A Reforma da Indústria de Gás na Argentina€¦ · Estudo para Elaboração de um Modelo de...

Relatório

A Reforma da Indústria de Gás na

Argentina

Rio de Janeiro, Agosto de 2004

Agência Nacional do Petróleo

Estudo para Elaboração de

um Modelo de

Desenvolvimento da

Indústria Brasileira de Gás

Natural

R. GARCIA CONSULTORES

Estudo para Elaboração de um Modelo de Desenvolvimento da Indústria Brasileira de Gás Natural

Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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Conteúdo do Documento

I. Sumário Executivo

II. Caracterização do Setor de Gás Natural na Argentina

III. Situação do Setor Antes da Reforma

IV. Descrição do Processo de Reforma no Setor

V. A Estrutura do Setor Depois da Reforma

VI. Resultados da Reforma

VII. Impactos da Crise Macroeconômica Sobre o Setor

VIII. Possível Revisão do Modelo Face ao Futuro

IX. Lições

X. Anexo


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CONTEÚDO DO DOCUMENTO



III. Situação do Setor Antes da Reforma






IX. Lições

X. Anexo


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I - SUMÁRIO EXECUTIVO

A Argentina, assim como a Holanda, é um dos países que apresenta os maiores

índices de utilização de gás natural na matriz energética. Sua participação na

mesma, como energia primária, é de aproximadamente 50%. No que se refere à

energia elétrica, a geração com base no gás natural representa 55% da potência

instalada e 27% das fontes utilizadas.

Como decorrência das reformas no setor de hidrocarbonetos, que tiveram lugar no

início da década de 90, a partir de 1998 o país passou de importador à exportador

de gás natural. O consumo interno atual do energético é de aproximadamente 86%,

enquanto o restante da produção é direcionada ao mercado externo, formado pelo

Chile (85%), Brasil (14%) e Uruguai (1%). A infra-estrutura para a exportação

permitirá à Argentina entregar, aproximadamente, 30% da sua oferta total de gás,

quase o dobro do que se faz atualmente.1

As principais reservas estão distribuídas em três bacias: Neuquina (55%), Austral

(22%) e a do Noroeste (20%). O nível atual das reservas é de 664 bilhões de m³ e a

produção anual é de 45,8 bilhões de m³. A relação reservas/produção diminuiu

significativamente nos últimos anos e é hoje igual a 14 anos.

A demanda interna é formada por usuários industriais (35%), centrais elétricas

(28%), residenciais (24%), GNC (7%), comerciais (3,5%), dentre outros. Tal

consumo apresenta um comportamento sazonal devido à demanda residencial para

aquecimento durante o inverno.

No que diz respeito à infra-estrutura de transporte, é importante distinguir a que se

refere ao transporte doméstico da que se presta à exportação. Os gasodutos de

transporte interno têm uma capacidade agregada de, aproximadamente, 120,8

milhões de m³/dia e uma extensão de 12.773 Km, sendo que cinco sub-sistemas

conectam as diversas bacias produtoras com a área da Grande Buenos Aires, que é

o principal centro consumidor. Já os gasodutos usados para exportação, que se

direcionam principalmente ao mercado chileno, têm uma capacidade de

aproximadamente 40 milhões de m3/dia.

1 A capacidade máxima total dos dutos de exportação é de aproximadamente 40 milhões de m³/dia.


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A infra-estrutura de distribuição, por sua vez, estende-se por nove áreas de

consumo com, aproximadamente, 110.000 Km de rede e seis milhões de usuários.

No começo da década de 1990, houve profundas mudanças regulatórias e

organizacionais no setor. Antes de tais reformas, o mesmo caracterizava-se por um

alto envolvimento do Estado Nacional, o qual atuava através das empresas

Yacimentos Petrolíferos Fiscales (YPF) e Gas del Estado, e uma participação

mínima do setor privado. Este último atuava, fundamentalmente, como empreiteiro

para a prestação de serviços ou produção às duas estatais.

O setor estava integrado verticalmente com escassa segmentação de atividades. A

produção estava sob a responsabilidade da YPF ou dos seus empreiteiros, enquanto

as atividades de transporte, distribuição e comercialização aos usuários finais eram

desempenhadas pela Gas del Estado. Não havia concorrência e o acesso à infra-

estrutura de transporte era fechado. Os preços não refletiam os custos totais e

relativos entre os serviços, além de serem fixados de acordo com políticas

antiinflacionárias, setoriais ou de distribuição de renda.

