Daniela SantosEste artigo visa aprofundar o debate a respeito do cumprimento dos requisitos do AIR,...
Daniela Santos
Fernando Montera
Volto a escrever com o economista Fernando Montera sobre energias alternativas, por conta do espaço de destaque que a pauta de descarbonização vem ganhando como questão central no combate às mudanças climáticas. Se dúvida, as metas para a neutralidade de carbono passam cada vez mais a ditar a dinâmica econômica e regulatória dos Países.
E são diversas as soluções possíveis para reduzir as emissões: geração de energia a partir de fontes renováveis, compensações ambientais, tecnologias de captura de carbono, maior eficiência na queima, substituição por combustíveis menos poluentes, ampliação de uso de biocombustíveis, são alguns exemplos. E é dentro desse rol de soluções que a produção de hidrogênio (H2) tem atraído cada vez mais atenção.
De fato, considerando que o H2 entrega grandes quantidades de energia, tem usos diversos, não emite poluentes no seu uso final e pode ser produzido através de fontes 100% renováveis – chamado Hidrogênio Verde, não há dúvidas que se trata de uma aposta chave para contribuir ativamente na redução de gases de efeito estufa. O seu uso, entretanto, não é novidade, sendo realidade em diversas aplicações industriais – produção de derivados de petróleo, amônia e na indústria siderúrgica, por exemplo.
Como resultado desse cenário, de acordo com o Hydrogen Council, são estimados que os investimentos em projetos de H2 até 2030 estejam na casa de US$ 500 bilhões em todo o mundo. Destes, aproximadamente 30% são considerados pela instituição como projeto maduros, ou seja, que estão na etapa de planejamento após decisão final de investimento ou que estão associados a algum projeto em construção, comissionamento ou operacional.
E o Brasil, como se encaixa nesse contexto? Também aqui o H2 não é novidade, sendo tema de projetos e programas federais para desenvolvimento da tecnologia desde meados da década de 2000. Mais recentemente, conforme a Resolução CNPE nº 6, de 20 de abril de 2021 – que determina a realização de estudo para proposição de diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio – passou a ser considerado como tema prioritário de investimentos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) pelo Conselho Nacional de Política Energética e estruturação das diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio – EPE. Confira-se:
“Art. 1º Determinar ao Ministério de Minas e Energia que, no prazo de até sessenta dias, contados da publicação desta Resolução, em cooperação com os Ministérios da Ciência, tecnologia e Inovação e Desenvolvimento Regional, com o apoio técnico da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, apresente a este Conselho proposta de diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio, observados:
(…) II – a inclusão do hidrogênio como um dos temas prioritários para investimentos em pesquisa desenvolvimento e inovação, conforme Resolução CNPE nº 2, de fevereiro de 2021, aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética.”
E não é só: nessa mesma linha, o CNPE, por meio da Resolução nº 7, de 20 de abril de 2021, instituiu o Programa Combustível do Futuro e criou o seu Comitê Técnico com o objetivo de desenvolver medidas para expandir o uso de combustíveis sustentáveis e de baixa intensidade de carbono. Nesse movimento, já ficou definida uma ação direcionada ao desenvolvimento do H2 no Brasil: o uso do energético como combustível de veículos automotivos. Confira-se:
“VI – propor estudos para ampliação do uso de combustíveis sustentáveis e de baixa intensidade de carbono, como, por exemplo:
(…) b) avaliação das tecnologias de célula a combustível disponíveis para orientar pesquisa, desenvolvimento e inovação”
Com isso, o Conselho que propõe políticas nacionais e medidas específicas ao Presidente da República, evidenciou os direcionadores mínimos referentes ao uso do H2 no Brasil. Como resultado da Resolução no 6 do CNPE, o recém-publicado Programa Nacional do Hidrogênio[1], pautado pelos pilares de Políticas Públicas, Tecnologia e de Mercado, identificou a necessidade de se trabalhar o desenvolvimento desse mercado a partir de seis eixos – fortalecimento das bases tecnológicas, capacitação e recursos humano, planejamento energético, arcabouço legal-regulatório, crescimento do mercado e competitividade e cooperação internacional.
Portanto, equacionadas as questões acima, restam outras que deverão ser debatidas e devidamente esclarecidas de modo a garantir a segurança da opção pelo H2 no Brasil: conscientização do mercado consumidor (o que implica no seu custo competitivo) e a competência e alinhamento regulatório.
