estrutura para produção. Assim que o gás natural
(associado e não-associado) é retirado do reservatório, são separadas as partes líquidas
(água e hidrocarbonetos líquidos) e partículas sólidas (sujeira, resíduos de corrosão). Se
o teor de enxofre da amostra for excessivo, o gás também passará por unidades de
eliminação de enxofre. Após cumpridas estas etapas, o gás natural será transportado
para as unidades de processamento de gás natural (UPGN). Parte do gás natural extraído
17
pode ser usado para incremento da produção de óleo, através de métodos de
recuperação secundária (injeção de gás).
Nas UPGNs, o gás natural passa por outros estágios até estar pronto para
comercialização. Primeiro, o gás é desidratado para remover o vapor existente e passa
por um processo de absorção através de resfriamento ou turbo-expansão, separando as
frações mais pesadas para atender os requerimentos de mercado e do meio-ambiente. O
resultado final é a produção de gás natural residual (metano e etano), gás liquefeito
(propano e butano – também conhecido como gás de cozinha) e C5+ (gasolina natural –
transportadas para as refinarias para posterior processamento).
|Figura 8: Produção Total de Gás Natural no Brasil - (10³ m³)
18,000,000
12,000,000
6,000,000
1999
2000
2001
2002
Fonte: Agência Nacional do Petróleo: www.anp.gov.br - Fevereiro de 2003
Deduzindo-se da Produção Total os volumes destinados à reinjeção em poços de
petróleo, queima de gás natural e consumo próprio, chegamos à seguinte evolução do
volume de gás natural disponível:
18
Figura 9: Gás Natural Disponível no Brasil – Terra e Mar (10³ m³).
9,000,000
6,000,000
3,000,000
1999
2000
Mar
2001
2002
Terra
Fonte: Agência Nacional do Petróleo: www.anp.gov.br - Fevereiro de 2003
Transporte
No estado gasoso, o gás natural é transportado através de gasodutos de transporte ou em
casos excepcionais, em cilindros de alta pressão (por exemplo, gás natural comprimido).
No estado líquido, pode ser transportado por navio, barcaças e caminhões criogênicos a
–160ºC, tendo seu volume reduzido em 600 vezes para facilitar a armazenagem. No
ultimo caso, o gás deve ser re-vaporizado em equipamentos apropriados para viabilizar
a sua utilização.
Além dos gasodutos de transporte, existem os de transferência e de distribuição. Os
gasodutos de transferência são de uso particular do proprietário ou explorador das
facilidades, conduzindo a matéria-prima até o local de processamento ou utilização. De
forma semelhante, os gasodutos de distribuição levam o gás canalizado recebido das
transportadoras até os usuários finais.
A armazenagem do gás natural é realizada no próprio sistema de dutos de transporte e
sua capacidade varia de acordo do tamanho deste sistema. Quanto mais compacto este
sistema de dutos, menor a capacidade de armazenagem.
De acordo com a Agência Nacional do Petróleo - ANP, o transporte de gás natural
canalizado só pode ser realizado por empresas que não comercializam o produto, ou
seja, que não podem comprar ou vender GN, com exceção dos volumes necessários ao
19
consumo próprio. Desta forma, as transportadoras se responsabilizam exclusivamente
pelos serviços de transporte até os pontos de entrega.
Tabela 4: Malha de Escoamento de Gás Natural Nacional – Dutos de Transporte
Gasoduto
Guamaré - Cabo
Pilar - Cabo
Guamaré - Pecém
Atalaia - Catu
Santiago - Camaçari I
Santiago - Camaçari II
Candeias - Camaçari
Aratu - Camaçari
Lagoa Parda - Aracruz
Aracruz - Vitória
Serra - Viana
Cabiúnas - Reduc
Reduc - Regap
Reduc - Esvol
Esvol - Tevol
Esvol - São Paulo
RBPC - Capuava
RBPC - Comgás
Betim- Ibirité
Início de
Operação
1986
N/A
1998
1974
1975
1992
1981
1970
1983
1984
1997
1982
1996
1986
1986
1988
1993
1993
2002
Diâmetro Extensão Movimentação
(pol)
(km)
(mil m3/dia)
12
12
12 / 10
14
14
18
12
10
8
8
8
16
16
18
14
22
12
12
12
424
203.6
382
232
32
32
37
20
38
73.8
30
183
357
95.2
5.5
325.7
37
1.5
0.1288
841
N/A
92
1,051
816
1,353
376
73
634
461
69
7,402
824
3,207
630
2,017
108
1,028
Fonte: Agência Nacional do Petróleo: www.anp.gov.br - Fevereiro de 2003
Distribuição
A distribuição é o último estágio da cadeia, onde o gás alcança o consumidor em suas
residências, áreas comerciais e industriais (como matéria prima, combustível e redutor
de aço) ou setores automobilísticos. Neste estágio, o gás deve atender a padrões
estreitos de especificação e ser praticamente livre de contaminantes para evitar
problemas nos equipamentos em que será utilizado como combustível ou matéria-prima.
Sempre que necessário, o gás natural deve ser odorizado para simplificar a detecção em
caso de vazamento.
De acordo com a Constituição Federal e a Lei Nº 9.478, a distribuição de gás canalizado
com fins comerciais junto aos usuários finais é de exploração exclusiva dos Estados,
exercida diretamente ou através de concessões.
20
3
3.1
Estruturas Tradicionais de Formação de Preços
Situação de Monopólio
3.1.1 Introdução e Conceitos Básicos de Precificação
O petróleo é uma commodity negociada em bases mundiais e seu transporte é
relativamente fácil e barato. Por sua vez, o gás natural é uma fonte de energia de uso
praticamente regional, devido, basicamente, a seus elevados custos de transporte. Nos
países onde a indústria do gás natural ainda está amadurecendo, o mercado é regulado e
a produção de gás deve atender os requisitos estabelecidos nos contratos de
fornecimento, sem a flexibilidade que existe na comercialização do petróleo. Desta
forma, as relações entre os produtores e compradores de gás são mais próximas do que
no mercado de petróleo e derivados.
A natureza da precificação ao longo da cadeia é consideravelmente distinta entre
mercados competitivos de gás natural e situações de regulamentação e monopólio. Para
compreender como a competição interfere na precificação, e nos preços propriamente
ditos, é importante primeiro entender como funciona a precificação em monopólios de
gás natural.
Quando uma única empresa do setor de downstream conquista o direito de monopólio
sobre o transporte e venda do gás, a empresa pode a princípio determinar preços ao
usuário final com base nos custos da cadeia (ex: o custo de aquisição do gás mais uma
margem para os custos de operação e um retorno sobre o capital) ou com base nos
valores de mercado do gás em competição com outros combustíveis.