A organização emergente das reformas gerou mudanças no papel do Estado no

setor, passando da intervenção direta nas atividades a formulador de política

energética e de regulamentação setorial. Assim, as diversas atividades na cadeia do

gás passaram a ser desenvolvidas pelo setor privado. As empresas estatais YPF e

Gas del Estado foram privatizadas seguindo diferentes modelos, levando em

consideração a natureza das atividades.

No caso da Gas del Estado, criaram-se duas transportadoras e nove distribuidoras

regionais. As atividades foram segmentadas verticalmente e se introduziu

concorrência nos segmentos de produção e comercialização a grandes usuários. As

reformas basearam-se em um regime de acesso aberto regulado no que diz respeito

às instalações de transporte e distribuição, com a implementação de restrições às

integrações horizontal e vertical das atividades, através de limites na possibilidade

de controle acionário e de participação no mercado.

Outras providências foram: o nível e a estrutura tarifária foram modificados para que


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refletissem os custos totais e relativos entre os serviços; e se institui um órgão

regulador independente, o Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), com

amplos poderes sobre as atividades de transporte e de distribuição. As exportações

desenvolveram-se sob esquemas de menor intensidade regulatória, com o

estabelecimento de acesso aberto negociado.

Podem-se observar resultados bastante positivos da reforma. O nível de

investimento privado foi significativo, nos diversos elos da cadeia, com a entrada de

muitos novos agentes. A produção expandiu-se para satisfazer a crescente

demanda interna e externa (exportações de gás e de gás liqüefeito de petróleo ou

GLP). A infra-estrutura de transporte doméstico, de exportação e de distribuição

acompanhou essa evolução com expansões importantes. Por fim, obteve-se um

progresso na qualidade e na quantidade de serviços colocados à disposição dos

usuários.

Cabe ressaltar ainda que, os preços dos serviços residenciais aumentaram de forma

mais significativa que dos industriais, refletindo assim, os custos relativos entre os

serviços. Antes da privatização, as empresas estatais operavam com déficits

permanentes, financiados pelo Estado, e as tarifas não refletiam os custos de

prestação do serviço.

Com a reforma, o Estado, além de receber as receitas geradas pelas próprias

privatizações, deixou de financiar os déficits das estatais e aumentou a arrecadação

de diversos impostos, como o Imposto sobre os Lucros.

No final de 2001, com a crise macroeconômica, que se intensificou a partir da

segunda metade de 2000, e o fim da conversibilidade, o setor gasífero entrou em

crise. As tarifas, inicialmente fixadas em dólar, foram convertidas para pesos,

eliminando-se dessa forma a cobertura cambial. Essa medida acarretou um aumento

considerável dos custos de investimento e operação.

Nos diversos elos da cadeia, os preços passaram a apresentar fortes distorções que

podem ser atribuídas a diversos fatores:

• dificuldade de repasse das variações do preço do gás na boca de poço aos elos

a jusante na cadeia de valor do gás natural;


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• dificuldade no cumprimento de obrigações no exterior pelas empresas atuantes

nos segmentos de transporte e distribuição.

A realização de investimentos cessou de forma brusca, devido à grave insegurança

jurídica resultante da quebra das regras em vigor, bem como à falta de acesso aos

mercados de capitais para financiar as expansões e ampliações dos sistemas.

A crise generalizada no setor e a falta de definições para superá-la geraram um

estado de incerteza acerca da sua evolução futura. Vale notar que, recentemente,

iniciou-se um novo processo de renegociação dos direitos e obrigações do Estado

junto às empresas licenciadas dos segmentos de transporte e distribuição.

Apesar das conseqüências indesejáveis, ponderando-se todos resultados obtidos

com as reformas, entende-se que as transformações empreendidas foram positivas.


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III. Status da Situação do Setor Antes da Reforma






IX. Lições

X. Anexo


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II - CARACTERIZAÇÃO DO SETOR DE GÁS NATURAL NA ARGENTINA

Conforme o Gráfico II-1, pode-se notar o crescimento do gás natural como fonte de

energia primária e a diminuição das participações do petróleo e do carvão. O gás

natural, que representava 18% da matriz energética, em 1970, passou para 50%,

atualmente, enquanto que o petróleo e o carvão diminuíram a sua participação de

71% e 3%, para 36% e 1%, respectivamente.