A sensibilização do mercado consumidor passa por diversas fatores culturais e econômicos. Quando se fala do potencial interno brasileiro, a já mencionada resolução do CNPE que define o Programa Combustível do Futuro, também explicita que se deve encontrar maneiras de educar o consumidor:
“Art. 3º
V – propor ações para fornecer ao consumidor as informações adequadas contribuindo par a escolha consciente do veículo e da fonte de energia considerando o ciclo de vida dos combustíveis”
Não se pode perder de vista que, assim como ocorre com o gás natural, o H2 pode ser comercializado entre continentes pelos mares. Com efeito, em tese, há espaço para o Brasil fornecer H2 para países que vinculados a uma forte pauta de descarbonização da economia, como é o caso dos países europeus.
Outro ponto a ser considerado é a eventual criação de medidas para expandir o consumo interno no Brasil. O Reino Unido, por exemplo, incluiu taxas na conta dos consumidores para estimular a produção de H2, que seria misturado, por exemplo, no gás natural entregue.
De todo modo, a expansão do consumo estará diretamente relacionada a capacidade de inserção em bases competitivas do energético. De acordo com a BloombergNF[2], a difusão da tecnologia levaria a preços competitivos do Hidrogênio Verde apenas em 2050. A necessária redução do custo do H2 de modo a torná-lo competitivo, dependerá, em grande medida, do sucesso de tais escolhas[3].
Sobre a regulação, é possível prever a existência de mais de um ente diferente atuando no tema, acrescentando, portanto, complexidade no alinhamento e harmonia das diretrizes regulatórias, AIR, ARR etc. Veja o caso das versões verde e azul do hidrogênio: caso seja produzido 100% com energia renovável, dependerá principalmente da regulação da ANEEL, mas caso seja produzido utilizando gás natural, com tecnologias de captura de carbono, deverá envolver a ANP e, em alguns casos, os estados que regulam a distribuição de gás natural.
Ao ser utilizado diretamente como combustível (misturado ou não com gás natural) a atuação da ANP e, em alguns casos, das agências estaduais de regulação da distribuição de gás natural, teria ainda seu papel em destaque quanto aos usos na síntese de biocombustíveis.
Nada obstante, apesar da complexidade adicional por conta disso, não há obstáculos intransponíveis para a definição de regulações harmônicas, isonômicas, com base na transparência e com foco na concorrência. Neste sentido, novamente citamos o inc. I do art. 1º da Resolução CNPE nº 6/21, que, entre as diretrizes do Programa de Hidrogênio, corrobora o “interesse em desenvolver e consolidar o mercado de hidrogênio no Brasil e a inserção internacional do País em bases economicamente competitivas”.
Portanto, é possível afirmar que o assunto está encaminhado, mas precisa ser avaliado a partir de uma política pública específica para o Brasil, considerando suas características, necessidades e a diversidade de fontes energéticas disponíveis no País. Exemplos de outros países são importantes, mas apenas dentro de um contexto que realmente reflita os caminhos que o País deseja trilhar nas próximas décadas.
E, como sempre, as (boas) possibilidades no Brasil são inúmeras e, se bem-organizadas, com regras simples, objetivas e transparentes – o que, como se sabe, ainda é um grande desafio – atenderão plenamente às nossas necessidades.
Por fim, considerando que não é possível falar sobre H2 sem falar sobre gás natural, devemos considerar a existência de uma questão ainda pendente que precisa ser equacionada: a especificação do gás natural. Isso porque se pretendemos aproveitar o H2 misturado ao gás natural, é necessário que se tenha clara a composição do gás natural entregue ao consumidor.
*Fernando Montera é economista e mestre em administração. Atualmente é Coordenador de relacionamento Petróleo, Gás e Naval da FIRJAN, liderando a coordenação do Núcleo de Trabalho de Gás Natural e o desenvolvimento de ações no âmbito de Novas Energias.
