O Ministério de Minas e Energia pretende apresentar no início do segundo semestre o manual de boas práticas regulatórias que vai orientar os estados na modernização das regras para o segmento de distribuição de gás. A ideia, segundo a diretora do Departamento de Gás Natural do MME, Symone Araújo, é promover a discussão com toda a indústria, governos estaduais e órgãos reguladores.
O manual previsto na resolução do Conselho Nacional de Política Energética que estabeleceu no ano passado as diretrizes do programa Novo Mercado de Gás é visto com um guia importante na interação do governo federal com os estados, a quem cabe regular a distribuição. A representante do MME informou durante o evento Dialogos Rio Olil &Gas que o ministério tem interagido mais fortemente com 13 estados, cinco dos quais já sinalizaram com a modernização das regras, na direção do novo mercado.
Outra iniciativa que o ministério considera importante para melhorar essa interação é a parceria com a Associação Brasileira das Agências de Regulação no sentido de construir espaços de capacitação de pessoal. “É fundamental que tenhamos agências autônomas, agências que vão trabalhar as melhores e mais modernas práticas para cálculo da tarifa. Que isso ocorra de uma forma transparente e que a gente possa reconhecer efetivamente os números relacionados e adequados dentro de uma base de ativos”, completou Symone.
Ela também destacou, durante o evento promovido na última quinta-feira (25) pelo Instituto Brasileiro do Petróleo, a importância da aprovação do PL 6407, que vai estabelecer um novo marco legal para o setor de gás. O projeto em tramitação na Câmara promove mudanças estruturais, como a alteração do regime de concessão para o de autorização e o reordenamento do mercado de gás, além de consolidar ações de liberalização em curso.
Um dos fundamentos do Novo Mercado de Gás, que é a redução de preços do insumo, começa aos poucos a atingir seus objetivos, na avaliação da diretora Executiva de Refino e Gás Natural da Petrobras, Anelise Lara. Ela admitiu durante o debate do IBP que os custos do gás do pré-sal são maiores que os de concorrentes internacionais, como o shale gas nos Estados Unidos, mas lembrou que os volumes também são maiores, e as alternativas disponíveis fazem com que o preço desse gás atinja patamares que, embora não estejam próximos de US$ 2/MMBTU, encontram-se em linha descendente.
“Só esse ano já tivemos redução de 36% no preço do gás em dólares no Brasil, considerando molécula mais transporte. Isso por que? Porque o preço da molécula, dos nossos contratos, está associado ao Brent”, disse. A queda do preço do petróleo no mercado internacional, somada à substituição da cesta de óleos usada anteriormente pela estatal para estabelecer o preço, fez com que os custos de transporte mais a molécula chegassem ao patamar de US$ 6, US$6,5/MMBTU. A expectativa é de que em agosto esse valor deva cair ainda mais, porque houve uma continuidade na queda do petróleo tipo Brent.
A redução de preços no mercado externo também teve impacto sobre o Gás Natural Liquefeito, que chega à costa brasileira, vindo de outros países, a preços bastante competitivos. Hoje o Brasil conta com a produção interna de gás, o gás da Bolívia e o GNL importado.
Na visão da executiva, o balanço favorável à importação de gás é uma realidade que ainda vai perdurar por muitos anos, uma vez que os novos blocos exploratórios adquiridos nos últimos leilões da Agência Nacional do Petróleo ainda passarão por várias etapas, o que inclui a definição da melhor viabilidade técnica do projetos, até apresentarem resultados.
Até lá, o Brasil vai ter que conviver com as três fontes de suprimento disponíveis. Anelisa considera natural que outras empresas estejam se consolidando no mercado com a instalação de novos terminais de regaseificação para abastecer usinas termelétricas. É o caso não só do empreendimento do Porto do Açu, no Rio de Janeiro, como projetos previstos para outros locais, como o estado de Sergipe.
Os últimos leilões de energia elétrica tiveram como vencedores agentes que estão construindo terminais de GNL acoplados a térmicas, em função também das incertezas do sistema regulatório, disse a executiva. Uma coisa, observou, é trazer o gás onshore associado a usina térmica e vender eletricidade no mercado. Outra coisa é ter que integrar esse gás à malha e buscar distribuidoras e potenciais clientes, em um mercado em que a Petrobras atua de forma quase monopolista, e que é justamente o grande motivador da abertura de mercado. “Ninguém quer que o litoral do Brasil fique cheio de regaseificação ligada a térmicas e que esse gás não circule de forma adequada pela malha de transporte do país.”