Gráfico II-1 - Evolução da matriz energética primária na Argentina

Período 1970 - 2002

1.97

0

1.97

5

1.98

0

1.98

5

1.99

0

1.99

3

1.99

5

2.00

0

2.00

2Petróleo

Gás natural

Carvão e lenhaHidroeletricidade

NuclearOutros

71,4%

17,5%

6,4%4,0%

0,7%

100%(30,5 milhões de TEP)


36,0%

50,0%

6,1%1,6%1,9%4,4%


Fonte: Secretaria de Energia / Análise STRAT/RG

Fonte: Secretaria de Energia / Análise STRAT/RG (Dados de 2003)

A participação do gás natural como fonte natural de geração de energia elétrica (ver

Gráfico II-2) cresceu significativamente, passando de 6%, em 1985, para quase

30%, em 2001. Este crescimento foi devido, principalmente, à introdução das

centrais de ciclo combinado a gás, durante a última década.


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Gráfico II-2. – Geração Elétrica por Fonte

Período 1985 - 2001 1.

985

1.99

0

1.99

3

1.99

5

1.99

6

2.00

0

2.00

1

Térmica

Hidroeletricidade

Turbinas a vaporDiesel

Turbinas a gás

Ciclo combinado vapor

Ciclo combinado gás

Nuclear

37%

100%(41,5 milhões de MWh)


47%



50%

13% 8%

45%


Com a evolução da capacidade instalada de geração, a participação do gás natural

na geração de energia elétrica ficou ainda mais importante, passando de 25%, em

1975, para 55%, em 2000.

Hoje, o país é exportador de gás natural e conta com reservas abundantes (11% do

total da América do Sul), localizadas principalmente nas bacias Neuquina, Austral e

Noroeste2 (ver Gráfico II-3). A absorção interna atual do gás natural é de,

aproximadamente, 87%, enquanto que o restante da produção destina-se ao

mercado externo (ver Tabela II-1).

Depois das reformas, no começo da década de 1990, as reservas aumentaram de

517 bilhões de m³ em 1993, para 778 bilhões de m3 em 2000. Contudo, a partir de

2 Fonte: International Energy Agency (IEA), South American Gas, OECD/IEA, Paris, 2003.


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2001, as reservas começaram a declinar e, em 2002, atingiram valores próximos de

664 bilhões de m3.

Gráfico II-3. – Evolução da distribuição das reservas provadas de gás natural na

Argentina

Período 1988 - 2002

1.98

8

1.98

9

1.99

0

1.99

1

1.99

2

1.99

3

1.99

4

1.99

5

1.99

6

1.99

7

1.99

8

1.99

9

2.00

0

2.00

1

2.00

2

Neuquina

Austral

Golfo San Jorge

Noroeste

56,0%

20,1%

4,5%

19,4%

100%(773,0 bcm) 100%

(663,5 bcm)

51,9%

22,4%

6,2%


19,5%



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Tabela II-1. – Oferta e demanda de gás natural na Argentina

Em MMm3

1991 2002 Produção 24.643 45.769 Importações 2.041 101 Demanda interna3 26.684 40.023 Exportações - 5.846 Absorção interna 100% 87%

Fonte: Secretaria de Energia, Ano 2003

Cabe sublinhar que, nos últimos anos, a razão reservas/produção de gás apresentou

uma trajetória decrescente. Atualmente, as reservas de gás do país são

equivalentes a aproximadamente 14 anos de produção, tendo já alcançado o

patamar de 17 a 18 anos.

Em relação à demanda de gás, 80% do consumo interno é concentrado nas

províncias de Buenos Aires, Córdoba e Santa Fé. Além disso, como se pode

observar na Tabela II-2, os segmentos industrial e de gás natural comprimido (GNC)

para uso veicular são responsáveis pela absorção de 70% do volume atualmente

entregue.

Tabela II-2 – Volume de gás natural consumido por segmento

Em MMm3/dia

1993 2002 Indice Tipo de usuário Volume % Volume % 1993 = 100

Residencial 15.445 26,0 18.235 23,8 118,1

Comercial 2.375 4,0 2.694 3,5 113,4

Industrial 21.225 35,7 26.900 35,1 126,7

Centrais Elétricas 15.882 26,7 21.326 27,8 134,3

GNC 2.084 3,5 5.590 7,3 268,3

Outros 2.424 4,1 1.940 2,5 80,0

Total 59.434 100,0 76.684 100,0 129,0

Fonte: ENARGAS, Ano 2003.

3 A semanda interna inclui o consumo do mercado doméstico, o consumo de gás nos poços, o gás reinjetado e aquele retido em planta de processamento.