(as opiniões do autor não refletem necessariamente o posicionamento da FIRJAN sobre o tema)
[1] https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/noticias/FIEMGHidrogenioMMEconvertido.pdf
[2]https://data.bloomberglp.com/professional/sites/24/BNEF-Hydrogen-Economy-Outlook-Key-Messages-30-Mar-2020.pdf
[3] https://gasenergy.com.br/custos-de-hidrogenio-perspectivas-no-longo-prazo/
Daniela Santos
Felipe Fernandes Reis
Hoje o foco da minha coluna mensal, com a participação especial do Fernando Montera, é a exploração da energia offshore, ou seja, a energia gerada no mar – eólica, inclusive, mas pode ser qualquer outra, a partir das ondas, das marés, das correntes marítimas entre outras. Um tema muito atraente para todos aqueles que se interessam pela diversificação da matriz energética nacional, pela inovação tecnológica e pelo meio ambiente.
Para termos uma ideia do “tamanho da coisa”, somente Reino Unido, Alemanha e China respondem por um total de aproximadamente 27 GW de energia proveniente apenas de eólicas offshore[1]. E o mercado continua em franca expansão, incluindo a participação de outros Países como os Estados Unidos.
Apesar do tema não ser tão novo assim – se considerarmos que as primeiras experiências na produção de energia offshore ocorreram na Dinamarca em 1991 – é certo que, no Brasil, trata-se de uma nova frente energética, com um potencial enorme de geração de energia e, consequentemente, de estímulo de novos entrantes no setor.
Considerando todo o movimento mundial, em 2020, a EPE divulgou seu estudo sobre o tema no Brasil – Roadmap Eólica Offshore – Perspectivas e caminhos para a energia eólica marítima. Nele, são apresentadas informações que devem ser consideradas para o amadurecimento do debate sobre a nova fonte energética – já inserida no Plano Decenal de Expansão de Energia –PND.
Em síntese, o trabalho da EPE aponta para (i) a existência de um “potencial técnico de cerca de 700GW em locais com profundidade até 50m” em todo o litoral brasileiro, mas especificamente na região Nordeste (sem excluir outras áreas, inclusive o Rio de Janeiro, por exemplo, com a sua expertise em mercado offshore); (ii) a necessidade de estrutura portuária adequada para a construção, montagem e transporte dos equipamentos eólicos; (iii) custos elevados de implantação e operação dos parques eólicos offshore (tecnologia e equipamentos diferentes da eólica onshore) ; (iv) necessidade de conexão com as linhas de transmissão de energia (e eventuais reforços); (v) ajustes normativos/regulatórios e ambientais.
Paralelamente, no final de 2020, o IBAMA elaborou o Termo de Referência Padrão para Complexos de Energia Eólica Offshore, de modo a garantir o correto entendimento sobre os estudos de impacto ambiental de empreendimentos de geração eólica offshore. A iniciativa é importante para garantir celeridade e segurança para o investidor e o Termo já está sendo utilizado na análise dos projetos já apresentados ao IBAMA.
Em relação à regulação, a despeito de não haver impedimentos para o desenvolvimento da atividade eólica no País, o foco é a geração onshore, que, como sabemos, é uma atividade já estabelecida e diferente da offshore. Assim, recentemente o Ministro de Minas e Energia noticiou que devemos ter as adequações regulatórias necessárias equacionadas ainda em 2021.
Por outro lado, há algumas possibilidades de arcabouço legal que estão sendo cogitadas, o que inclui a adoção do modelo de Oferta Permanente do setor de petróleo e gás e possibilidade de se optar por uma nova lei federal, de modo a garantir segurança aos empreendimentos offshore. No Brasil, há dois projetos de lei sobre o assunto tramitando no Congresso. O mais antigo é o PL nº 11.247/18 (que trata da promoção ao desenvolvimento da geração de energia elétrica a partir de fontes eólica e solar fotovoltaica offshore) e o segundo o PL nº 576/21 (que trata do potencial energético offshore – sem limitar as fontes).
O PL 11.247/18 encontra-se, desde janeiro de 2019, na Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável da Câmara do Deputados. Em extrema síntese, o PL propõe alteração na Lei nº 9.074/95 de modo a incluir as usinas eólicas e solares e a autorização da ANEEL para a atividade (com a obrigação de chamada pública). Igualmente, propõe ajustes nos artigos sobre princípios e objetivos da Política Energética Nacional – com o intuito de promoção e incentivo às novas fontes – políticas nacionais e medidas específicas recomendadas pelo CNPE e nas definições (incluindo prismas eólico, fotovoltaico e energia de fonte solar fotovoltaica) contidas na Lei nº 9.478/97.
