Lá estará mais uma chance de mudar algo. É verdade que a proposta traz vários avanços – o mais notável é a criação do regime de concessão para a construção de gasodutos e o tratamento diferenciado ao insumo que é utilizado como matéria-prima – mas ainda deixa em aberto alguns pontos onde a regulação poderia contribuir para tornar o mercado mais competitivo – como a participação de produtores na operação de gasodutos e a compra de gás por terceiros. “Perdemos uma excelente oportunidade para fazer uma reestruturação do setor de gás na direção de um mercado mais competitivo”, avalia o analista Marco Aurélio Tavares, sócio-diretor da consultoria Gás Energy.

Desde março, quando a Comissão Especial foi criada, o deputado teve que lidar com pleitos mais divergentes possíveis – como a flexibilização do monopólio das distribuidoras estaduais e o compartilhamento de gasodutos. O substitutivo foi elaborado a partir de três Projetos de Lei: PL 334/07, do ex-senador Rodolpho Tourinho, PL 6.673/06, do Executivo, e PL 6.666/06, do ex-deputado Luciano Zica. Além disso, o relator da proposta recebeu 340 emendas antes de apresentar o substitutivo. “Depois do substitutivo, ainda recebi 110”, comenta o deputado João Maia, lembrando que o trabalho foi feito em cima de cerca de 50 emendas. O substitutivo foi acatado na integra – com apenas um voto contra.

Uma das mudanças em relação a versões anteriores do texto foi a introdução de novas definições de gasodutos de transferência e de transporte, que previnem interferências no segmento de distribuição de gás – cuja regulamentação é responsabilidade dos Estados. Também foram definidos conceitos de consumo próprio de gás natural – restrito agora ao volume de gás consumido na produção, coleta, transferência, estocagem e processamento.

Mas a principal mudança apontada pelo deputado é a criação de um regime de concessões para a construção de gasodutos – que serão disputadas em licitações feitas pela Agência Nacional do Petróleo. Caberá ao Ministério das Minas e Energia – após ouvir a ANP – fixar o período de exclusividade a que terão direito os operadores dos novos gasodutos. “Definimos os prazos do livre acesso para os gasodutos já autorizados: de dez anos a partir da entrada em operação”, destaca João Maia.

Somente quando o gasoduto for oriundo de um acordo internacional ou quando atender a um único usuário o projeto prevê a outorga por meio de autorização. As autorizações já concedidas pela ANP serão prorrogadas por 30 anos.

Se não houver investimento – e se o projeto for qualificado como “de interesse público” – está prevista a utilização de recursos da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico – Cide – e da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE – para a construção das malhas.

O projeto também coloca em lei a obrigatoriedade de transportadores realizarem chamada pública, com o objetivo de atrair interessados em utilizar os gasodutos e dimensionar a demanda por capacidade de transporte na construção ou ampliação.

Para atender a um pedido do Executivo, ficou estabelecido as regras gerais para a elaboração de um plano de contingenciamento – que será decretado pelo presidente da República em situação de restrição no abastecimento reconhecida pelo Conselho Nacional de Política Energética. Também deixou a lista de prioridades para ser definida pelo Executivo. “Não tem um plano de contingenciamento dentro da Lei, e nem poderia ter, porque o plano de contingência é uma coisa transitória”.

O deputado explica que o Governo Federal receava lançar um plano de contingenciamento sem ter uma base legal que sustentasse o próprio plano. “O Governo tem se reunido com os setores e está elaborando um plano de contingenciamento para o caso de haver contingenciamento. Na verdade está todo mundo trabalhando para não ter – mas não podemos esquecer que metade do gás consumido no Brasil é fornecido por duas regiões que são problemáticas dentro da Bolívia”.

É bem verdade que deixar essa decisão na mão do Executivo é um risco. “Em outros países a utilização desses mecanismos de contingência foi a válvula para intervenções em contratos, causando danos ao mercado de gás firme”, ressalta Marco Aurélio Tavares.

O consultor avalia que a discussão acabou contaminada pela questão do contingenciamento. “E isso fez com deixássemos de discutir aspectos fundamentais da regulação para buscar esse mercado mais competitivo. Hoje temos um mercado muito pequeno – e sem escala o preço é alto, e por isso o mercado é pequeno. A forma de quebrar esse círculo vicioso é buscar, através da regulação, mecanismos que incentivem a entrada de novos produtores, e que isso pudesse trazer mais competição no mercado de gás”.