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Já foi mencionado neste documento que o comportamento da demanda é

fortemente sazonal devido ao uso para aquecimento residencial. Por exemplo,

comparando-se a demanda dos meses de julho e de janeiro, observa-se que,

durante o inverno, consome-se 4,7 vezes mais gás que durante o verão (segundo

dados da ENARGAS para 19974). A manutenção da oferta de gás natural, sem

interrupções, para os pequenos consumidores, constitui um constante desafio para o

sistema, uma vez que, por motivos físicos, não foi possível desenvolver o

armazenamento subterrâneo em regiões próximas a Buenos Aires, o principal centro

de consumo.

Este fator contribuiu para que os picos de demanda durante o inverno fossem

supridos através de contratos interruptíveis, , com utilização de armazenamento

temporal nos gasodutos5 e, com a distribuição de gás natural liqüefeito (GNL),

regaseificado em uma planta instalada na Grande Buenos Aires6.

Por fim comenta-se que, a partir de 2001, a demanda interna passou a apresentar

taxas de crescimento decrescentes. As projeções oficiais, elaboradas pela Diretoria

de Prospecção da Secretaria de Energia, indicam taxas anuais de crescimento

menores que as da década anterior.

Infra-estrutura de transporte e distribuição

A Argentina dispõe de cinco sistemas de transporte interno de alta pressão, que

conectam as diferentes bacias à Buenos Aires:

• três saem da Bacia Neuquina, quais sejam: Centro Oeste, Neuba I e Neuba

II;

• um parte da Bacia Austral (San Martín); e

• o quinto se inicia na Bacia Noroeste (Norte).

4 O mesmo pode ser verificado para outros anos. 5 Este tipo de armazenamento é conhecido como line-pack. 6 Esta planta destina-se a atender a demanda de pico no inverno. Ou seja, é uma planta dita peak-shaving - já que se armazena gás liquefeito, posteriormente regasificado e injetado na rede para abastecer o pico de consumo diário (tem capacidade máxima de 3,8 MMm3/dia durante 10 dias).


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A capacidade de transporte de gás é de 120,8 MM m³/dia e os gasodutos de alta

pressão possuem uma extensão de 12.773 Km7 (ver Gráfico II-4). Duas empresas

transportadoras privadas são as operadoras desses sistemas, a saber: a

Transportadora da Gas del Norte S.A. (TGN) e a Transportadora da Gas del Sur

S.A. (TGS). A TGN atende as regiões Norte e Centro do país (Gasodutos Norte e

Centro-Oeste), com uma capacidade de transporte de 54,4 MMm³/dia e uma

extensão de, aproximadamente, 5.400 Km. A TGS por sua vez atende as regiões

Centro e Sul do país (Gasodutos Neuba I e II e San Martín), com uma capacidade

de 66,4 MMm³/dia e, aproximadamente, 7.400 Km de comprimento.

A capacidade de transporte expandiu-se consideravelmente a partir das reformas,

aumentando 69%, no período compreendido entre 1993 e 2002. Entretanto, a partir

de 2002, houve uma estagnação desta evolução.

Gráfico II-4 – Evolução da rede básica de transporte de gás natural na Argentina

Em quilômetros – Período 1970 - 2002

6.740

8.362

7.442

10.761

12.961 12.961

10.463 10.192 10.510 10.696 10.569

10.986 11.095 11.471 11.694

12.321 12.773

1.97

0

1.97

5

1.98

0

1.98

5

1.99

0

1.99

1

1.9

92 (*

)

1.99

3

1.99

4

1.99

5

1.99

6

1.99

7

1.99

8

1.99

9

2.00

0

2.00

1

2.00

2 (*

*)Introdução

do gasoduto Centro-Oeste

Introdução do gasoduto

Neuba IIRealocaçãode redes às

distribuidoras

(*) Parte dos gasodutos foram destinados à distribuição no processo de privatização da “Gas del Estado” (**) Inclui os gasodutos de interconexão da transportadora da “Gás Del Sur” Fonte: Secretaria de Energia / Análise STRAT/RG (Dados de 2003)

7 Fonte: ENARGAS / Secretaria de Energia, 2002.


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A Argentina dispõe de nove empresas que operam a rede de distribuição (ver Figura

II-1 e tabela II-3), dentre as quais destacam-se, pelos seus tamanhos e extensões

das suas redes, a Metrogas, a Gas Natural BAN e a Camuzzi Gas Pampeana.