O mencionado PL propõe a alteração da Lei nº 9.427/96 – garantindo a competência da ANEEL para regular as atividades e promover os procedimentos para a outorga de concessão ou de autorização de uso do bem público associado às usinas eólicas e solar offshore – e da Lei nº 10.847/04, esclarecendo a competência e atribuições da EPE sobre o assunto.
No mais, especifica os regimes de concessão e autorização de uso do bem público associado a implantação das usinas, detalhando o processo licitatório e as cláusulas essenciais do contrato de concessão. Sobre as participações que deverão ser pagas pelos autorizados/concessionários, o PL propõe o seguinte:
“Art. 14. O edital de licitação e o contrato de concessão ou de autorização de uso do bem público disporão sobre o pagamento pela ocupação ou retenção de área, a título de arrendamento ou taxa de ocupação, a ser feito mensalmente, nos termos estabelecidos em resolução do CNPE.” (g.n.)
Por outro lado, o PL 576/21 encontra-se, desde fevereiro de 2021 no Plenário do Senado Federal aguardando a escolha do relator. De forma resumida, o PL altera as Leis nº 9.478/97, nº 9.074/95 e nº 10.438/02, disciplinando a outorga de autorizações para aproveitamento de potencial energético offshore, seja ele eólico ou qualquer outro. O texto apresentado define offshore, prisma energético e descomissionamento, além de esclarecer os princípios e fundamentos da exploração e desenvolvimento da geração de energia a partir de fonte instalada offshore.
O PL estabelece o regime de autorização – e não concessão – de uso de bens da União (com suas respectivas obrigações), por meio de outorga planejada (conforme planejamento do CNPE, por meio de processo seletivo público, considerando, entre outros, a disponibilidade de ponto de interconexão à rede básica) ou de outorga independente (conforme prismas sugeridos pelos interessados – após estudos, por sua conta e risco – com realização de consulta pública prévia).
O texto também define os estudos exigidos para a autorização, o que remete a avaliação técnica e econômica, EIA e avaliação da segurança náutica e aeronáutica. Detalha questões referentes aos prismas energéticos, inclusive indicando a possibilidade de constituição de prismas nas áreas de exploração e produção de petróleo e gás nos casos de constituição de prismas pelos seus operadores ou com sua anuência – boa oportunidade para as concessionárias de E&P!
Ademais, o PL mais recente, além de detalhar o descomissionamento, também fala sobre participações governamentais obrigatórias, o que merece a transcrição do dispositivo proposto:
“Art. 13. O processo seletivo público e o respectivo instrumento de outorga dele resultante disporão sobre as seguintes participações governamentais obrigatórias:
I – bônus de assinatura, que terá seu valor mínimo estabelecido no respectivo instrumento de outorga e corresponderá ao pagamento ofertado na proposta para obtenção da autorização, devendo ser pago no ato da assinatura do termo de outorga;
II – pagamento pela ocupação ou retenção de área, que será pago mensalmente, a partir da data da assinatura do termo de outorga, fixado por quilômetro quadrado ou fração da superfície do prisma energético, na forma da regulamentação;
III – participação proporcional, que será paga mensalmente, a partir da data de entrada em operação comercial, em montante correspondente a cinco por cento da energia efetivamente gerada e comercializada relativamente a cada prisma energético;
§ 1º Regulamento disporá sobre a apuração, o pagamento e as sanções pelo inadimplemento ou mora relativos às participações governamentais devidas pelos autorizatários.
§ 2º O Poder Executivo poderá estipular redução de até sessenta por cento dos valores previstos neste artigo mediante recomendação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) pelo prazo de até cinco anos, sem renovação.” (g.n.)
Em qualquer dos dois projetos, é fundamental garantir que uma eventual lei sobre o tema não engesse a atividade e os avanços tecnológicos, ao mesmo tempo que assegure a sua competitividade e redução de custos, considerando que hoje, a despeito do imenso potencial, devido aos elevados custos associados à tecnologia, a atividade ainda não é competitiva no Brasil. Nesta medida, a questão das participações devidas pelo agente – que impacta na sua competitividade – deverá ser alvo de amplo debate de forma a assegurar que não representem obstáculos ou barreiras para o desenvolvimento da nova atividade.
As oportunidades para eólicas offshore são grandes e estão em linha com o cenário internacional de redução das emissões, incluindo nesse rol a sua convergência com o desenvolvimento de outras tecnologias como o Hidrogênio Verde. Por fim, importante não perder de vista que a “aposta” nas eólicas onshore foi certeira para o Brasil, tratando-se de uma atividade limpa e competitiva consolidada há anos no País, com resultados excepcionais. E é precisamente isso que se espera da eólica offshore, em harmonia com as práticas ESG, gerando mais empregos e competitividade nos próximos anos.