A última abordagem, por definição, envolve uma discriminação do preço de acordo com
os diferentes perfis de demanda dos usuários finais, o que determina suas alternativas
práticas para selecionar o combustível a ser empregado, assim como os custos de
utilização de outros combustíveis. Esta prática pode levar a significativas margens de
lucro, já que o netback value pode exceder bastante os custos de atender categorias
específicas de consumidores. Esta discriminação de preços inevitavelmente resulta em
subsídios entre diferentes categorias de consumidores, ou seja, a categoria que possui
21
menores custos de atendimento e que, por sua vez, gera maiores lucros, subsidia a
categoria que possui maiores custos de atendimento.
Freqüentemente, o governo ou autoridades reguladoras limita a extensão a qual as
empresas de gás podem aplicar a metodologia de netback value para precificação do gás
natural. Como conseqüência, empresas de monopólio de gás natural em vários países
aplicam um mix entre precificação baseada nos custos da cadeia e a abordagem netback
value.
3.1.2 Entendendo melhor Conceito do Netback Value
O princípio fundamental para composição dos preços do gás natural é o netback value,
ou seja, o preço do gás ao longo da cadeia é calculado a partir do preço que o gás deve
ser disponibilizado para o usuário final, que é estabelecido através de comparação com
o preço de outros energéticos regulados pelo governo. Para calcular este preço em cada
etapa da cadeia, são retirados todos os custos de distribuição, transmissão,
armazenagem do gás e impostos, mais um lucro razoável para as companhias
transmissoras e distribuidoras. No caso do Brasil o preço do gás natural deve chegar ao
usuário final com preços 10% inferiores ao óleo combustível. Desta forma, fica claro
que o netback value é um modelo de precificação característico de situações de
monopólio, já que a base para formação dos preços é um energético semelhante e
regulado pelo governo.
A precificação através do netback value garante um retorno mínimo para as empresas
envolvidas nesta indústria e consegue-se ganhar participação no mercado concorrendo
com outros combustíveis. Companhias distribuidoras e transmissoras de gás no mercado
internacional, normalmente, concordam com este princípio e, ao estabelecerem
contratos de longo prazo, determinam que o preço do gás deve seguir este fundamento.
A Figura 10 apresenta um exemplo de precificação em função do netback value,
detalhando todas as etapas de formação do preço a partir do usuário final até chegar ao
preço praticado pelo produtor. O preço 1 (P1) é calculado com base em energéticos
controlados pelo governo. No caso da Figura 10, o preço do gás natural ao usuário final
22
(P1) deve ser 10% inferior ao preço do óleo combustível. Para calcular o preço que o
distribuidor deve pagar por esse gás na fronteira (P2), retiram-se de P1 os custos da
distribuidora e uma margem razoável. O gás que é entregue ao distribuidor na fronteira
foi produzido em alguma localidade fora do país e transportado através de um gasoduto
desde o produtor até a fronteira. Assim, para calcular o preço do produtor (P3), retiramse de P2 os custos da transportadora e uma margem razoável. Desta forma, o preço do
produtor foi calculado partindo do preço ao usuário final e retirando-se todos os custos e
margens ao longo da cadeia, por isso a denominação netback value.
Figura 10: Netback Value - Ilustrativo
Fonte: Análise dos Autores
Em situações onde o monopólio ainda predomina e existe um número pequeno de
grandes fornecedores, a abordagem de netback value tornou-se a base tradicional pra a
precificação do gás ao longo da cadeia. O preço pago pela companhia de gás ao
produtor (doméstico ou estrangeiro) é negociado com base na média ponderada do
preço do gás considerando os diferentes valores de netback para cada segmento de
cliente. Existem a princípio três valores de netback a serem ponderados: os usuários de
gás natural existentes, os novos usuários de energia (ex. fábricas novas que estão sendo
construídas) e os usuários de óleo combustível existentes sem capacidade de queima de
gás (valor de mercado para os que teriam altos custos de substituição de combustível).
23
O preço negociado na fronteira vai corresponder a um nível que se situe entre o maior e
o menor valor de mercado, ponderado em função dos diferentes usuários finais. O
preço base normalmente é indexado ao preço de derivados de petróleo (óleo diesel, óleo
combustível) ou simplesmente atrelado ao preço do petróleo, para garantir que ao longo
do tempo de vida do contrato os preços vão efetivamente permanecer de acordo com
seus valores de mercado.
A Figura 11 apresenta um gráfico que ilustra como é feita esta ponderação do netback
value e o ajuste de margem dos fornecedores em função dos segmentos de cliente,
considerando o valor de mercado do gás natural.
Na primeira coluna estão os preços que os três principais segmentos de cliente estão
dispostos a pagar. Na segunda coluna estão discriminados os componentes de custo
total desde a produção até o transporte e distribuição ao usuário final.
O preço mínimo de venda do gás ao usuário final deve ser suficiente para cobrir todos
os custos da cadeia e garantir margem razoável para seus participantes. O preço máximo
de venda corresponde ao preço que o gás pode custar para não perder mercado..
Preços acima do patamar máximo significam que seria interessante aos atuais usuários
de gás natural a utilização de óleo combustível como energético base. (ex: conversão da
planta industrial de gás natural para óleo combustível). De forma análoga, preços abaixo
deste patamar máximo podem vir a ser atraentes tanto para os usuários atuais de gás
natural quanto para novos usuários de energia. A atratividade destes preços irá ser
diretamente proporcional a margem aplicada pelas companhias de transporte e
distribuição. Naturalmente, para conquistar novos consumidores de energia, necessita-se
de um preço mais competitivo do que para manter os usuários atuais.
Desta forma, uma política de preços interessante para a indústria do gás em
desenvolvimento é estabelecer um preço que cubra todos os custos e margens da cadeia
(acima do nível mínimo) e que seja abaixo do nível necessário para atrair novos
clientes.
24
Figura 11: Netback Value x Mercado
NetBack Value x Mercado
$/Btu
Preço Máximo de Venda do GN
Área ideal para um
mercado em
desenvolvimento
Maior atratividade
para novos
usuários
Atuais
Usuários de
Gás Natural
Margem de Acordo com Política de Preços
das cias. de Transporte e Distribuição
Novos
Usuários
de Energia
Preço Mínimo de Venda do GN
Impostos e Custos
Agregados do GN
Custo de Transporte
e Distribuição do GN
Atuais
Usuários
de Óleo
Combustível
Custo Base do GN
Expectativa
do Mercado
Custos do
Gás Natural
Fonte: Adaptada de International Energy Agency : www.iea.org – Novembro de
2002
Com o desenvolvimento da industria do gás natural é possível que os preços praticados
sejam suficientemente altos para garantir retorno aos investidores e ainda assim se
situem na faixa necessária para fazer com que usuários de óleo combustível invistam em
tecnologias de conversão para gás natural.
O entendimento dos fatores mencionados acima é de suma importância para que o gás
natural seja competitivo quando comparado aos demais combustíveis e garanta
participação significativa na matriz energética do país.