Figura II-1 – Sistema de transporte e áreas de distribuição de gás natural para

atender ao mercado doméstico

Tabela II-3 – Quantidade de usuários e longitude da rede por distribuidora (Em quilômetros) Quantidade de usuários (em milhares) Extensão da rede (em Km)

Metrogas 1.943,6 15.774 BAN 1.214,1 20.412 Pampeana 922,5 22.786 Litoral 436,1 9.287 Sur 425,0 12.945 Centro 425,3 12.402 Cuyana 358,2 8.890 Gasnor 320,6 7.250 Gasnea 15,4 2.020 Total 6.060,8 111.766


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Quantidade de usuários (em milhares) Extensão da rede (em Km)

Fonte: ENARGAS, Ano 2003

A partir da reforma, a extensão das redes de distribuição passou de 67.412 Km, em

1992, para 111.766 Km, em 2002, um aumento de quase 66%.

Embora a expansão da rede não se tenha estagnado, em 2002, devido à crise

macroeconômica, é possível observar uma certa diminuição da sua taxa de

crescimento em relação à década passada. Em 2002, as redes de distribuição

cresceram 3%, enquanto a taxa média de crescimento anual do período 1993-2001

foi de, aproximadamente, 5%.

Exportações

As importações de gás na Argentina realizaram-se junto à Bolívia, no período de

1972 a 1999, e decaíram ao longo do tempo, passando do atendimento a 20% da

demanda interna em 1972, para 5% em 1999. Estas importações eram realizadas

pela região Norte através do Gasoduto YABOG.

A partir de 1997 os índices de exportação de gás argentino começaram a apresentar

expressividade, como se pode ver na Tabela II-4. Os principais países importadores

do gás argentino hoje são o Chile (85 %), o Brasil (14 %) e o Uruguai (1 %).

Tabela II-4 – Exportações argentinas de gás natural por destino

Em MM m³/ano – Período 1997 - 2002

Em MMm3/ano Em MMm3/dia Ao Chile Ao Uruguai Ao Brasil

1997 683 1,9 100% 0% 0% 1998 1.981 5,4 63% 0% 37% 1999 4.252 11,6 99% 1% 0% 2000 4.885 13,3 96% 1% 3% 2001 6.083 16,7 87% 1% 12% 2002 5.942 16,3 90% 1% 9%


Tabela II-5 - Exportações de gás natural para o Chile


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Em MM m³/ano – Período 1997 – 2002

Gás Andes

Pacífico Metanex

PA Metanex

YPF Metanex

SIP Atacama NorAndino

1997 127 554 1998 1.239 1999 2.008 105 697 592 285 540 1 2000 1.965 197 601 601 323 788 208 2001 2.011 284 700 617 402 695 597 2002 2.095 297 727 608 441 680 521


Tabela II-6 - Exportações de gás natural para o Uruguai


PetroUruguay Cruz del Sur

1997 0 0 1998 2 0 1999 23 0 2000 37 0 2001 34 0 2002 21 1


Tabela II-7 - Exportações de gás natural para o Brasil


Uruguaiana

1997 0 1998 740 1999 0 2000 164 2001 742 2002 550


O mercado chileno é abastecido através de um sistema constituído por sete

gasodutos:

• no Norte: Atacama e NorAndino;

• no Centro: GasAndes e Pacífico,

• no Sul: Patagónico, Tierra del Fuego e El Condor – Posesión.


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O mercado brasileiro é suprido através do Gasoduto Aldea Brasilera – Uruguaiana,

enquanto que o do Uruguai é abastecido através dos Gasodutos do Litoral e Cruz

del Sur.

Existem projetos que visam o aumento das exportações ao Brasil, que se considera

ainda sub aproveitada.. Estes projetos consistem na ampliação dos Gasodutos

Aldea Brasilera -Uruguaiana e Cruz del Sur até Porto Alegre.

No mapa da Figura II-1, pode-se visualizar o grau de interconexão das infra-

estruturas de transporte de gás entre os países do Cone Sul.

Quadro II-13 – Interconexões gasíferas no Cone Sul

Em operação

Em construção

Projeto

Em estudo

Capacidade de transporte

Estudo, transporte GNL

MMm3/dia

Fonte: Elaboração STRAT/RG, Ano 2003.


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IX. Lições

X. Anexo

III - SITUAÇÃO DO SETOR ANTES DA REFORMA

Pode-se distinguir três fases da indústria de gás na Argentina i) a primeira, anterior

à reforma, se inicia no começo da década de 1990; ii) a segunda dura de 1993 até o

final de 2001; por fim, iii) a terceira dura até os dias de hoje.

