Geopolítica e Regulação do
Gás Natural
Painel I
V Seminário De Regulação da Indústria de Energia
Salvador – Bahia
29 e 30 de Novembro de 2007
Prof. Ildo Luís Sauer
Universidade de São Paulo
Instituto de Eletrotécnica e Energia
2
Roteiro
•
Geopolítica do gás natural
•
•
•
•
Recursos
Infra-estrutura
Mercado
Marco Regulatório da Indústria do Gás no Brasil
•
A convergência energética: Petróleo x GN x Eletricidade...
–
–
–
Visão Geral do Setor
Energia Elétrica
Gás Natural
Desafios à Integração
Mercado de Gás Natural
–
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
GNL x SIN
O Papel da Regulação
A Indústria do Gás Natural
Estágio da Indústria de Gás
“Lei do Petróleo” x “Lei do Gás”
Pontos para Reflexão
Marco Regulatório Atual
Objetivos da “Lei do Gás”
Regime de Outorga
Acesso de Terceiros
Distribuição e Comercialização
Cenário Ideal do Funcionamento da Indústria de Gás Natural
Incentivo aos Investimentos
Comentários Finais
Confederação Nacional da Indústria
Geopolítica do Gás Natural
4
Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural (fim de 2006)
Gás Natural
Petróleo
456,3
Mil milhões de BEP
398,3
88,1
42,8
49,6
Fonte: BP, 2007
92,0
5
Ranking dos Países top 20 em reservas provadas de Gás Natural
A Rússia detém a maior reserva
individual - provada - de gás
natural conhecida.
Do total mundial aproximado de
6.183 Tcf (175,1 x 1012 m3),
responde por 1.680 Tcf (47,6 x
1012 m3).
Tcf
Fonte: Society of Petroleum Engineers, 2007
6
Consumo de Gás Natural por região
(109 m3)
Anos
Fonte: BP, 2007
7
Produção de Gás Natural por região
(109 m3)
Anos
Fonte: BP, 2007
8
Curva de Custo do Petróleo incluindo Progressos Tecnológicos:
disponibilidade do recurso (petróleo) em função do preço econômico
Petróleo acessível (cumulativo) (bilhões de barris)
Preço ao qual cada tipo de recurso se torna econômico (em 2004 US$)
Fonte: OECD/IEA, 2005
9
GNL –Terminais de Regaseificação nos EUA
10
GNL -Terminais de Regasificação (Europa) e de
Liquefação (Norte da África)
11
Principais gasodutos da América do Norte
Fonte: Government of Newfoundland and Labrador Budget, 2007
12
Principais gasodutos da Europa
13
Principais gasodutos da China (“rota da seda”)
14
Principais gasodutos da Índia
Fonte: Business World India, 2003
15
Gasoduto do Oeste da África
Fonte: USAID, 2007
16
Principais gasodutos da Austrália
17
Principais gasodutos da América do Sul
Existentes
Em obras
Em estudo
18
Gasoducto del Sur: a proposta brasileira
19
Principais fluxos comerciais de GN e GNL
(109 m3)
= 455,02 x 109 m3
= 197,4 x 109 m3
Fonte: BP, 2007
20
Principais fluxos comerciais de GNL
21
Roteiro
•
Marco Regulatório da Indústria do Gás no Brasil
• A convergência energética: Petróleo x GN x Eletricidade...