Em conjunto com os conceitos de netback value é fundamental a compreensão de como
funcionam os contratos de gás na situação de monopólio, para que possamos analisar e
entender as modificações que a competitividade poderia trazer para a indústria de gás
natural.
25
Os contratos de gás natural são distintos dos contratos de óleo. Ao contrário destes, o
gás não é negociado como uma commodity em bases mundiais mas sim, possui seu
preço dependente de paramétricas de reajuste e composição de preço de contratos de
longo prazo.
Tendo em vista proteger o produtor e o consumidor de gás (que não corre risco de
passar por problemas de abastecimento), os contratos realizados entre os players da
cadeia são do tipo “take or pay”. Isso significa que as quantidades de gás natural
acordadas no contrato deverão ser pagas ao fornecedor independente da retirada do
produto, ou seja, se houver uma queda na demanda por gás natural e o distribuidor não
necessitar do volume de gás contratado, ainda assim ele precisará pagar por esta
incerteza.
Vale ressaltar que, atualmente, cerca de 85% do gás consumido no Brasil é produzido
localmente. Em muitos casos, por falta de compradores, significativos volumes de gás
são simplesmente queimados nos flares dos poços de produção.
3.1.3 Fatores que justificam o Monopólio
Um investimento desta natureza é percebido pela maioria dos investidores como sendo
de alto risco, em termos de custos de infra-estrutura e potencial de mercado. Dados os
altos investimentos iniciais e também os elevados custos marginais, o financiamento
geralmente procura garantias sobre a utilização dos gasodutos no longo prazo. Estas
garantias são normalmente possíveis devido a uma combinação de contratos de longo
prazo com grandes consumidores, como plantas termelétricas, e concessões regionais de
monopólio sobre o fornecimento de gás natural (algumas vezes o país inteiro).
Uma empresa de monopólio de transporte de gás natural é geralmente capaz de
conseguir contratos, pelo menos em mercados industriais não regulados, se a empresa
for capaz de estabelecer os preços de gás com base em combustíveis concorrentes para
cada segmento de mercado. Esse tipo de determinação gera preços em média superiores
do que os praticados em mercados competitivos.
26
O preço médio mais elevado pago pelo gás quando comparado aos preços de um
mercado competitivo é justificado pelo benefício externo de disponibilizar ao país uma
boa diversificação dos energéticos fornecidos. O valor desta diversidade, no entanto, é
difícil de mensurar.
Na prática, os governos que buscam promover o desenvolvimento estimulado das infraestruturas de gás natural podem também fazer uso de taxação de energia para dar ao gás
natural vantagem competitiva sobre os demais combustíveis.
Figura 12: Fatores que Justificam o Monopólio
Altos
Altos Custos
Custos
de
de
Infra-Estrutura
Infra-Estrutura
Incerteza
Incerteza
do
do
Mercado
Mercado
Instabilidade
Instabilidade
em
emRelação
Relaçãoaa
Regulamentação
Regulamentação
Ri
Riscos
scos
Inerentes
Inerentes
ao
ao Projeto
Projeto
Investimento de Alto Risco
Fase de Estruturação do
Mercado
Monopólio Natural
ƒ Exclusividade de um player no mercado para assegurar volume de vendas
ƒ Garantias sobre a utilização da infra-estrutura no longo prazo para justif icar os investimentos
ƒ Taxação de energia para dar ao gás natural vantagem competitiva sobre os demais
combustíveis
Fonte: Análise dos Autores
3.2
Condição de Competição
Ao contrário do monopólio, recém descrito neste estudo, o estado de competição tende a
ser desenvolvido em mercados mais maduros e evoluídos. Isto ocorre uma vez que
nestes mercados, o grande montante requerido inicialmente em investimentos de infraestrutura já foi naturalmente depreciado e em conseqüência disto, tanto os custos
marginais de produção quanto os riscos inerentes à indústria puderam ser reduzidos
drasticamente. A partir deste momento, os investimentos neste mercado passam a obter
um maior retorno e devido a isto, torna-se viável a entrada de novos “players” na
indústria de gás natural, caracterizando a condição de competição. (WEBB, CHRIS,
1999)
27
Tanto a estrutura quanto a dinâmica do mercado competitivo são completamente
distintas do mercado monopolista. No monopólio não se percebe qualquer incentivo
para que os agentes da cadeia minimizem seus custos ou maximizem suas performances
de modo a diminuir os preços ou melhor servir os consumidores finais. Já na condição
de competição, todos ao participantes da cadeia produtiva são naturalmente obrigados a
perseguir tais melhorias caso contrário, sua sobrevivência no negócio torna-se
impossível. Isto ocorre uma vez que os consumidores finais podem escolher seus
fornecedores e naturalmente tenderão a procurar vantagens competitivas entre eles. Este
processo de busca pela melhoria contínua tende a incrementar cada vez mais a estrutura
competitiva do mercado. A medida que novos “entrantes” são percebidos, o mercado se
torna mais complexo, novas formas de competição e abordagens comerciais são
desenvolvidas e um novo ponto de equilíbrio entre as forças atuantes é buscado.
Figura 13: Condição de Competição e o Equilíbrio de Mercado
Condição de Competição e o Equilíbrio de Mercado
Como o equilíbrio será mantido?
Oferta
Oferta
Melhor Equilíbrio
Demanda
Demanda
Efeito
Margens de
Lucro
o
çã
nta
e
lam
gu
Re
Preços
Preços
& Margens
Margens
Causa
Causa
BALANÇA
OU
EQUILÍBRIO
Competição
Efeito
Competição
Fonte: Análise dos Autores
3.2.1 Modelos de Competição
Os modelos de competição são responsáveis por tornar o preço do commodity gás
natural extremamente concorrido, possibilitando a execução de contratos diversificados
e mais vantajosos para o consumidor final. Tais modelos são pautados na existência de
um centro de comercialização, que é responsável pela determinação do preço do
commodity a partir das ofertas dos diferentes produtores que atendem a determinada
região (mercado spot). Além disso, no estado de competição é esperado que todos
combustíveis tenham seu preço livre do controle governamental o que viabiliza também
a concorrência inter-energética. Outra característica importante deste mercado
28
competitivo é o fato da tarifa de transporte ser cobrada de forma proporcional à
distância, ao contrário da tarifa postal utilizada no monopólio.
Os vários tipos de mercados competitivos existentes no mundo podem ser divididos em
dois grandes modelos: o de “Competição Duto-Duto” e o de “Competição Livre
Acesso”.
O primeiro deles é percebido quando duas ou mais empresas responsáveis por
gasodutos competem no mesmo mercado regional. Estas empresas têm como alvo de
vendas os grandes consumidores industriais e as companhias locais de distribuição. Este
modelo é considerado bem mais limitado haja vista que seus consumidores geralmente
compram o gás através de contratos de longo prazo, o dificulta a dinâmica de
competição. Esta estrutura competitiva encontra-se atualmente em vigor na Alemanha.