No Quadro III-1, resumem-se as principais características do modelo regulatório do

setor de gás natural, antes das reformas:

Quadro III.1. – Características da indústria de gás na Argentina antes da reforma

Papel do setor público e privado


– Forte intervenção estatal, com atuação direta nas atividades viaas empresas YPF e Gas del Estado;

– Mínima participação do setor privado.

– Forte intervenção estatal, com atuação direta nas atividades via as empresas YPF e Gas del Estado;

– Mínima participação do setor privado.

Integração verticalIntegração vertical – Alto grado de integração; baixa segmentação de atividades (produção: YPF; transporte, distribuição e comercialização: Gas del Estado)

– Alto grado de integração; baixa segmentação de atividades (produção: YPF; transporte, distribuição e comercialização: Gas del Estado)

Acesso à infra-estrutura de transporte

Acesso à infra-estrutura de transporte – Fechado.– Fechado.

ConcorrênciaConcorrência – Nula.– Nula.

TarifasTarifas – Em função de objetivos setoriais, inflacionários e distributivos (não refletiam custos totais e de serviços).

– Em função de objetivos setoriais, inflacionários e distributivos (não refletiam custos totais e de serviços).

Fonte: Análise STRAT/RG, 2003.

A desregulamentação e a privatização do setor de petróleo e de gás finalizaram um

período prolongado, no qual o Estado teve um papel fundamental como empresário

e planejador do setor energético, agindo diretamente por meio de empresas públicas

e, indiretamente, através do controle das decisões referentes a preços, produção,

comércio exterior, entre outras.

Antes da reforma, o setor energético funcionava sob a órbita da Secretaria de

Energia (SE), de acordo com a Lei de Hidrocarbonetos nº 17.319, de 1967. A

produção de hidrocarbonetos concentrava-se, quase totalmente, na empresa pública

YPF, através dos seus próprios recursos (produção própria) ou por meio da

celebração de contratos com terceiros, os quais lhe entregavam a sua produção.

O petróleo produzido era administrado pelo Estado, que o distribuía entre a YPF e

as refinarias do setor privado. Estas últimas dispunham de redes de postos de

gasolina, que eram regulados pela Secretaria de Energia e comercializavam os

produtos com os consumidores.

Cabe ressaltar que a principal atividade da YPF, no upstream8, relacionava-se à

produção de petróleo. O gás natural, obtido como um sub-produto do processo de

extração petrolífera (gás associado), não apresentava o mesmo interesse comercial

que a produção daquela commodity9.

O gás produzido era "transferido" (sem a celebração de contratos) a outra empresa

pública (Gas del Estado) a qual concentrava as atividades de transporte e

distribuição por todo o país, agindo como monopolista e monopsonista, uma vez que

comprava e vendia a totalidade do gás produzido ou importado, consistindo,

também, na única fornecedora do serviço e reguladora das condições para a sua

prestação.

A empresa Gas del Estado representa um exemplo típico de empresa estatal

integrada verticalmente em toda a cadeia, desde a aquisição do gás, até a sua

venda aos usuários nos diversos centros de consumo. Todas as transações,

incluindo-se a venda final ao público, realizavam-se conforme os preços fixados pelo

Estado, os quais, via de regra, eram muito inferiores ao preço dos hidrocarbonetos

nos mercados internacionais. Esta divergência obrigava o Estado a impor subsídios

e impostos nas operações de comércio exterior e a financiar os pagamentos de

royalties para as províncias, calculados com base nos preços internacionais.

Deve ser mencionado que tarifas de gás natural eram determinadas pelo Ministério

de Obras e Serviços Públicos (MOySP) e a Gas del Estado era "tomadora de

preços". Em geral, as tarifas da estatal não eram determinadas seguindo critérios

econômicos, e, sim, como instrumentos antiinflacionários ou de melhoria da

distribuição de renda. A aplicação de tais políticas tarifárias levou a que a

remuneração total recebida pela Gás de Estado deixasse, eventualmente, de cobrir

os custos de prestação do serviço.

8 Denominação que agrupa as atividades de exploração e produção de gás natural. 9 O petróleo é considerado uma commodity, uma vez que é um produto comercializado sob uma especificação uniforme em todo mercado, com seu preço determinado pela dinâmica da oferta e demanda.