– Visão Geral do Setor
– Energia Elétrica
– Gás Natural
Desafios à Integração
Mercado de Gás Natural
– GNL x SIN
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
O Papel da Regulação
A Indústria do Gás Natural
Estágio da Indústria de Gás
“Lei do Petróleo” x “Lei do Gás”
Pontos para Reflexão
Marco Regulatório Atual
Objetivos da “Lei do Gás”
Regime de Outorga
Acesso de Terceiros
Distribuição e Comercialização
Cenário Ideal do Funcionamento da Indústria de Gás Natural
Incentivo aos Investimentos
Comentários Finais
22
Considerações Iniciais
•
Sistema elétrico predominantemente hidráulico e com dificuldades estruturais
há mais de uma década
•
Inserção recente do gás natural na geração termelétrica (solução conjuntural)
•
Grandes potenciais de geração termelétrica a partir de biomassa, carvão
mineral e urânio (Fonte: MME, 2006)
•
Potencial hidrelétrico explorado inferior a 30%
•
Perspectiva de implantação de grandes projetos hídricos
•
Gás natural
– Reservas modestas
– Fonte não renovável
23
Considerações Iniciais
Características da Oferta de Gás Natural
80.000
70.000
60.000
OFERTA NOVAS
DESCOBERTAS
50.000
40.000
OFERTA NOVOS
PROJETOS
30.000
20.000
10.000
OFERTA PROJETOS
IMPLANTADOS
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
2007 – Início da venda de gás em Urucu (oferta de projetos impantados)
2011 – Liberação do Gás Não Associado da Bacia de Campos (oferta de projetos implantados)
A oferta de gás futura é dependente de novos projetos e descobertas
24
Visão Geral do Setor: GN
Belém
Manaus
Oferta: 50 MMm3/d em 2006
120 MMm3/d em 2011
Crescimento: 11% em 2005
2,5%em 2006
(industrial +6,3%, veicular +19,3%)
9.771 km de gasodutos de transporte
Natal
Investimentos para 2007- 2011
Recife
US$ 22,4 bilhões na cadeia de GN
US$ 6,5 bilhões em gasodutos
Salvador
Brasília
Rio de Janeiro
São Paulo
Porto Alegre
25
Visão Geral do Setor: EE
Capacidade Instalada de Geração: 96.9 GW
Total Termelétrico: 14.4 GW (15%)
Indústria em estágio de maturidade diferente
4.000
Demanda de Energia – 48.6 GW
Crescimento: 5% ao ano
Rede de Transmissão Robusta
80.000 km de Linhas de Transmissão
40.000 km de Linhas serão
construídas até 2012
kms
Total GN: 7.4 GW (7.6%) (40 MMm3/d)
Petrobras: 3.9 GW (4.0%)
Despacho Total 2004/07: 1,1GW (25%)
Despacho Mérito 2004/07: 62 MW (2%)
26
Desafios à Integração
Setor Elétrico
Mercado maduro
Serviço Público
Segmentos bem definidos
Tarifas Reguladas
Multiplicidade de agentes em
toda a cadeia:
Geração
Transmissão
Comercialização
Distribuição
Consumidor Final
Indústria de Gás Natural
Indústria em desenvolvimento
Atividade econômica de risco
Interfaces ainda em discussão
Mercado aberto preços
devem seguir lógica de mercado
Reduzido número de agentes
na cadeia:
Produção
Transporte
Comercialização
Distribuição (monopólio estadual)
Consumidor Final
27
Desafios à Integração
•
Energia Elétrica
Compra e Venda de Certificados (Não
Física)
Muitos Produtores e Consumidores
•
•
•
85% Hidroelétrica Renovável
Malha de Transmissão Robusta
Logística “Definitiva”
•
(“Swaps físicos”)
•
•
•
•
•
•
•
Complementaridade Térmica Flexível
permite melhor aproveitamento
Hidráulico
Gás Natural
Comercialização Entrega Física do
Gás
Poucos Supridores e Consumidores
Não Renovável
Malha de Transporte Simples
Logística “Provisória”
Necessidade de Suprimento Flexível GNL Flexível
Integração
A interface é o CVU, que deve refletir o custo de oportunidade do GNL
(Sinal de Preços Correto)
28
Mercado de Gás Natural: Brasil
29
GNL x SIN : Complementaridade com
o Sistema Hidráulico
Complementariedade GNL x Afluências no SIN
jul-11
mai-11
mar-11
jan-11
nov-10
set-10
jul-10
mai-10
mar-10
jan-10
nov-09
set-09
jul-09
mai-09
mar-09
jan-09
nov-08
set-08
jul-08
mai-08
mar-08
jan-08
nov-07
set-07
jul-07
mai-07
mar-07
jan-07