*Fernando Montera é economista e mestre em administração. Atualmente é Coordenador de relacionamento Petróleo, Gás e Naval da FIRJAN, liderando a coordenação do Núcleo de Trabalho de Gás Natural e o desenvolvimento de ações no âmbito de Novas Energias.
(as opiniões do autor não refletem necessariamente o posicionamento da FIRJAN sobre o tema)
[1] De acordo com o Irena o valor de 2020 para esses 3 Países é de 27 GW, equivalente a 80% da capacidade mundial de OW. GWEC-Global-Wind-Report-2021.pdf
Daniela Santos
Minha coluna de hoje é sobre a Resolução nº 3, de 7 de abril de 2022, do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que estabelece as diretrizes estratégicas para o desenho do novo mercado de gás natural, os aperfeiçoamentos de políticas energéticas voltadas à promoção da livre concorrência nesse mercado, os fundamentos do período de transição.
O contexto dessa Resolução foi a necessidade de construir soluções, ainda que transitórias[1], para garantir, na prática, a concorrência no mercado de gás natural no Brasil. E isso decorreu dos avanços atuais que, por certo, apontaram para problemas/limites que ainda impedem a plena observância dos princípios do Novo Mercado de Gás (NMG) e dos objetivos pretendidos com o desinvestimento da Petrobras no setor, nos termos indicados pelo Termo de Compromisso de Cessação (TCC do gás), celebrado com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) em 2019.
Foram muitas as diretrizes, medidas e princípios dispostos na Resolução. Todos eles já dispostos em outras normas, experimentados em outros mercados, e reconhecidos como fundamentais para a transição entre um mercado restrito para um mercado seguro e confiável com a participação de diversos agentes.
Mas além do (importante) reforço de tais parâmetros pelo CNPE – vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministério de Minas e Energia – há novidades importantes que devem ajudar no crescimento do mercado de gás enquanto o CADE não sinaliza com decisões mais objetivas no âmbito do TCC do Gás e a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis não finaliza itens fundamentais da sua extensa agenda regulatória.
Mas vamos em partes. Em primeiro lugar, chama atenção para o (correto) apoio dado às diretrizes estratégicas do novo mercado de gás natural no Brasil, especialmente aquelas que indicam a necessidade de dinamismo e acesso à informação (transparência), a participação dos agentes do setor e a promoção à competição na oferta do gás natural (sem perder de vista o respeito aos contratos).
Neste sentido, cito algumas diretrizes que me chamaram a atenção:
E como se não bastassem tais diretrizes, o CNPE também confirmou os princípios da transição para um mercado de gás natural concorrencial, que deve primar pela segurança do abastecimento, pela celeridade e pelo fortalecimento e autonomia das agências reguladoras e da autoridade de defesa da concorrência.
Os objetivos da transição também são descritos na Resolução CNPE nº 3/22. Cito apenas alguns deles:
E tudo isso, sem esquecer da necessidade de (i) coordenação das atividades, (ii) concentração das operações de compra e venda de gás em um ponto virtual de negociação (que servirá como referência para os produtos relacionados à flexibilidade e ao balanceamento da rede), (iii) padronização dos contratos, (iv) redução da tarifa relacionada às interconexões e a efetiva interconexão das instalações do sistema de transporte, (v) a adequação de procedimentos e padrões utilizados pelos agentes, (vi) a implantação de programas para a liberação progressiva de gás natural (com a supervisão da ANP e dos órgão de defesa da concorrência) e (vii) simplificação e periodicidade dos processos de oferta de capacidade de transporte de gás natural. Grifei as palavras-chave para não restar dúvidas sobre os propósitos legítimos e necessários na consecução dos objetivos do NMG.
Para atingir tais objetivos, o MME se comprometeu a disponibilizar, no seu site, os prazos indicativos sobre: (i) interconexão de gasodutos de transporte; (ii) oferecimento de capacidade de transporte; (iii) troca de informação entre usuários e operadores de rede; (iv) elaboração de código de conduta e prática de acesso à infraestrutura; (v) processo de código de rede; (vi) informações sobre a constituição do conselho de usuários e (v) informações dos proprietários e operadores de infraestruturas essenciais. Previsibilidade, transparência e acesso às informações são essenciais para a estruturação do mercado de gás natural no Brasil.
