REGULAÇÃO DE GÁS

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Em 2015 (média até setembro), apenas 59% da produção bruta chegou ao mercado final. O nível de aproveitamento vem caindo desde 2013, devido ao forte aumento da reinjeção de gás na área do Pré-Sal. A reinjeção de gás, no Brasil, somava cerca de 10 MMm³/dia em 2013 e atingiu 23 MMm³/dia em 2015 e 30 MMm³/dia em janeiro de 2016.

Isto ocorre porque o aproveitamento do gás do Pré-Sal apresenta maiores desafios técnicos e econômicos, em função do nível de contaminação deste gás com CO2, da grande distância dos campos produtores da costa e da profundidade da lâmina d´água onde se encontram. O gás não aproveitado inclui, além do gás reinjetado, o gás queimado e utilizado nas plataformas.

Além disso, há mais uma perda nas UPGN, quando os líquidos são separados do gás seco; essa perda de volume é de cerca de 6-7%, e finalmente há perdas e consumo de gás no transporte de 5-6%. A produção de gás não associado e em terra vem crescendo, devido, em particular, à entrada em produção dos campos de Gavião Real e Gavião Azul, na Bacia do Parnaíba, no Estado do Maranhão. A porcentagem de gás não associado na produção bruta cresceu de 25% a 32%, na produção total entre 2010 e 2014.

A maior oferta doméstica não foi suficiente para reduzir as importações. Pelo contrário, as importações de gás natural da Bolívia e via GNL aumentaram rapidamente, neste mesmo período. Em 2014, 53% da oferta total foi proveniente de importações. O GNL é importado principalmente para suprir os picos de demanda termelétrica que vem se intensificando desde 2012, devido à escassez hidrológica do sistema elétrico nacional. Essa configuração acaba se tornando custosa, uma vez que o GNL é importado no mercado spot, que tem como característica grande volatilidade em seus preços. A dependência das importações, não apenas implica em gastos elevados de divisas, (cerca de US$ 7 bilhões de dólares, por ano em 2013 e 2014), como também resulta em preços de gás não competitivos para a indústria nacional.

A indústria nacional paga preços de gás que podem ser até três vezes mais caros que o preço praticado para a indústria nos EUA. Ou seja, a dependência de gás importado a preços elevados prejudica a competitividade da indústria nacional.

No que tange ao mercado de gás para geração termelétrica, uma característica importante deste segmento é a imprevisibilidade da demanda. Como as termelétricas operam de forma complementar às hidrelétricas, a demanda de gás do setor elétrico varia muito de acordo com as condições hidrológicas. Esta necessidade de flexibilidade de oferta para atender a variação da demanda das térmicas, eleva de maneira substancial o custo de oferta de gás natural. Como não é viável variar a produção de campos de gás associado, a flexibilidade de oferta é realizada pela Petrobras através de contratos de importação de GNL no mercado spot. Estes contratos apresentam preços de gás muito elevados e contribuem para encarecer a oferta de gás no Brasil.

- Abertura do mercado e regulação

O processo de abertura iniciou-se, de fato, com a promulgação, pelo Congresso Nacional, da Emenda Constitucional nº 9, de 9 de novembro de 1995, que flexibilizou o monopólio da indústria do petróleo no Brasil.

Essa emenda estabeleceu que a União pode contratar com empresas estatais ou privadas a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural, a refinação, a importação e a exportação.

Ressalte-se, ainda, que a Constituição Federal dispõe que as jazidas e demais recursos minerais constituem propriedade distinta da do solo, para efeito de exploração ou aproveitamento, e pertencem à União, garantida ao concessionário a propriedade do produto da lavra.

Para regulamentar a Emenda Constitucional nº 9, foi aprovada no Congresso Nacional a Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, que estabeleceu o fim do monopólio da Petrobrás, criou o CNPE e a ANP.

Essas mudanças ocorridas na indústria de petróleo e gás natural do Brasil fizeram parte de um processo mais amplo de reforma do papel do Estado na economia. Ao longo de várias décadas, o desenvolvimento dessa indústria esteve atrelado ao investimento estatal e a regulação se dava internamente à empresa.

Nesse novo cenário, passa a ser de responsabilidade da ANP definir os novos blocos exploratórios a serem licitados, além de promover a própria licitação. Dessa forma, se uma empresa privada, que pode ser de capital estrangeiro, vencer a licitação de um bloco exploratório, descobrir uma grande jazida de petróleo ou gás natural e realizar a lavra dessa jazida,o produto dessa lavra é de propriedade da concessionária.

Esse novo marco legal brasileiro é bastante diferente da legislação de outros países em desenvolvimento, onde as riquezas naturais são importantes bens do Estado.

Em grande parte desses países, a exploração de petróleo é feita sob o regime de partilha, no qual parte do produto da lavra é do Estado, ou com a obrigatória participação da empresa estatal do país.

No Brasil, todo o produto da lavra é do concessionário, cabendo aoEstado as participações governamentais. Assim sendo, existe a possibilidade de a ANP ser agente da transferência de enormes patrimônios da União para agentes privados.

Esse novo arcabouço institucional da indústria do petróleo foi estabelecido, ainda, com a finalidade de promover a competição entre os agentes, garantir o suprimento de petróleo e derivados, atrair novos investimentos, controlar a qualidade dos combustíveis e promover o livre acesso às instalações existentes de transporte e armazenamento.

Registre-se, no entanto, que a distribuição e comercialização nunca estiveram sob o monopólio. Apesar disso, havia controle de preços dos produtos pelo Governo Federal. A desregulamentação do setor de distribuição de combustíveis começou a ocorrer na década de 1990, e apenas recentemente, a partir de 2002, passou a viver um regime de liberdade de preços, visto que tanto os derivados como o petróleo passaram a ser vistos como simples commodities.

Assim, o faturamento das empresas produtoras de petróleo e derivados no Brasil está diretamente ligado ao preço dessas commodities no mercado internacional. Essa política de preços é uma das principais razões do lucro de 18 bilhões de reais da Petrobrás, em 2003.

Outro fato marcante na indústria brasileira de petróleo foi o início da extração de petróleo pela Shell Brasil, em 12 de agosto de 2003. Essa empresa foi a primeira grande petroleira