Meses Referentes ao Preço Futuro do GNL no Henry Hub
12
90
10
Energia Armazenada no SE - %
80
70
8
60
50
6
40
4
30
Energia Armazenada no SE/CO
20
2
Preço Futuro GNL HH NYMEX
10
jul-06
mai-06
mar-06
jan-06
nov-05
set-05
jul-05
mai-05
mar-05
jan-05
nov-04
set-04
jul-04
mai-04
mar-04
jan-04
nov-03
set-03
jul-03
mai-03
mar-03
jan-03
nov-02
set-02
jul-02
mai-02
mar-02
0
jan-02
0
Meses Referentes à Energia Armazenada
O período de deplecionamento dos reservatórios do SIN coincide com o
período de baixa demanda de gás no hemisfério norte (preços mais baixos)
Preço Futuro Henry Hub - NYMEX - US$/MMBTu
100
30
GNL x SIN : Adequação de Regras
Programação do GNL com 1 a
3 meses de antecedência
Programação de despacho
das usinas (atualmente
semanal) precisa ser compatibilizada com a do GNL
Preço atrelado a cotação do
gás no Henry Hub, com
variação diária
Criar mecanismos que
permitam a atualização dos
CVU das usinas
Penalidades por falha no
suprimento da ordem de 10%
a 30% do valor da carga (1 a
3 US$/MMBtu)
Penalidades por falha no
suprimento de até PLDMÁX (até
24 US$/MMBtu)
Regulação do sistema elétrico: entrada de um novo combustível
Necessidade de ajustes para aproveitamento do GNL flexível
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
O Papel da Regulação
Crise do setor elétrico de 2001 / 2002
Mercados de atacado e de varejo
Licitação pelo critério
de maior oferta
Venda de ativos já
existentes de geração
Aumentar a
eficiência e
moderar preços
Aumentar a
qualidade dos
serviços
Maximizar a receita
da privatização
“Crise do Apagão”
de 2001/2002
Obrigatoriedade do
atendimento de baixa renda e
de áreas rurais
Universalizar o
acesso à eletricidade
Estimular investimentos
em nova capacidade de
geração e transmissão
Metas de qualidade nos
contratos de concessão
Status de produtor independente
para todos os novos geradores
Programa prioritário de geração
termoelétrica
Um dos fatores que levou à crise: tentativa de perseguir simultaneamente objetivos conflitantes.
41
O Papel da Regulação
Setor de Telecomunicações
Estágio de
desenvolvimento do
setor
Cenário Final
Fase Inicial
Objetivos
priorizados em
cada fase
Contexto do
setor
Universalização do serviço com investimento na
rede
Limitado acesso e concentração geográfica da rede
Baixa qualidade do serviço prestado
Tarifas inferiores ao custo em regiões remotas
Aumento da competição
Melhoria da qualidade
Adequação da oferta à demanda
Aumento da qualidade do serviço
Redução das tarifas
Inovação
Principais
mudanças na
regulamentação
Alteração tarifária
Flexibilização do modelo de oferta de serviços
Estabelecimento dos parâmetros mínimos de qualidade
Concessão de licença para telefonia móvel
A priorização dos objetivos contribuiu para o sucesso no setor.
42
A Indústria do Gás Natural
•
Capital intensiva, com longo prazo de retorno dos
investimentos;
•
Riscos elevados na exploração e produção;
•
Competição permanente com outros energéticos na ponta;
•
Indústria no Brasil em estágio emergente;
•
Fase de transição: investimentos em infra-estrutura e
garantia de suprimento.
A regulação pode ter um papel crítico no desenvolvimento do setor, como
mostra o passado recente dos setores elétrico e de telecomunicações.
43
A Indústria do Gás Natural
Mercado entrando na fase de transição e enfrentando permanente
competição
Líquidos
derivados
do petróleo
Preferência dos
consumidores por seu
uso:
Flexibilidade de uso
Custos de conversão
para o consumo do
GN
Hidroeletricidade
Mercado
para o
gás natural
Outros
energéticos
Elevada participação na
matriz energética
brasileira
Grande abundância a
baixo custo
Energético
insubstituível do ponto
de vista do consumidor
Fontes bioenergéticas
de baixo custo no Brasil
(p.ex.: lenha e bagaço
de cana)
O GN enfrenta competição significativa de outras fontes energéticas e mercados.