Ademais, para além dos pontos que fazem referência ao transporte de gás natural, os temas que mais chamaram a atenção no artigo 8º da Resolução dizem respeito: (i) ao estímulo à participação ativa na comercialização de gás a curto prazo (para dar maior liquidez e transparência na formação de preços) e (ii) ao prazo de 180 dias para a conclusão das negociações entre os operadores de instalações e infraestruturas essenciais e o terceiro interessado no acesso – senão a ANP poderá atuar para verificar eventuais “condutas anticoncorrenciais ou de controvérsias entre as partes”, devendo deliberar em 90 dias sobre o caso. Espera-se que, ao se estabelecer prazos, o mercado tenha mais previsibilidade, transparência e segurança nas negociações de acesso. Mais um reforço no papel (protagonista) do regulador federal – sem perder de vista que, havendo dúvida sobre as “condutas anticoncorrenciais” sempre será possível consultar os órgãos de defesa da concorrência.
Ainda sobre acesso não discriminatório às infraestruturas essenciais, a Resolução CNPE reforça os seus princípios gerais (muitos deles já observados no case de acesso à UPGN Guamaré, por exemplo) merecendo destaque aquelas que ainda não foram implementados total ou parcialmente, quais sejam, os que estabelecem que (i) a remuneração para o acesso deva ser baseada em critérios objetivos e considerar um retorno justo e adequado do investimento, a partir de uma prestação de serviço eficiente; (ii) que toda recusa ao acesso deva ser devidamente justificada; e (iii) que os proprietários ou operadores devam dar transparência e disponibilizar dados e informações sobre as instalações de gás natural, contendo no mínimo: as remunerações dos serviços prestados; as capacidades disponíveis, contratadas e utilizadas; os atuais usuários das instalações; e as negociações em curso, especificando a data de início.
Outro importante tema tratado na Resolução CNPE nº 3/22 diz respeito às medidas estruturais e comportamentais que devem ser observadas pelos agentes que ocupem uma posição dominante no setor – as quais vão desde a alienação total das ações nas empresas de transporte e distribuição até venda de gás em leilões.
O CNPE também ratificou a importância da harmonização das legislações estaduais, ao indicar as medidas que esperam ser tomadas pelos estados, inclusive via aditivo contratual, com as suas concessionárias distribuidoras. Recomendou, também, a articulação do MME, ANP e EPE para treinamento e capacitação das agências reguladoras estaduais. Todos, pontos fundamentais – e ainda pendente em vários estados – para o sucesso do NMG!
Por fim, sobre as condições de concorrência no mercado de gás, o CNPE recomendou a elaboração de um diagnóstico conjunto entre ANP, MME, ME e CADE, em seis meses, o que é de extrema importância para a tomada de decisões estratégicas no sentido de assegurar a desconcentração da oferta do gás natural. Faço menção aos integrantes do Fórum do Gás – em especial à Juliana Rodrigues, especialista em energia da ABRACE – que sempre defenderam diretrizes de transição bem semelhantes às apresentadas pelo CNPE.
Vamos em frente nos caminhos indicados pelo CNPE.
[1] Art. 6º Fica estabelecido o período de transição para o novo desenho de mercado de gás natural até o término do processo de fusão de áreas de mercado de capacidade do sistema de transporte.
Daniela Santos
Felipe Fernandes
Um dos assuntos historicamente mais discutidos no setor de gás natural é a garantia de acesso não discriminatório às infraestruturas essenciais – detalhadas no próximo parágrafo. Não é de hoje que o tema volta a protagonizar análises técnicas e pareceres jurídicos, mas é certo afirmar que a partir da nova Lei do Gás e do seu Decreto regulamentador (14.134/21 e 10.712/21, respectivamente) o que ainda gerava insegurança – a despeito da vedação da recusa e/ou discriminação de contratar, prevista na Lei de Defesa da Concorrência (12.529/2011) – foi superado, e isso gerou novas expectativas para o setor.
