Não existem atalhos para o desenvolvimento de infraestrutura de redes, escrevem Adriano Pires e Bruno Pascon

Sem escoamento, preço não cai

Não há atalhos de curto prazo

Adriano Pires e Bruno Pascon, para o Poder360

Contratos de concessão de gás possuem prazos de 30 a 35 anos. Incentivos precisam ser calibrados corretamente para atingir redução de preços (Foto: André Valentim / Petrobras)

Em 23 de Julho de 2019, o governo federal lançou o Novo Mercado de Gás, iniciativa louvável e fundamental para promover a abertura do mercado de gás natural no país visando a retomada do crescimento econômico e desenvolvimento regional. De acordo com o governo, o Novo Mercado de Gás “visa melhorar o aproveitamento do gás oriundo do Pré-sal, da Bacia de Sergipe/Alagoas e de outras descobertas, ampliar investimentos em infraestrutura de escoamento, processamento, transporte e distribuição de gás natural, aumentar a geração termelétrica a gás e ainda retomar a competitividade da indústria nos segmentos de celulose, cerâmica, fertilizantes petroquímica, siderurgia e vidro, entre outros.”

Um dos pilares do Novo Mercado de Gás é reduzir os preços do gás natural praticados no país via um choque de oferta como o objetivo de reduzir o custo de desse insumo para a cadeia produtiva do país e, consequentemente, promover maior crescimento econômico.

Embora não se discuta a perspectiva de um choque de oferta de gás natural advindo do país e também de outros produtores globais, como os EUA (shale gás) e Argentina (shale gás de Vaca Muerta) nos próximos anos é importante tecer comentários acerca dos investimentos em infraestrutura necessários para que essa oferta chegue ao consumidor final, seja este uma indústria ou consumidor residencial por intermédio das distribuidoras de gás natural.

Sem capacidade de escoamento, de transporte e distribuição os preços não caem. Um exemplo recente foi o último inverno nos EUA em que devido a restrição de capacidade de escoamento para Nova Iorque, os preços de gás natural alcançaram a cifra de US$200/Mbtu enquanto no Texas os preços alcançaram a marca negativa de US$-9,0/Mbtu. Portanto é fundamental para que o governo alcance a redução no preço de gás natural no país que sejam dados incentivos corretos para investimento na expansão da malha de escoamento, transporte e distribuição do gás natural no país sem a qual uma redução dos preços por choque de oferta não serão materializados para consumidores.

Para tanto, o foco inicial do Programa Novo Mercado do Gás deveria ser em rentabilidade e não modicidade. Sem que as distribuidoras de gás natural (regulação estadual) e possíveis novos players para investimentos em escoamento, UPGNs e transporte (regulação federal) tenham os incentivos corretos, o investimento não será realizado e perderemos essa oportunidade histórica de redução de preços do gás natural para a cadeia industrial e consumidores residenciais.

Para ilustrar essa questão da rentabilidade versus modicidade trazemos o exemplo do setor elétrico. Quando foi promovida a abertura do setor elétrico brasileiro por intermédio de privatizações, criação de regulador independente e assinatura de contratos de concessão com regras claras houve um primeiro ciclo de revisão tarifária no ano de 2003 para permitir que as concessionárias tivessem recursos para promover a universalização do serviço básico em todo território nacional. Nesta ocasião as tarifas de eletricidade subiram em média 16% sendo que algumas distribuidoras tiveram reajustes de até 44% nas tarifas que foram repassadas para consumidores em 2003 e 2004. Dezesseis anos depois, o serviço está presente em 98,6% do território nacional e por intermédio de uma regulação equilibrada de incentivos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Agora o componente das tarifas de eletricidade que ficam com as distribuidoras caiu 52% passando de R$200/MWh para R$99/MWh Modicidade tarifária? Sim. Mas não no momento da abertura do mercado. Ela só foi alcançado por mérito das distribuidoras do país e regulação equilibrada da ANEEL ao longo de vários ciclos de revisão tarifária desde a abertura do mercado em 1995.

Portanto, não existem atalhos quando se trata de infraestrutura e não é a toa que contratos de concessão possuem prazos de 30 a 35 anos. É um segmento de negócio de longo prazo e se incentivos não forem calibrados corretamente no tempo a tão almejada modicidade tarifária não é alcançada.

Do ponto de vista estadual, para que haja expansão na malha de distribuição de gás natural os governos estaduais devem se espelhar no caso de sucesso da Comgás que atualmente atende aproximadamente 56% de todos os consumidores no país e 46% da rede de distribuição existente. A companhia historicamente investiu em média 2,0x a depreciação quando possuiu tarifas adequadas e a remuneração dos investimentos e quando houve atraso no ciclo de revisão tarifária de 2014 que acabou sendo concluído no ciclo seguinte de 2019, a companhia reduziu os investimentos para aproximadamente 1,0x a depreciação pois não existia o incentivo correto tarifária para remuneração de tais investimentos. A boa notícia é que acertadamente essa prerrogativa foi verificada pelo regulador no ciclo de Maio de 2019 e em razão disso a companhia dobrou o volume projetado de capex passando de R$400-500mn/ano para R$900mn/ano nos próximos cinco anos (o que equivale a 2,3x a depreciação).

No âmbito federal, para as atividades de escoamento e transporte vários modelos coexistem no mundo que podem ser estudados para possível replicação no Brasil. No México, para atrair investimentos em nova malha o governo garantiu a demanda de capacidade dos gasodutos por intermédio da CFE (estatal do setor elétrico) e Pemex (estatal de óleo e gás) e dessa forma foi bem sucedido em realizar leilões para aumentar a capacidade do país em 10.000km. No EUA, a introdução de MLPs (Master Limited Partnerships) no início da década de 80 foi principal modalidade utilizada para financiar investimentos em expansão de malha de oleodutos e gasodutos dos recursos não convencionais (shale) por intermédio do mercado de capitais. No Brasil, a experiência de sucesso na construção de linhas de transmissão de energia elétrica – segmento de negócio com riscos e características operacionais semelhantes ao negócio de transporte de gás natural – com modelo d a Receita Anual Permitida (RAP) poderia ser utilizado como proxy para atração de investimentos.

Qualquer que seja a alternativa escolhida é fundamental que não se perca a oportunidade de gerar os empregos, que tanto o país precisa durante a construção da nova infraestrutura. Com isso, estaremos preparando o mercado consumidor brasileiro para a chegada de grande volume de gás do pre sal que daqui a 5 ou 6 anos.

(Fonte: Poder360)

Adriano Pires é sócio fundador e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

Bruno Pascon é diretor do CBIE Advisory.