O crescimento do GN depende de sua competitividade em relação aos outros energéticos.
44
Estágio da Indústria de Gás
Impacto sobre o
investimento
Impacto sobre o
consumo
Assegurar a estabilidade
do suprimento
Estimular o investimento
em infra-estrutura
Valor para a sociedade
Reduzido impacto ambiental
Preços e tarifas adequados
Qualidade do serviço
Amplo acesso
aos serviços
Aumentar a competição
Impacto sobre preços
no mercado
A tentativa de
perseguir todos os
objetivos simultaneamente,
desconsiderando o
estágio do setor,
pode impedir seu
pleno
desenvolvimento.
e tarifas
Entender o estágio atual do setor é importante para definir o modelo regulatório.
45
Estágio da Indústria de Gás
Competição
Eficiência
Preços e tarifas adequados ao
mercado
Maior importância quando há:
Infra-estrutura madura
Estabilidade de suprimento
Cooperação
Garantia de suprimento e acesso
aos mercados
Necessidade de grandes
investimentos, requerendo
estímulos para seu
desenvolvimento
Maior importância quando há:
Falta de infra-estrutura
Incerteza quanto ao suprimento
Altos riscos envolvidos
A escolha dos objetivos deve ser adequada ao estágio de
desenvolvimento do setor de gás no Brasil.
46
Estágio da Indústria de Gás
Índice de Desenvolvimento do Setor
Emergentes
Em transição
Maduros
8
7
6
5
8
7
6
5
4
3
2
2
Uruguai
Peru
3
2
Brasil
Chile
Bolívia
Espa-nha Colôm-biaFrança
Argentina
Austrá-lia Itália
Alemanha
EUA
Grau de maturidade do setor
Índice calculado com base na: (i) penetração do GN na matriz energética; (ii) extensão e densidade da rede; (iii) grau de
diversificação setorial do consumo do GN; e (iv) número de participantes no setor
Fonte: Estudo Profs Edmar Almeida e Helder Queiroz (UFRJ)
O mercado de GN no Brasil ainda se encontra em um estágio emergente.
Reino
Unido
47
48
49
50
51
Estágio da Indústria de Gás
Priorização dos objetivos conforme o estágio de desenvolvimento do setor
O desenvolvimento da indústria de gás, além dos níveis atuais, vai
requerer elevados investimentos na cadeia produtiva, com longo prazo
de maturação:
em garantia de suprimento (produção e importação)
em infra-estrutura, principalmente em gasodutos
Aos elevados custos fixos, somam-se os riscos de mercado, já que o
gás compete no consumo final com outros combustíveis,
diferentemente da eletricidade.
Em mercados não maduros, devem ser priorizados os objetivos de
expansão da infra-estrutura e estabilidade do suprimento.
52
“Lei do Petróleo” x “Lei do Gás”
• Lei no 9478/97
– Disciplina as atividades das indústrias do petróleo e do gás;
– Permite, por meio de livre iniciativa, que qualquer empresa
atue na atividade de transporte;
– Investimentos crescentes, da Petrobras e de outras empresas,
em Exploração e Produção de hidrocarbonetos (óleo e gás).
• “Lei do Gás”
– Foco principal: atividade de transporte, transferência,
processamento, tratamento, armazenagem, liquefação,
regaseificação, comercialização e distribuição.
53
Pontos para Reflexão
• Argumentos em prol do Marco Regulatório
– A Lei do Petróleo não é um instrumento legal adequado e
suficiente para desenvolver a indústria do gás natural ...
– A ausência de um marco legal adequado para o gás natural tem
inibido investimentos, particularmente em transporte ...
• No entanto:
– Em virtude da incerteza (inclusive a gerada pela discussão do
marco regulatório) não tem havido investimentos em infraestrutura de transporte nos últimos anos (exceto Petrobras) ...
– A aprovação do marco, por si só, não garantirá investimentos
(dependerá das condições de riscos x garantias para os
eventuais investidores)
54
Marco Regulatório Atual
Necessidade de mudanças ?