De forma geral, podemos afirmar que os mencionados dispositivos legais não apenas asseguram o acesso não discriminatório de terceiros interessados aos gasodutos de escoamento da produção, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de GNL, mas igualmente esclarecem que os proprietários das instalações deverão: (i) elaborar, em conjunto com os terceiros interessados, observadas as boas práticas da indústria e as diretrizes da ANP, código de conduta e prática de acesso à infraestrutura, assegurar a publicidade e transparência desses documentos e (ii) receber a remuneração acordada entre as partes, com base em critérios objetivos, previamente definidos e divulgados na forma do código de conduta e prática de acesso à infraestrutura, (iii) restando a ANP a função de dirimir eventuais controvérsias sobre o tema (salvo no caso de instauração de arbitragem).
Ou seja, qualquer alternativa ao acesso não discriminatório, independentemente da regulamentação da ANP, é contrária à lei e à concorrência. E isso decorre da necessidade de se garantir que todos possam usufruir, sem qualquer discriminação e de forma transparente, de uma estrutura única – essencial– para movimentar o gás.
No passado, é sabido que a Petrobras detinha os ativos de infraestrutura essenciais e movimentava, quase que exclusivamente, o seu próprio gás. Portanto, naquele contexto, a necessidade de garantir o acesso não discriminatório era reduzida, em razão da presença de poucos agentes no mercado. Mas o cenário mudou e, após a celebração do Termo de Compromisso de Cessação de Prática (TCC) entre o CADE e a Petrobras, em 2019 – e os seus desdobramentos – passou a ser fundamental assegurar o acesso às mencionadas infraestruturas para os novos entrantes.
Neste sentido, mesmo antes da edição da nova legislação do gás, o próprio TCC foi enfático ao afirmar na cláusula 2.3 que “a PETROBRAS se compromete a negociar, de boa fé e de forma não discriminatória, o acesso de terceiros aos sistemas de escoamento de gás natural, respeitados, para os casos em que os sistemas possuírem coproprietários, o regramento estabelecido para tais sistemas.”.
Então a pergunta que se coloca é, hoje a garantia de acesso não discriminatório é, de fato, uma realidade?
Para responder é necessário esclarecer que muito já foi feito no sentido de assegurar o acesso não discriminatório às infraestruturas essenciais. A unidade de processamento de gás natural (UPGN) de Guamaré, à época de propriedade da Petrobras no Rio Grande do Norte, abriu as discussões em 2020 e, hoje, a UPGN está sendo utilizada por terceiros – o que foi muito festejado pelo setor uma vez que decorreu de um trabalho árduo e inédito envolvendo a ANP, o Estado do RN, o MME e a petroleira proprietária do ativo.
Entretanto, no caso da UPGN Guamaré, é importante notar que a Petrobras não divulgou a metodologia de cálculo dos preços referente ao acesso, o que, como se sabe, é fundamental para garantir a transparência e a segurança indicadas na Lei do Gás, e, consequentemente, a competitividade ao mercado. Ademais, sequer foi possível identificar quais etapas foram impostas pela Petrobras, e seu respectivo prazo para concretizar tal negociação, uma vez que tais informações não foram disponibilizadas. Ou seja, ainda há mais espaço para novas reduções do preço do gás praticado ao consumidor final!
Neste sentido, citamos o CADE, que em outras oportunidades já se pronunciou em defesa na adoção de medidas de transparência como forma de impedir práticas discriminatórias[1]:
(…)
No caso de compra e venda de gás, o tema ainda é mais nebuloso e com pouca discussão aberta. O que se sabe é que, de modo a cumprir as determinações do TCC, a Petrobras enviou, no final do ano passado, cartas para alguns operadores offshore para aprofundar o debate. Sem qualquer dúvida, é fundamental discutir o tema de forma ampla. Até porque, somente assim será possível avançar na direção de um mercado de comercialização de gás aberto e competitivo.
Mas não se pode perder de vista que, em julho de 2022, teremos 3 anos de vigência do TCC, e, a despeito de o CADE já ter sido provocado diversas vezes por representantes da indústria, na prática, ainda estamos vivenciando discussões individualizadas que prejudicam a implementação integral do princípio de acesso não discriminatório na compra e venda do gás. Ou seja, ainda não conseguimos incluir a ampla divulgação da metodologia de cálculo do preço do serviço de forma a contribuir para a maior competitividade no mercado e menor preço ao consumidor.
Certamente não estamos com isso defendendo a divulgação de informações comerciais das empresas e tampouco aquelas que, segundo a lei, devem ter tratamento confidencial. Na verdade, defendemos a ampla divulgação prévia da forma de cálculo do preço do serviço – além de todo o detalhamento necessário – que será utilizado pelo proprietário do ativo a qualquer parte interessada no acesso à infraestrutura.