Outra característica da determinação de tarifas neste período é que a estrutura não

refletia adequadamente as diferentes variáveis dos custos10. Quando as variáveis

dos custos do serviço não se refletem na estrutura tarifária, as modalidades das

tarifas - ou seja, as categorias, os níveis e a importância dos encargos - geram

dificuldades no que se refere ao cumprimento de objetivos de eficiência, conforme é

demonstrado a seguir:

• As categorias tarifárias se diferenciavam segundo o destino do gás (ex:

centrais elétricas, tarifas sazonais para as fábricas de cimento, entre outras);

• Não havia diferenciação segundo o tipo de serviço prestado (como firme ou

interruptível) o que implicava diferentes usuários pagando a mesma tarifa por

serviços com qualidades distintas;

• As tarifas refletiam apenas volumes de gás transportados, sem encargos

pela demanda de capacidade;

• A tarifa paga pelo usuário final aparecia como um valor fechado, sem a

separação dos custos de cada um dos serviços e produtos nele contidos

(como preço do gás na boca do poço e custos do transporte e da

distribuição). Tal prática dava origem a uma falta de transparência nos custos

da Gas del Estado;

• O preço do gás era uniforme para todas as bacias. Tal problema foi

transferido, mais adiante, ao processo de privatização.

Esta problemática agravava-se pelo fato da Gas del Estado não satisfazer a

demanda de gás no inverno, quando a qualidade do serviço diminuía em

conseqüência da redução da pressão na rede de gás. A crescente escassez de gás

nesse período pode ser atribuída a diversos fatores:

• A ineficiência da prestação de serviços monopolistas, pela Gas del Estado,

nas etapas de transporte e distribuição;

• A política tarifária que não cobria os custos da prestação do serviço, dando

sinais incorretos aos consumidores; e

• A falta de tarifas sazonais de "pico" e "fora de pico", o que impediu os

grandes usuários de otimizarem a utilização do gás natural.

Durante as décadas de 70 e 80, tentou-se solucionar os problemas da escassez

através da criação de uma nova infra-estrutura. Não se aplicaram mecanismos para

10 As tarifas médias dos grandes usuários, por exemplo, eram superiores às tarifas dos usuários residenciais.

a modificação dos preços, fato que poderia ter permitido o racionamento dos

recursos e a promoção do financiamento dos investimentos.

Este comportamento do Estado provocou um impacto sobre a produtividade da

economia como um todo. As obras eram comumente super-dimensionadas e os

investimentos não eram alocados corretamente para a solução dos problemas do

setor.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

24










IX. Lições

X. Anexo


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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IV - DESCRIÇÃO DO PROCESSO DE REFORMA NO SETOR

Contexto Político e Econômico da Reforma do Setor

No começo da década de 90, deu-se início a uma série de transformações na

economia argentina, em resposta à insatisfação geral da população com o Governo

Nacional que deixava o poder11, instigada pelas mudanças ocorridas no âmbito

internacional a partir da década de 80.

O descontentamento popular fundava-se principalmente::

•

• no descontrole de todas as variáveis econômicas (queda do produto interno

bruto, aumento do gasto público, hiperinflação, desemprego);

• no mal funcionamento das empresas públicas encarregadas dos serviços,

que resultou na baixa qualidade nas prestações, desinvestimento,

deterioração de ativos, e déficit crônico;

• na crença de que a reforma colocaria o país dentro do denominado "Primeiro

Mundo", sobretudo através da abertura da sua economia, estabilidade no tipo

de câmbio, atração do fluxo de investimentos, emprego e inclusão social,

crescimento do comércio exterior, inserção nos mercados globais, bens e

serviços de qualidade internacional;

A classe política exibia forte vontade em produzir a reforma (participação do Poder

Executivo Nacional, do Congresso e das Províncias) com:

o a promulgação de leis gerais (de reforma do Estado, de emergência

da economia, de desregulamentação, de estabilidade cambial) e de

leis particulares para cada setor (marco regulatório de cada setor);

o reformas em todos os setores simultaneamente;

o equipes políticas e técnicas com amplos poderes executivos;

o novas estruturas de regulação das atividades da economia, por meio

da criação de agências independentes, com perfil técnico;

11 Carlos Menem venceu ás eleições presidenciais em maio de 1989 e, devido à renúncia do Presidente Raúl Alfonsín, assumiu antecipadamente o seu mandato em julho do mesmo ano. Cabe ressaltar que a economia encontrava-se numa crise hiper inflacionária.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

26

o assistência integral de organismos multilaterais (Banco Mundial),

como suporte do processo de reforma econômica, técnica, entre

outras.