Concorrência
Há concentração e verticalização na atividade de transporte
X
É permitido o livre acesso aos dutos e a livre iniciativa entre os agentes
Tarifas
O serviço de transporte não tem tarifa regulada, podendo gerar benefícios para o
transportador (atividade econômica de risco não tem tarifa, apenas remuneração do serviço
contratado)
X
O setor de distribuição tem margens reguladas e elevadas (serviço público explorado sob
regime de concessão, com baixos riscos para o investidor)
Objetivo X Resultado Final
Liberalização do setor, acesso à infra-estrutura, aumento da concorrência
Subordinação do setor de gás ao setor elétrico
55
Objetivos da “Lei do Gás”
•
Pontos Críticos
– Priorizar objetivos que ensejem o desenvolvimento da indústria;
– Definir claramente os pontos de divergência e conflito de
interpretação;
– Estabilidade de regras;
– Respeito aos contratos e ao direito de propriedade (ativos e produto
da lavra);
– Conceituar claramente as atividades da indústria e suas fronteiras:
• Produção, Transferência, Tratamento, Transporte e Distribuição
– Distribuição x Comercialização
– Regime de Outorga: Autorização x Concessão;
– Livre Acesso a Gasodutos e Instalações Industriais;
– Distribuição x Comercialização.
56
Regime de Outorga
•
Autorização
– Preservação das autorizações existentes em respeito ao direito de
propriedade;
– Estabilidade regulatória por manter para os novos dutos o regime
adotado para os dutos existentes;
– Processo mais ágil e que permite o “empreendedorismo” de agentes
dispostos a assumir riscos;
– Otimiza a integração e gestão de projetos de produção de gás e a construção
de gasodutos, garantindo a colocação tempestiva do produto no
mercado;
– Permite a qualquer agente atuar na atividade de transporte, por livre
iniciativa e em livre associação com outros agentes, de acordo com a
convergência de seus interesses.
57
Regime de Outorga
•
Concessão
– Atividade de transporte incluída no capítulo da ordem econômica, não
constando do rol dos serviços públicos (art. 21 da CF);
– Por iniciativa do Poder Executivo, em caso de interesse do
desenvolvimento de determinados mercados ou regiões (Ex:
Gasodutos Estruturantes) que a priori não despertariam interesse de
agentes privados:
• Poderiam ser outorgadas concessões para exploração de atividade
econômica (com risco do concessionário), e não de serviço público;
• Sem prejuízo de iniciativas concorrentes por parte de agentes privados.
– Riscos para os agentes associados ao regime de concessão :
• poder público
– inexistente não sendo serviço público, e não havendo garantia de equilíbrio
econômico-financeiro e revisão tarifária
• para o transportador
– contratos firmados com os carregadores seriam dados como garantia dos
financiamentos
– risco de crédito dos caregadores poderá aumentar os custos de financiamento
• para o consumido
– aumento dos custos de financiamento impactará a remuneração cobrada pelo
serviço de transporte
58
Processo de Chamada Pública para
Contratação de Capacidade (Substitutivo)
Solicitação de capacidade de transporte
Assinatura de termo de compromisso
de capacidade com ANP
• Em que fase do projeto a
receita anual é definida?
•Com que margem de erro,
segundo metodologia
PMI?
Elaboraç
Elaboração dos
Projetos pelos
Transportadores
Processo de Licitação
• Carregador assina contrato
irrevogável e irretratável com
ANP (§ 2º e 3º do art.5), sem
conhecer o custo do serviço
de transporte.
• Pouca concorrência
pode levar a custos de
transporte elevados
Vencedor do processo: Menor
receita anual
Definição do custo de transporte
Carregador já assinou contrato de
capacidade: Deve aceitar custo de
transporte da proposta vencedora
• Carregadores assinaram
“cheque em branco” no início
do processo
A proposta do substitutivo não estimula o desenvolvimento da indústria.
Processo de Chamada Pública para
Contratação de Capacidade (Atual)
Inicio do processo com Manifestações
de Interesse (MI)
Chamado para recebimento de MI
15 Dias
Recebimento de
MI
• Em que fase do projeto a
receita anual é definida?