Dito de forma ainda mais direta: resolver “caso a caso” o preço e as condições não é acesso não discriminatório, é simplesmente, no melhor caso, simples acesso. Não discriminar, neste caso, significa garantir que todos tenham o conhecimento das variáveis aplicáveis para calcular os valores que serão cobrados pelo serviço. Senão, como saber se não está sendo praticado um acesso discriminatório, por que não isonômico?
Em uma hipotética negociação entre vendedor e comprador de gás (atualmente há muito movimento neste sentido no mercado nacional), o fato de não se conhecer previamente a metodologia de preço aplicável a todos os interessados no acesso à infraestrutura de escoamento existente, por exemplo, já inibe ou torna insegura a expansão de negócios. Porque a aplicação de valores sem aderência a uma lógica previamente conhecida é um risco que, muitas vezes, afasta a liberdade e incentivos de contratação, ou mesmo cria soluções transitórias sem a segurança esperada. Logicamente, isso é uma forma de limitar o acesso, o que é contrário ao TCC, à concorrência, à Lei e ao Decreto do gás.
E tal situação foi recentemente exemplificada durante o evento da Gas Week de 2022 pela Vice-Presidente da Equinor, Claudia Brun, ao afirmar que, para que o gás da empresa chegasse ao mercado, foi necessário “muita negociação” e “resiliência” para garantir “uma solução transitória de acesso à estrutura de escoamento e processamento de gás na Bacia de Campos”.
Não há dúvidas sobre os avanços alcançados, mas tampouco há dúvidas sobre a necessidade de garantirmos mais segurança e menos “soluções transitórias” para o acesso às infraestruturas essenciais e isso, repita-se, somente poderá ser alcançado com transparência e publicidade das regras aplicáveis e remuneração acordada entre as partes, com base em critérios objetivos, previamente definidos e divulgados.
E mais: neste caso, considerando outro compromisso estabelecido na cláusula 2.5 do TCC – qual seja, de que a Petrobras não poderá comprar volumes adicionais de gás de outros produtores – é certo admitir que, em um cenário de produção crescente de gás, será primordial assegurar o acesso não discriminatório às infraestruturas essenciais por terceiros. Esse cenário já é uma realidade com a celebração de contratos de compra e venda para fornecimento de gás a partir de janeiro 2022 entre as distribuidoras estaduais e produtores offshore.
Para evitar prejuízos para o desenvolvimento do Novo Mercado de Gás (NMG), é fundamental o posicionamento ativo do CADE em relação ao efetivo cumprimento do TCC. Nesse sentido, vale lembrar que se trata de problema de ordem concorrencial, que se não for devidamente enfrentado pela autoridade antitruste, inviabilizará a efetiva competição de novos comercializadores junto à Petrobras. Exemplo disso foi a situação vivenciada no final do ano de 2021, quando as distribuidoras de gás se depararam com a ausência de opções de suprimento além da estatal, a qual impôs condições consideradas abusivas, como aumento da ordem de 50% a 300% do preço de gás, cláusulas restritivas e prazos de longa duração, por exemplo – o que, por certo, gerou prejuízos aos consumidores, o fechamento de mercado e a judicialização do assunto, visando atenuar o efeito danoso de tal aumento por meio de liminares…
Além do CADE, apesar da atuação destacada da ANP a respeito do tema e da possibilidade de o regulador lidar com questionamentos durante a transição – reforçada na apresentação do Superintendente da ANP, Hélio Bisaggio, na Gás Week de 2022 – considerando as conhecidas dificuldades dos agentes de divulgar informações que comprovam os problemas de acesso, não há dúvidas de que a recém-divulgada agenda regulatória da ANP (2022-2023) precisa priorizar os novos dispositivos referentes ao acesso de terceiros, sendo fundamental que a previsão de conclusão para janeiro de 2024 seja antecipada, de forma a assegurar a segurança jurídica do tema. Ademais, seria de grande valia que a ANP passasse a ser mais acionada na sua função de dirimir eventuais controvérsias sobre o tema, conforme assegura a Lei do Gás.
[1] Voto Relator: Conselheiro Gilvandro Araújo, Ato de Concentração nº 08700.005719/2014-65 (Rumo & ALL).