Já o segundo modelo, representa o real mercado competitivo pois baseia-se no livre
acesso de terceiros aos dutos, tendo estes apenas que controlar os serviços de transporte.
Este modelo mais avançado, ainda pode ser dividido em dois níveis: o nível de
Competição Total e o nível de Competição no Atacado. O nível de Competição Total
representa o modelo alcançado até o momento apenas pelo Reino Unido e denota a total
independência entre o transporte e venda do gás natural seguido do livre acesso
expandido até mesmo para as linhas de distribuição locais. O nível de Competição no
Atacado representa um estágio intermediário entre a Competição Duto-Duto e a
Competição Total. Este nível de competição vem sendo exercido por vários países como
Estados Unidos, Canada, Austrália e Argentina.
Todos este modelos e níveis de competição recém citados representam naturais estágios
de desenvolvimento de um mercado de gás natural. Na Figura 14 a seguir, pode-se
perceber as principais características dos mercados desde seu modelo monopolista até
sua total maturação.
29
Figura 14: Estágios Tradicionais de Desenvolvimento da Competição
Estágios Tradicionais de Desenvolvimento da Competição
Monopólio
Monopólio
ƒ Linhas de transmissão e
distribuição controladas e
livres de competição
ƒ Existência da Obrigação de
Fornecimento
ƒ Preço de Venda Regulado
Competição
Competição
Duto-Duto
Duto-Duto
ƒ Possibilidade de
competição a partir da
construção de novos dutos
de transmissão
ƒ Vendas diretas para
grandes consumidores e
distribuidores locais
ƒ Preço de Venda Regulado
Competição
Competição
No
No Atacado
Atacado
ƒ Livre Acesso às linhas de
Transmissão
ƒ Transportes
independentes das vendas
de gás das cias detentoras
de gasodutos
ƒ Principalmente Grandes
Consumidores e
Distribuidores Locais
podem optar entre
fornecedores
ƒ Controle de Preço
Inexistente na Venda do
Gás
Competição
Competição
Total
Total
ƒ Livre Acesso às linhas de
Transmissão e de
Distribuição
ƒ Transportes e Vendas
independentes em todos os
níveis da cadeia
ƒ Pequenos Consumidores
Finais livres para escolher
seus Fornecedores
ƒ Controle de Preço
Inexistente na Venda do
Gás
Fonte: International Energy Agency: www.iea.org – Dezembro de 2002
O mercado brasileiro de GN pode ser descrito como incipiente, função da sua baixa
penetração na matriz energética e da pequena extensão dos gasodutos em um país de
dimensões continentais. A análise de sua regulação deve ter este ponto presente como
pano de fundo, relativizando as comparações com países onde tal indústria é mais
desenvolvida, ressaltando a necessidade de conceder incentivos para atrair agentes para
o setor. A indústria do gás natural no Brasil ainda apresenta um modelo monopolista
com algumas poucas características de competição.
3.2.2 Determinação de Preços
As estruturas de formação de preços variam naturalmente com o grau de complexidade
e maturidade dos modelos de competição. Quanto mais evoluído se demonstra o
mercado, mais dinâmica passa a ser sua estrutura de formação de preços e mais instável
o equilíbrio entre demanda e oferta de gás natural.
No modelo de competição mais simples, ou seja, na Competição Duto-Duto, o fator
determinante na formação dos preços é a capacidade dos consumidores finais de trocar
30
de companhias transmissoras, uma vez que este é o único fator de competição deste
modelo. Por ser um modelo bastante simples e limitado no tocante a competitividade, os
fornecedores acabam por perseguir o sistema Netback Value Price do monopólio
entretanto, a pequena ameaça de competição faz com que diminuam suas margens e se
preocupem com a entrada de novos “players” com vantagens competitivas para o
consumidor final.
Nos modelos de Competição Livre Acesso a determinação dos preços se dá de forma
bastante dinâmica e baseada exclusivamente na interação da oferta e demanda,
representadas respectivamente pelos interesses dos fornecedores e consumidores finais.
Uma vez que no Livre Acesso, ao contrário do monopólio, só existe um preço para o
commodity por região, a diferença de preços entre diferentes localidades deve ser
representada apenas pelo custo de transporte entre estas. Assim sendo, o preço cobrado
ao consumidor final será representado pela quantia estipulada para o commodity nos
centros de comercialização, acrescida dos custos de transporte, distribuição e quaisquer
outros serviços a depender da localização do consumidor. Vale ressaltar, que nos
modelos de Competição no Atacado, as parcelas referentes a distribuição não se
encontram livres a competição e são estipuladas de acordo com a política de preços das
Distribuidoras Locais que são controladas por órgão reguladores do governo.
No curto prazo a curva da demanda por gás natural sofre a influência dos seguintes
fatores:
ƒ
Necessidade sazonal de utilização de gás por parte do consumidor residencial e
pequeno consumidor. Esta demanda é geralmente determinada pelo clima.
ƒ
Necessidade de utilização de gás para o uso em termelétricas seja devido a um
grande pico de demanda ou por falta de capacidade de geração e energia elétrica
a partir de outras usinas independentes do gás natural.
ƒ
Capacidade dos consumidores de alternar ou até mesmo trocar o gás natural por
outros energéticos combustíveis. Em geral os consumidores não possuem esta
habilidade no curto prazo, entretanto, grandes consumidores já começam a
apresentar esta possibilidade de alternar a alimentação de suas plantas de
processo.
31
ƒ
Fatores geológicos e geográficos que determinem a facilidade e potencialidade
de produção ou aquisição do energético.
Já o lado da oferta, os seguintes fatores são observados:
ƒ
Política de produção dos produtores, que pode estimular o incremento da
produção ou visar o atraso da mesma a partir de estratégias econômicas;
ƒ
Interesse dos fornecedores em estocar o gás natural de modo a aproveitar um
previsto aumento da demanda ou qualquer outra possibilidade de aumento dos
preços.
A Figura 15 a seguir mostra uma curva genérica de equilíbrio para o curto prazo.
Apesar de suas formas variarem sensivelmente dependendo das características
particulares da demanda e oferta do país onde é aplicada, as reações básica de preço e
quantidade se mantém aplicáveis para todos os casos.
Figura 15: Relações Demanda x Oferta
Relações Demanda x Oferta
Preço
S2
S1
P4
P3
P2
P1
D2
D1
Q2
Q1 Q4
Q3
Quantidade
Fonte : International Energy Agency: www.iea.org – Dezembro de 2002
32
Com base na Figura 15 podemos analisar as reações básicas da demanda e oferta a partir
de mudanças súbitas de uma das partes:
A queda repentina na oferta de gás representada pela movimentação da curva de oferta
de S1 para S2 causa um aumento do preço do gás de P1 para P2 a partir de uma redução
da quantidade de equilíbrio de Q1 para Q2.