30 Dias
Elaboração do Projeto
30 Dias
•Com que margem de erro,
segundo metodologia
PMI?
Publicação de Edital contendo o projeto,
tarifas, critérios de alocação, TCG,
contratos e demais condições
15 Dias
Oferta de Capacidade
30/45 Dias
Re-negociação
com
Carregadores
Recebimento e Abertura de
PI
Propostas irrevogáveis (PI)
dos Carregadores
5 Dias
Qualificação de PI (com divulgação)
5 Dias
NÃO
O projeto atende
aos requisitos ?
SIM
∑ volumes Pi diferente do
volume do Projeto
6 Dias
Notificação do resultado aos Interessados
5 Dias
Obs: Prazos estimados
Divulgação Publica do Resultado
59
15 Dias
Assinatura de Contratos
Processo iterativo, moroso e, eventualmente, um caminho circular.
60
Acesso de Terceiros
•
Gasodutos
•
Instalações industriais – Exceção ao Livre Acesso
– Período de exclusividade de 15 anos, a partir da operação comercial,
para todos os gasodutos de transporte, a exemplo do que vem
ocorrendo em outros mercados;
– O livre acesso, adotado em mercados de vários graus de
desenvolvimento inibiu novos investimentos em gasodutos e terminais
de regaseificação;
– Livre acesso negociado;
– Não aplicável aos gasodutos de transferência e produção.
– Não constituem monopólios naturais , não sendo aplicável o livre
acesso:
•
•
•
•
•
UPGNs
Unidades de Tratamento
Unidades de Liquefação
Terminais / Unidades de Regás
Instalações subterrâneas de armazenagem, não naturais, criadas
artificialmente
61
Acesso de Terceiros
•
Alguns Exemplos
–
O Gasoduto Balgzand Bacton Line (BBL), em operação desde 2006, obteve
exclusividade de 15 anos das autoridades inglesas e holandesas, bem como da
Comissão Européia.
http://www.bblcompany.com/en/regulatory_aspects.html
–
A FERC (Federal Energy Regulatory Commission) removeu a cláusula de Livre
Acesso aos terminais de regaseificação de GNL nos EUA, considerando tais
instalações como parte integrante da cadeia de suprimento e não da cadeia de
transporte (Hackberry Decision)
–
A OFGEM (Office of Gas and Energy Markets) concedeu exclusividade para os
terminais de regaseificação Dragon LNG e South Hook LNG.
http://epr.ofgem.gov.uk/document_fetch.php?documentid=6392
http://epr.ofgem.gov.uk/document_fetch.php?documentid=1802
–
Em maio de 2006, o Conselho Ministerial de Energia (Austrália) estabeleceu
prazo de exclusividade de 15 anos para novos gasodutos.
http://www.aar.com.au/pubs/pdf/ener/foejun06.pdf
62
Distribuição e Comercialização
•
Respeitando o monopólio conferido aos Estados pelo art 25 da CF, há
oportunidade de esclarecer, nesta lei, o escopo dos “serviços locais de gás
canalizado” ;
•
Compatibilizar a definição de distribuição de gás canalizado constate da
Lei 9.478 com a CF
–
“Distribuição de Gás Canalizado: serviços locais de comercialização de gás
canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos
Estados, diretamente ou mediante concessão, nos termos do §2o do art. 25 da
Constituição Federal.”
•
Comercialização não é serviço e não estava incluída no monopólio dos
Estados;
•
Resguardar o direito de propriedade do produto da lavra (Art 176 da CF);
•
Não constitui comercialização a utilização do gás pelo seu proprietário, em
quaisquer de suas instalações;
•
As legislações de vários Estados já prevêem a separação da
comercialização do serviço de distribuição, dentro do correto
entendimento de que a exclusividade é apenas para o serviço;
•
Figura do usuário livre, prevista nos contratos de concessão de SP, RJ e
MT.