Pior ainda se a Lei do Gás não conseguir atrair investimentos, e o setor ver repetido o que aconteceu no segmento de refino no país – onde a forte presença da Petrobras inibe a entrada de outros players. “A Lei do Petróleo é insuficiente para tratar dos problemas específicos do gás. Mas as propostas de Lei do Gás que estão aí não atenderão o objetivo, porque a situação de mercado é muito parecida com o downstream”, analisa o professor Edmilson Moutinho dos Santos, do Instituto de Eletrotécnica e Energia da USP. (Flávio Bosco)

Há males que vêm para o bem. A nacionalização das reservas de gás na Bolívia serviu para duas coisas: acelerar os investimentos no Brasil e ensinar a Petrobras a nunca mais montar uma estratégia em cima de uma única fonte de suprimento. Dos 134 milhões de m³ de gás natural que a companhia estará disponibilizando ao final de 2010, apenas 30 milhões de m³ serão importados da Bolívia. Um volume superior a esse – 31,1 milhões de m³ – será suprido por GNL importado de outros lugares, e 72,9 milhões de m³ serão extraídos dos campos nacionais.

“Vamos montar uma infra-estrutura para flexibilizar a oferta, de tal maneira que possamos ter gestão sobre a oferta, já que a demanda vai depender essencialmente de preços”, explica o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli.

Mais de um terço desse volume terá como destino a geração termelétrica – o restante se dividirá entre o setor industrial, veicular, residencial, comercial, refinarias e químicas. O presidente explica que esses 48 milhões de m³ que serão disponibilizados às termelétricas podem nem ser usados, mas têm que estar disponíveis – quando todas as usinas tiverem que operar ao mesmo tempo.

O recém anunciado Plano de Negócios da Petrobras para o período 2008-2012 reservou US$ 19,6 bilhões para a cadeia de gás natural – valor que aumenta exponencialmente quando computados os investimentos em exploração e produção de gás. O Plangás – programa que visa a acelerar a implantação de projetos para aumentar a oferta de gás natural para a região Sudeste – prevê investimentos totais de US$ 25 bilhões no setor até 2010, quando a Petrobras espera estar disponibilizando 55 milhões de m³.

Serão oito grandes empreendimentos de exploração e produção – e a ampliação dos pólos de processamento de gás natural de Cacimbas / ES, Cabiúnas / RJ e Cubatão / SP. Um dos projetos que a empresa espera colocar em operação até o final de 2008 são os campos de Peroá, Canapu e Camarupim, na Bacia do Espírito Santo. Da Bacia de Campos virá mais gás associado ao óleo produzido por novas plataformas nos campos de Roncador e Marlim Sul e na área do ESS-130.

Já na Bacia de Santos a produção de gás natural chegará a 2,5 milhões de m³/dia com a interligação do campo de Lagosta e da área SPS-25 ao sistema de Merluza. Em 2009, o campo de Mexilhão, já estará disponibilizando até 9 milhões de m³/dia – em 2011, no pico de produção, serão extraídos do campo 15 milhões de m³/dia. E no ano seguinte, será a vez dos campos de Uruguá e Tambaú entrarem em produção.

O projeto de GNL prevê a aquisição de plantas de regaseificação instaladas em navios metaneiros. Duas Floating Storage and Regasification Unit – FSRU já foram afretados da Golar LNG por dez anos, com opção de compra: a primeira, de 14 milhões de m³ será instalada na Baia da Guanabara / RJ e entrará em operação já em abril de 2008. Outra menor, de 6 milhões de m³ entra em operação em 2009 no Porto de Pecém / CE. Mas a companhia pretende instalar mais uma ou duas unidades – até porque pretende tornar-se trader de GNL. “Os dois navios que já estão contratados, nos permitem atuar na comercialização de GNL. Vamos ter outros tipos de contrato firmes, e a Petrobras prevê atuar de maneira integrada na cadeia de produção-transporte-comercialização – um novo papel que está assumindo em função dessa nova realidade internacional”, adianta o diretor da Área de Gás e Energia da Petrobras, Ildo Sauer.

O primeiro contrato de suprimento de GNL já foi assinado com a Nigéria – mas a companhia deve anunciar novos contratos ainda este ano. O diretor explica que o GNL virá atender a demanda flexível – já que o GNL não está sujeito às regras de take or pay quando a oferta é permanente. “É melhor pagar US$ 8 a US$ 10 por milhão de BTU durante dois meses do ano do que ficar pagando US$ 5 ou US$ 6 durante o ano todo, sem usar”, avalia. Além disso, a Petrobras acessaria o mercado internacional num período de preços relativamente menores – no verão do Hemisfério Norte, quando o consumo é menor, e por aqui é período reservatórios em baixa, devido ao menor índice pluviométrico.

Segundo estimativas da Associação Brasileira de Gás Natural Canalizado – Abegás, já em 2011 o País estará consumindo 131,2 milhões de m³/d – nesse caso o equilíbrio entre oferta e demanda dependerá da operação das usinas termelétricas. Para a entidade, o consumo dos automóveis, comércios e residências alcança 43,6 milhões de m³/d – quase 10 milhões de m³ a mais do que projeta a Petrobras.

Os estudos da Empresa de Pesquisa Energética – EPE – apontam que o gás natural terá uma importância cada vez maior na matriz energética brasileira – em 2030 o insumo responderá por 16%, maior que a geração hidrelétrica, que será de 14%. “Temos um potencial para aumentar essa oferta do produto”, vaticina o presidente da EPE, Maurício Tolmasquim.

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