Um exemplo desta movimentação demanda - oferta pode ser facilmente exemplificada
pela extinção de um campo de gás ou uma alteração na política de produção que
determine a diminuição do nível de produção para o gás natural. Qualquer uma destas
ocorrências, que naturalmente implicariam na queda de produção de gás no curto prazo,
atingiriam de forma semelhante o equilíbrio do mercado.
Um aumento repentino da demanda representado pela movimentação da curva de
demanda de D1 para D2 na curva de oferta S1 causaria um aumento não somente das
quantidades atendidas (alteração de Q1 para Q3) mas também dos preços exercidos
(alteração de P1 para P3).
Esta movimentação poderia ser percebida em ocasiões onde os preços de energéticos
concorrentes com o gás natural têm seus preços drasticamente elevados ou ainda
quando ocorre uma fase de estiagem das chuvas e as usinas hidrelétricas têm sua
demanda direcionada para as usinas termelétricas. Em ambos os casos, ocorre um súbito
aumento da demanda por gás natural com conseqüências semelhantes para o equilíbrio
entre oferta e demanda.
No longo prazo, a determinação dos preços torna-se dependente de uma série de fatores
de difícil mensuração mas que se mostram fundamentais para o desenvolvimento do
mercado de gás natural.
O lado da oferta, que compreende as fases de exploração, produção, operação e
manutenção, depende dos seguintes fatores:
33
ƒ
Potencialidades geológicas e geográficas (desenvolvimento de reservas,
possibilidades de produção e importação, chances de produção de gás associado
e etc) ;
ƒ
Estado e previsões de desenvolvimento da tecnologia utilizada em todas as
partes da cadeia produtiva;
ƒ
Eficiência organizacional que engloba desde a gestão dos projetos até a
produtividade dos poços e relacionamento com os demais agentes da cadeia.
Já a definição da demanda por gás natural é definida, no longo prazo, a partir dos
seguintes parâmetros:
ƒ
Previsões do crescimento econômico;
ƒ
Desenvolvimento do mercado de gás natural;
ƒ
Políticas e conseqüentes preços dos energéticos concorrentes;
ƒ
Evolução da tecnologia utilizada pelo consumidor final, que pode ser
determinante no grau de estímulo a utilização do gás natural.
3.2.3 Regulação Governamental
O papel do governo ou órgão regulador é de suma importância não somente para ditar
as regras do mercado competitivo, mas para viabilizá-lo e desenvolvê-lo incentivando a
entrada de novos competidores na cadeia produtiva e conseqüentemente forçando uma
melhor gestão destas empresas para desenvolver o mercado e beneficiar o consumidor
final.
Principalmente no início da adoção de um sistema competitivo, a presença e atuação do
órgão regulador é vital. Mesmo com a adoção do livre acesso é natural que em um
primeiro instante, tanto produtores quanto os fornecedores externos evitem o contato e
negociação direta com o consumidor final por se sentirem acuados pela ameaça de
terem que exercer preços mais baixos e serem obrigados a recalcular suas margens. Esta
fase de transição para o modelo competitivo é um dos momentos onde se faz
extremamente necessária a atuação firme de um regulador, estimulando a entrada de
novos agentes e coibindo possíveis posicionamentos monopolistas por parte dos
fornecedores.
34
Após esta fase de transição, independente do modelo adotado ou do nível de competição
em exercício nos mercados de gás natural, sempre haverá a necessidade de
regulamentações por parte dos órgãos governamentais. Tais regulamentações se fazem
fundamentais principalmente quando se trata das seguintes questões:
Monopólios Naturais – A condição de competição é geralmente aplicada única e
exclusivamente ao fornecimento de gás como um commodity e raramente ao seu
transporte ou serviços a este relacionados. Mesmo em um mercado competitivo, a
tendência é que sempre haja um elemento de monopólio caracterizado pela etapa de
distribuição uma vez que, devido a características de economia de escala, não se torna
economicamente viável a introdução de novos agentes nesta fase da cadeia produtiva.
Caracterizado este monopólio natural, o governo tem o dever de regular e controlar a
ação deste agente de modo a prevenir abusos a partir desta posição privilegiada. Outra
fator importante que é muitas vezes controlado por órgão reguladores é o grau de
estocagem realizado. Esta atividade é de suma importância para a regulação do preço e
conseqüente estímulo e desenvolvimento do mercado.
Segurança do Fornecedor – O órgão regulador deve atuar também na gestão dos riscos
que atingem os fornecedores. Nas atividades destes agentes impactam basicamente os
riscos de curto e longo prazo, que contemplam as variáveis responsáveis por equilibrar a
oferta e a demanda em diferentes fases de seus projetos.
Comportamento dos Players – É responsabilidade dos órgãos reguladores, controlar não
somente o nível de concentração de mercado mas também os posicionamentos e
estratégias de marketing de cada agente do mercado. Quanto mais insipientes os
mercados de gás, mais necessário se faz este controle, de modo a evitar a estipulação de
preços predatórios e posicionamentos que impeçam o desenvolvimento do mercado
competitivo.
Proteção do Consumidor – É de suma importância que principalmente os pequenos
consumidores e consumidores residenciais, que possuem naturalmente um menor poder
de barganha, tenham suas posições e anseios defendidos pelo governo ou órgão
regulador.
35
3.2.4 Conseqüências da Competição e Tendências
Com a adoção dos modelos competitivos, principalmente daqueles baseados no livre
acesso, várias mudanças tendem a ocorrer na estrutura do mercado de gás natural.
A independência do fornecimento do gás em relação ao transporte, seguida da total
eliminação do controle sobre os preços, revolucionou todas as relações comerciais
existentes na cadeia produtiva. As principais conseqüências da introdução deste
parâmetros foram as seguintes:
Execução de Contratos Menores – Devido principalmente a pressões por parte dos
compradores de gás, os contratos tem diminuído seu tempo de duração em prol de uma
maior flexibilidade e maior capacidade de negociação com a variação da demanda ou
oferta.
Enfraquecimento dos Contratos Take-or-Pay – Com o desenvolvimento e dinamismo
do mercado e natural diminuição dos prazos contratuais, é conseqüência natural que os
contratos de take-or-pay, principalmente os de médio e longo prazo, caiam em desuso.
É bastante coerente que, em um mercado dinâmico, se evite as previsões do longo prazo
e mais ainda as penalidades de uma estimativa com pouca acurácia (como ocorre nos
contratos take-or-pay).
Evolução dos Mercados Spot e Mercados Futuros – Uma vez que o mercado de gás
encontra-se suficientemente desenvolvido, este deve procurar formas dinâmicas e
práticas de negociar seu energético. Os mercados Spot e de Futuros são uma excelente
opção, uma vez que além de dinâmicos apresentam-se como bons instrumentos de
gerenciamento de riscos.
Evolução da Indexação de Preços com base no Preço Spot e Futuro – A utilização dos
mercados Spot e de Futuros é muito importante para o mercado de gás não apenas por
promover um grande volume de vendas mas também por representar a tendência
mundial de indexação de preços no médio e longo prazo.