63
Regime de
Exploração
Livre
Acesso
Concessão de
exploração de
atividade
econômica
Autorização
• Não aplicável
• Integrante da
Concessão
• Declaração de
Comercialidade
Não aplicável
• Autorização
(interesse do particular)
• Concessão de exploração de
atividade econômica
(interesse público)
• Negociado
• Período de exclusividade 15 anos
Concessão de
Serviço Público
de Distribuição
(Estadual)
• Aplicável, respeitando os contratos existentes
• Tarifa regulada
Serviço Público
64
Incentivo aos Investimentos
Investimentos na Cadeia de Gás & Energia
Área/
Cadeia de Gás
Natural
US$ bilhões
Parcela
Petrobras
2007-11
Parcela
Parceiros
2007-11
Total
Mercado Brasileiro
17,6
4,5
22,1
E&P
11,0
3,9
14,9
Abastecimento
0,0
0,0
0,0
Gás e Energia
6,6
0,5
7,1
Internacional
0,0
0,1
0,1
Outros Mercados
0,3
0,0
0,3
Total Gás Natural
17,9
4,5
22,4
Os investimentos totais (Petrobras e Parceiros) relacionados à Cadeia do
Gás Natural no mercado brasileiro somam US$ 22,1 bilhões no período 20072011.
65
Incentivo aos Investimentos
Curva de Entrega de Gás Natural
Milhões m3/dia
80
ESS164
2008
Urucu
Início da
venda do gás
2007
70
Roncador
(P-54)
2007
60
30
Peroá-Cangoa
Fase 1
2006
34,1
27,5
10
0
Jubarte
(P-34)
2006
Golfinho Mód 1
2006
2006
ESS130
2008
Roncador
(P-52)
2007
Espadarte
Mód. 2
2007
2007
70,6
Tambaú/Uruguá
2010
Piranema
2006
20
Albacora
Leste
(P-50)
2006
65,2
49,4
Manati
2006
70
Mexilhão
2009
Canapu
2008
2008
Roncador
(P-55)
2011
Cavalo
Marinho
2010
Frade
2009
Marlim Sul
Mód 2
(P-51)
2008
Marlim Leste
(P-53)
2009
Parque das
Conchas
2011
Jubarte Fase 2
(P-57)
2010
Peroá-Cangoa
Fase 2
2007
Albacora
Complementar
2007
2009
2010
2011
GN associado
40
Golfinho
Mód 2
2007
RJS633
2010
GN Não associado
50
SPS25
2009
66
Incentivo aos Investimentos
Malha de Gasodutos
Belém
Coari-Manaus
Em 2002: 5.300 km
Até 2010: 8.500 km
Manaus
Natal
Recife
Catu – Carmópolis – Pilar
Salvador
Cacimbas – Catu
Brasília
Vitória -Cacimbas
Gasodutos
existentes
Gasodutos em
construção
Cabiúnas – Vitória
Gasduc III e Japeri-Reduc
Rio de Janeiro
São Paulo
Campinas – Rio
Gasbel II
Caraguatatuba – Taubaté
Gaspal II / Gasan II
Porto Alegre
67
Comentários Finais
•
O novo marco regulatório deve levar em conta as especificidades da economia, da
estrutura de mercado e da IGN brasileiras, além de seu atual grau de
desenvolvimento;
•
Países que hoje possuem uma IGN madura, quando estavam em estágio de
desenvolvimento semelhante ao atual estágio brasileiro apresentavam modelos
institucionais e estruturas de mercado muito mais próximos aos que hoje vigoram no
Brasil;
•
Dado o estágio atual da IGN no Brasil, para que se atinja seu pleno desenvolvimento,
ao invés de competição ou concorrência, a legislação deveria incentivar a cooperação
entre os agentes, que fariam os investimentos em infra-estrutura de transporte
através da livre iniciativa e livre associação;
•
A regulação pode ter um papel crítico no desenvolvimento do setor, e a nova “Lei do
Gás” deve, de forma simples e objetiva, focar os pontos críticos para o funcionamento
do mercado;
•
A outorga de concessões para a construção de novos dutos poderá implicar em
conflitos de cronograma, comprometendo o atendimento do mercado, além da
eventual elevação da remuneração a ser paga pelos carregadores pelo serviço de
transporte;
•
O segmento industrial sempre foi a base da IGN no Brasil e tal condição não deveria
ser alterada pelo novo marco regulatório.