36
Toda esta alteração que a introdução dos modelos competitivos causaram nos mercados
trouxe melhorias diretas tanto para as formas de relações comerciais quanto para as
gestões internas de cada agente participante da indústria do gás natural.
A partir do estado de competição e decorrente busca pela melhoria gerencial, o mercado
pode observar:
ƒ
A grande diversificação da gama de serviços disponíveis aos consumidores;
ƒ
O grande aumento no número e complexidade de transações efetuadas;
ƒ
O pesado acréscimo nos montantes aplicados em tecnologia,
ƒ
A grande evolução da eficiência dos agentes do mercado, tanto em suas gestões
financeiras quanto no controle dos riscos e produtividade de seus projetos;
ƒ
A evolução das relações comerciais e organizacionais que desenvolveram
naturalmente novas formas de contratos e estruturação de preços.
Não obstante, analisando a experiências de países desenvolvidos que já introduziram a
competição em seus mercados e puderam observar durante cerca de dez anos a queda
dos preços ao consumidor final e as melhorias dos serviços a estes prestados, pode-se
perceber as vantagens oferecidas pela competição.
Com base nestes dados e na análise fundamental dos possíveis modelos estruturais,
consegue-se concluir que a melhor opção para o desenvolvimento de um mercado eficaz
de gás natural deve ser pautada em um ambiente de concorrência onde, cada vez mais,
deve ser buscada a competição entre os agentes da cadeia. Com isso, não somente será
possível o desenvolvimento dos agentes da indústria, com novas oportunidades para
todos os níveis de consumidores, mas também, a
consolidação um mercado que
representa um grande potencial econômico para qualquer país.
37
4
4.1
Análise de Precificação do Gás Natural : Caso Brasil
Caracterização do Mercado
O Brasil é considerado a demanda chave da região conhecida como Cone Sul que é
formada além do Brasil, pelos paises Chile, Argentina, Bolívia, Uruguai e Paraguai. O
sudeste brasileiro representa a maior demanda potencial de gás natural desta região,
com níveis esperados de mais de 1,9 bilhão de pés cúbicos (Bcf) por dia em 2010. Este
volume responderia por 30% de toda a demanda estimada do Cone Sul.
4.2
Estágio de Desenvolvimento
O Cone Sul detém um potencial mercado de gás natural, entretanto este não pode nem
poderá ser aproveitado a não ser que o mercado do sudeste brasileiro se desenvolva e
seja economicamente acessado pelos inúmeros distribuidores regionais.
Na região do Cone Sul, a Argentina e a Bolívia caracterizam-se como áreas potenciais
de fornecimento uma vez que possuem excedente de gás natural. Porém, existem alguns
fatores que inviabilizam o acesso eficaz de fornecedores de gás natural ao mercado
brasileiro.
O primeiro fator, determinante para o estado incipiente do mercado, é o lento
crescimento da demanda no setor de energia. Esse setor é bastante representativo na
demanda total do mercado, representando cerca de 40% da demanda total de gás natural
no sudeste brasileiro. Entretanto, devido à inexistência de significativos estímulos seja
na regulamentação atual ou ainda nos planos federias de desenvolvimento energético, o
setor vem se desenvolvendo muito lentamente no país. O programa emergencial,
desenvolvido no recente momento de crise energética devido ao risco eminente de falta
de energia elétrica, planejava construir novas usinas termelétricas movidas a gás com
capacidade para cerca de 10.000 megawatts, no entanto hoje apenas cerca de 5.000
megawatts tiveram suas obras iniciadas.
A Tabela 5 a seguir mostra a representatividade do volume em construção versus o
volume total aprovado pelo Plano Prioritário de Termoeletricidade (PPT) em 1999.
38
Tabela 5: Termelétricas Autorizadas pela ANEEL
Termelétricas Autorizadas pela ANEEL
Planejadas para Iniciar Operação até 2006
Usinas do PPT
Quantidade
28
Potência (MW)
11.701
Obras já Iniciadas em Abril de 2003
Usinas do PPT
Quantidade
13
Potência (MW)
5.653
Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica: www.aneel.org.br – Maio de 2003
Entretanto, apesar do ainda lento crescimento da demanda no setor mais expressivo que
seria este representado pelos grandes clientes (termoelétricas e grandes empresas
consumidoras de energia) existem setores menos representativos que vem apresentando
considerável crescimento de consumo. Dentre eles vale a pena ressaltar o incremento da
utilização do gás natural em plantas industriais, substituindo outros energéticos como o
óleo combustível e o diesel. Outra fatia que têm crescido bastante e representado
relativo aumento da demanda de gás é o mercado de GNV (Gás Natural Veicular) que
vem apresentando-se como potencial substituto da gasolina. Mercado de GNV cresceu
cerca de 40% no último ano e conta hoje com 586 postos autorizados em todo país e
garantindo um consumo de cerca de 50 milhões de metros cúbicos por mês.
O segundo e mais complicado fator que determina o estágio desenvolvimento do
mercado brasileiro é o difícil e restrito acesso ao mercado. Apesar de haver regras que
determinam o livre acesso, estas ainda não foram implementadas em sua totalidade. Tal
fato, combinado a uma regulamentação inadequada, porém regente no Cone Sul, faz
com que poucos investidores dominem o mercado. Com base nos conceitos e
características do modelo de monopólio demonstrados no capítulo anterior pode-se
compreender facilmente porque a Petrobras é o grande investidor dominante do
mercado nacional. É este grande investidor que domina grande parte dos contratos de
longo prazo e possui a maioria dos dutos. Não obstante, a existência de um preço único
para todas as regiões servidas pelo gasoduto Brasil-Bolívia reforça a condição da
Petrobras como transportadora dominante.
39
Essa forte relação existente entre o investidor dominante (Petrobras) e o maior
fornecedor externo aliada à falta de estímulo por parte do governo e demanda incipiente
fazem com que o risco para novos investidores seja elevado a níveis inaceitáveis. Esta
situação acaba por limitar a viabilidade de aportes de capital apenas aos investidores já
existentes.
Outra conseqüência deste panorama pouco competitivo devido à inviável e pouco
estimulada entrada de novos fornecedores no mercado é o fato de muitas vezes o país
ser forçado a arcar com os preços elevados nos seus contratos take or pay. Devido a
problemas na definição dos preços dos contratos de longo prazo, por muitas vezes o
preço por este exigido encontra-se acima daquele exercido na maioria dos mercados
mundiais. Devido à falta de competição o país acaba tendo que comprar o gás natural a
um preço muito elevado.
Atualmente o Brasil vem passando por este problema e como conseqüência boa parte do
país vem tendo que pagar preços extremamente altos pela aquisição do gás natural. Essa
situação ocorre devido a problemas na definição da paramétrica de preços do contrato
do gasoduto Brasil-Bolívia que acarretou um aumento irreal do preço do energético
depois da desvalorização do real e variação do preço do barril de petróleo. O impacto
deste problema na economia é bastante grande, pois força as empresas localizadas na
região sul a pagarem cerca de 85% a mais que as da região nordeste (o nordeste que
consome o gás nacional ao invés daquele importado da Bolívia). Como conseqüência
disto, existe a possibilidade da Petrobras ser obrigada a renegociar os preços do gás
boliviano ou até mesmo retomar a construção do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre. As
evidências mostram que a situação atual de preços altos dificulta ainda mais o
desenvolvimento da demanda de gás e o conseqüente amadurecimento do mercado.
O processo necessário para a mudança da conjuntura de imaturidade do mercado é
bastante lento principalmente se forem consideradas as condições político-econômicas
do país. Entretanto se as questões regulatórias forem definidas nos setores de energia
elétrica e de gás no Brasil, o mercado regional poderá se desenvolver tornando-se muito
competitivo. Por hora, as empresas do mercado e potencial investidores deverão
reconhecer que a curto e médio prazo estarão operando num mercado com imperfeições
40
significativas. Uma das imperfeições atuais que mais impactam a dinâmica do mercado
é o preço.
4.3
Estrutura de Preços
Como já foi citado algumas vezes, o mercado brasileiro e conseqüentemente o mercado
do Cone Sul estão bastante longe de alcançar o modelo competitivo atacadista.
Atualmente o desafio é representado por preços contratuais bastante inflexíveis. Esse
fato faz com que a dinâmica de preços deste mercado seja mais influenciada por
regulamentações e contratos do que por variações mercadológicas de oferta e demanda.
Vale ressaltar que a evolução do preço do gás no Brasil tem efeito substancial nos
limites e oportunidades para a indústria de toda a região do Cone Sul. (ALMEIDA,
EDMAR e CARMEN, ALVEAL, 2001)
O preço do gás brasileiro tem sido ditado pelo governo federal por regras estabelecidas,
incluindo preço de venda a atacado para empresas de distribuição local e mecanismos
de preço de gás para um número restrito de usinas termoelétricas.
O gás natural brasileiro possui, nos dias de hoje, três preços distintos: o preço do gás
doméstico, o preço do gás importado da Bolívia e o preço do gás utilizado na geração de
energia.
O preço de gás natural com a finalidade de geração de energia elétrica tem sido bastante
polêmico e discutido ultimamente. A grande questão é baseada no fato de que o
fornecimento de gás oriundo da Bolívia é cotado em dólares enquanto a tarifa nacional
de eletricidade é cotada em reais. A partir da escassez de energia elétrica no país, o
governo federal fixou um preço especial para a geração de gás combustível de modo a
acelerar os investimentos em usinas termoelétricas. No caso das termelétricas constantes
do PPT – Plano Prioritário de Termeletricidade, há uma portaria do MME, n° 176, que
define o preço do gás em US$ 2,581/milhão de BTU, acrescido das margens da
distribuidora. Por um instrumento deste tipo, a distribuidora paga ao carregador o preço
de US$ 2,581/milhão de BTU, e a termelétrica paga à distribuidora este valor acrescido
das tarifas de distribuição.
41
Com esta medida, a Petrobras passou a assumir o risco moeda para o fornecimento de
gás natural importado e irá transferi-lo aos proprietários de termoelétricas no momento
de reajuste da tarifa de eletricidade.
No intervalo contido entre os anos de 1999 e o início de 2001 o preço do gás boliviano
esteve abaixo do preço do óleo combustível (óleo combustível 1A, 2,5% de enxofre)
entretanto, desde março de 2001 a desvalorização da moeda brasileira fez com que a
diferença entre estes combustíveis fosse diminuindo. Nesta época o combustível
residual custava cerca de US$ 3,30 por MMBtu enquanto o gás boliviano (commodity +
transporte) na citygate custava aproximadamente US$ 3,33 por MMBtu.
Não obstante a este fato, a Petrobras é o principal fornecedor de óleo combustível e,
com o objetivo de otimizar sua estrutura de refino, mantém seu mercado fornecendo um
óleo com alto teor de enxofre e por isso com desconto na tarifa. Essa necessidade de
fornecimento de óleo com alto teor de enxofre é conseqüência do óleo cru bastante
pesado que é produzido pelo país e que acaba por sobrecarregar a estrutura de refino. O
tratamento deste óleo de baixo grau API resulta em subprodutos mais pesados e com
maiores graus de enxofre, daí o desconto em sua tarifa final.
Esta evolução de queda no diferencial de preço entre gás natural e óleo combustível
pode ser observado no gráfico que se segue e tende a provocar uma grande pressão
sobre o preço final do gás principalmente no mercado do sudeste brasileiro, de onde
surge a maior demanda de gás para instalações que objetivam a substituição do óleo
combustível.
42
US$ per MMBtu
Figura 16: Brasil: Preços do Gás Natural e do Óleo Combustível
Fonte: Cambridge Energy Research Associates: www.cera.com – Agosto de 2002
Vale ressaltar que os preços potenciais praticados no mercado brasileiro tendem a se
enquadrar na seguinte variação:
Preço Piso – preço netback do gás boliviano acrescido dos custos de transporte e
distribuição
Preço Teto – óleo combustível 1A com 2,5% de enxofre.
Esse intervalo se faz possível devido ao fato do o uso da capacidade do gasoduto da BtB
estar sujeito a uma regra de preço do tipo postal, ou seja, todos os consumidores pagam
o mesmo preço ao longo do gasoduto, independentemente de sua distância até a fonte
do gás.
A partir das características citadas neste trabalho pode-se concluir que o Brasil não se
encaixa em nenhum dos modelos tradicionais de formação de preços. Apesar do peso da
estrutura monopolista ainda ser preponderante, já existem algumas características que
43
apontam para uma possível realidade de competição no longo prazo. As características
mais determinantes do modelo híbrido vivido atualmente pelo Brasil são as seguintes:
Características de Modelo Monopolista:
ƒ
Mercado, apesar de potencial, pouco maduro;
ƒ
Contratos Take or Pay de Longo Prazo (Net Back Value);
ƒ
Nenhuma flexibilidade na negociação de preços;
ƒ
Inexistência de mercados spot ou futuro;
ƒ
Presença de uma grande investidor dominante;
ƒ
Elevado risco para novos entrantes;
Características de Modelo Competitivo:
ƒ
Preço dos energéticos flutuantes, ou seja, sem controle governamental;
ƒ
Apesar de ainda não implementadas, existência de regras que determinam o livre
acesso;
ƒ
Preocupação com o estímulo ao aumento da demanda de gás.
44
5
Conclusão
O objetivo deste trabalho foi caracterizar o mercado de gás natural no Brasil e no
mundo focando-se na análise de sua estrutura de formação de preços.
Conforme citado ao longo do estudo, o Brasil é um mercado de gás natural de extremo
potencial, entretanto encontra-se ainda em um estágio pouco desenvolvido e bastante
desalinhado com os modelos mais maduros do mundo.
A atual estrutura de monopólio que configura a indústria de gás natural no Brasil
impede a caracterização de um preço de referência dado pelo mercado, sugerindo um
modelo de preços regulados, pela determinação de um limite máximo. Os princípios
gerais da regulação de preços dos mercados de gás natural são quase sempre os mesmos
em quase todos os países: estimular a concorrência, promover o crescimento da
indústria e, principalmente, garantir proteção adequada ao consumidor final, tendo
sempre em conta que algumas fases da cadeia constituem monopólios naturais.
Figura 17: Bases para Direcionamento do Mercado para a Competição
Bases para Direcionamento do Mercado para a Competição
Concorrência
Crescimento
Proteção ao
Consumidor
ƒ Estimular a concorrência,
ƒ Promover o crescimento da indústria
ƒ Garantir proteção adequada ao consumidor final
Fonte: Análise dos Autores
A evolução do mercado de gás natural no Brasil requer ações mais agressivas de modo a
estimular a competição e o conseqüente fornecimento de gás a baixo custo.
45
A primeira barreira deste mercado é a necessidade de elevados investimentos que, face
a incipiente demanda, torna incerto o retorno sobre este capital. Este fato, aliado a
posição dominante exercida pela Petrobras, reduz o acesso de fornecedores
competitivos ao mercado e aumenta o preço e duração dos contratos.
A segunda grande barreira à evolução do mercado nacional é o lento desenvolvimento
da demanda o que acaba sendo responsável pela restrição da integração entre os
mercados do Cone Sul.
No que se refere à precificação, o preço do gás natural pode ser determinado
basicamente de duas formas. O preço pode refletir o custo de ofertar este gás. Nesse
caso, o preço do gás deve ser determinado pelo custo marginal de longo prazo mais uma
taxa de desconto, que reflete o custo de oportunidade de consumir o gás hoje no lugar
de guardar para o futuro. Este preço representaria o limite inferior de preço para o gás, e
essa abordagem seria mais adequada a países com excedente de oferta que não pode ser
exportado.
Alternativamente, o preço do gás pode ser determinado pelo valor que os consumidores
estariam dispostos a pagar por este gás. O preço do gás natural seria determinado a
partir do mínimo entre fontes alternativas de gás (gás importado, por exemplo) e
combustíveis alternativos. Este preço representaria o limite superior para o preço do
gás, e seria mais apropriado a países como o Brasil, com mercados em fase de
desenvolvimento,
necessidade
de
importação
para
atingir
a
demanda
e,
conseqüentemente, necessidade de encorajar as atividades de E&P e o uso eficiente
deste energético.
A introdução de um sistema de preços máximos a partir do netback do preço que o
mercado se dispõe a pagar, com tarifas de transporte mais adequadas, representaria
importante sinalização ao mercado quanto ao incentivo às atividades de E&P e aos
princípios de eliminação de subsídios e de estímulo à concorrência.
Além disso, preços máximos diferenciados por ponto de entrega refletiriam melhor seus
custos reais de transporte (maior eficiência alocativa), respeitando as vantagens
comparativas naturais das localidades próximas às bacias produtoras, hoje ignoradas, e
46
buscando acenar para um futuro de regras mais flexíveis para o processo de definição de
preços para o gás natural, com maior liberdade de negociação entre os agentes.
Conforme citado ao longo deste estudo, o papel do governo ou órgão regulador é
fundamental não somente no modelo de monopólio, mas principalmente em um
momento onde se visa a transição para uma condição de incremento da competição. É
neste momento em que o órgão regulador deve definir condições que estimulem a
competição sempre atuando de forma firme, estimulando novos agentes e coibindo
posicionamentos monopolistas no mercado.
No caso Brasil, os primeiros passos fundamentais em direção a um modelo de gás
natural mais maduro seriam:
- Estímulo à construção de novas capacidades térmicas a gás de modo a
desenvolver a demanda e conseqüentemente atrair maiores interesses de possíveis
investidores;
- Revisão dos atuais contratos de fornecimento de gás, reduzindo seus prazos de
duração, garantindo a determinação de paramétricas de formação de preços mais
eficazes e conseqüentemente estimulando a demanda com melhores preços;
- Regulamentação do livre acesso aos gasodutos como forma de criar condições
favoráveis para a competição no mercado brasileiro;
- Permissão do acesso de novos fornecedores aos maiores consumidores de gás
natural tais como as empresas de distribuição e usinas termelétricas.
Com estas ações garantidas e gerenciadas por um órgão regulador firme e antenado com
as ofertas e demandas dos mercados vizinhos, a evolução do mercado nacional seria
bastante natural.
Ao longo da análise foi ressaltado que o mercado brasileiro é estratégico para a região
do Cone Sul. Seu estágio de insipiência impacta drasticamente na atividade de grandes
47
áreas fornecedoras como a Argentina e Bolívia que podem passar a não ser viáveis
economicamente no caso de estagnação do mercado nacional.
Em contrapartida, no momento em que o mercado brasileiro se torna mais maduro,
desenvolvendo sua demanda e aumentando o nível de concorrência entre estas áreas
fornecedoras, a tendência é que haja a criação de um mercado aberto e competitivo. A
conseqüência desta evolução seria um aumento de oferta para a demanda nacional e a
definição de preços de gás mais competitivos em toda a região.
Devido à complexidade do tema abordado deve-se propor que futuros interessados no
assunto desenvolvam abordagens que aprofundem a visão deste trabalho. Os temas a
seguir são considerados compatíveis e complementares a este estudo:
-
Avaliação do nível de preço demandado por tipo de usuário da cadeia de
gás natural;
-
Comparação do nível de preço ideal para o gás natural e os demais
energéticos concorrentes;
-
Avaliação da viabilidade técnica e econômica de um novo entrante na
cadeia de transporte;
-
Avaliação detalhada e projeção do potencial de crescimento da demanda
do mercado brasileiro.
48
6
Bibliografia
ALMEIDA, EDMAR e CARMEN, ALVEAL, Rumos e Perspectivas da Indústria de
Gás Natural e Nova Regulação no Brasil, Projeto Gaspetro/GE-IE-UFRJ, Relatório 19,
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1994.
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Páginas da Internet Visitadas (Junho 2001 a Junho 2003)
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PB Gás – Companhia Paraibana de Gás: www.pbgas.com.br
Comgás - www.comgas.com.br
ANP – Agência Nacional do Petróleo: www.anp.gov.br
IEA – International Energy Agency: www.iea.org
API – American Petroleum Institute: www.api.org
BP – British Petrol: www.bpamoco.com
CERA – Cambridge Energy Research Associates: www.cera.com
Natural Gas Supply Association: www.naturalgas.org
PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.: www.petrobras.com.br
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica: www.aneel.org.br
MME – Ministério de Minas e Energia: www.mme.org.br
Gás e Energia – www.gaseenergia.com.br
49