Se assistia:

• à adesão dos grupos econômicos locais à transformação que estava sendo

proposta, os quais buscaram alianças estratégicas com os líderes

internacionais de cada setor; e

• ao suporte internacional dos Estados Unidos, Canadá e de países da

Comunidade Européia (França, Itália, Inglaterra, Espanha, entre outros), dos

organismos multilaterais de crédito e das empresas e investidores

relacionados.

A principal mudança implicou uma redefinição ideológica que gerou alterações no

papel do Estado na economia, passando da intervenção ativa do setor público, como

prestador de serviços (entre eles, os relacionados com o setor do gás), ao papel de

regulador e fiscalizador das atividades. O modelo de um Estado investidor, gerente e

prestador direto de serviços passou para o de um Estado concentrado na definição

das regras de mercado, na atração e no fomento do investimento privado, e, no

controle da qualidade das prestações de serviços.

No setor de energia, a reforma rompeu a integração precedente entre os diferentes

elos da cadeia de produção, criando ocasião para o surgimento de novos agentes

nesses mercados. Abriram-se oportunidades para as atividades de transporte, de

distribuição e de comercialização.

Resenha das mudanças introduzidas pela Argentina no setor de

Hidrocarbonetos

Antes da reforma do setor gasífero, foram implementadas mudanças nos setores de

upstream e de energia elétrica. Convém a revisão sucinta das medidas

implementadas nestes dois setores, antes de apresentar análise detalhada da

reestruturação e da privatização da empresa Gas del Estado.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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No segundo semestre de 1989, frente a tendência à desregulamentação dos

mercados, estabeleceram-se as primeiras reformas nos setores de petróleo e gás

natural.

Determinou-se uma importante transferência ao setor privado das áreas de

exploração e produção controladas pela YPF. Foram também estabelecidas uma

série de medidas para garantir regras de concorrência nessas áreas. A seguir,

destacam-se algumas dessas providências:

• Livre disponibilidade do petróleo cru produzido;

• Livre disponibilidade das divisas;

• Preços livres;

• Eliminação de entraves ao comércio exterior;

• Liberdade de entrada para a instalação de refinarias e postos de

abastecimento

Os mecanismos de transferência de áreas de produção incluíram, entre outros, a

renegociação de contratos, a privatização de áreas produtivas marginais e centrais

(estas últimas em associação com a YPF), assim como sucessivas rodadas de

prospecção, com a participação da YPF e de companhias nacionais e estrangeiras.

Posteriormente, no período de 1991 a 1993, realizou-se a reestruturação da

empresa estatal YPF12 e a sua privatização, através da venda da maioria do capital

acionário no mercado internacional.

Apesar da importância política e financeira destas mudanças, a YPF continuou

sendo a maior empresa nos segmentos do upstream. Além disso, o nível de

concentração da indústria manteve-se alto, embora menor do que no período

anterior às reformas.

Resenha das mudanças introduzidas pela Argentina no setor elétrico

A reestruturação prévia do setor elétrico facilitou o processo posterior da reforma do

setor de gás.

12 Este processo incluiu a venda de determinados ativos nos diversos elos da cadeia de valor do petróleo.


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28

Em primeiro lugar, a estruturação e a privatização do setor elétrico proporcionaram

ganhos de eficiência e a atração de investimento privado, propiciando um forte

crescimento da sua infra-estrutura, principalmente no segmento de geração.

Em segundo lugar, durante o período de maior intervenção estatal, os problemas de

financiamento enfrentados pelas empresas elétricas foram significativos. Essas

dificuldades transferiram-se ao restante da cadeia devido à falta de pagamento das

faturas de óleo combustível e gás natural. Este problema endêmico da organização

estatal gerou um endividamento que era repassado na cadeia, em primeiro lugar, à

empresa Gas del Estado, e, posteriormente, à YPF seu principal controlador.

Neste sentido, cabe sublinhar que estes problemas foram contornados através da

privatização do setor, por meio da aplicação de políticas tarifárias mais realistas, da

mudança da propriedade e da implementação de incentivos comerciais.

Finalmente o tratamento tarifário particular dado ao setor de geração térmica, foi

desativado. Este fator repercutiu positivamente no funcionamento e despacho da

indústria de gás, tendo em vista que todos os usuários de maior porte passaram a se

distinguir, unicamente, pelo tipo de contrato (firme ou interruptível), e, não, pela

utilização dada ao gás.

Dentro deste contexto, é relevante ressaltar que o marco regulatório desenhado para

o setor elétrico foi bastante similar àquele do setor gasífero, no que se refere à

segmentação de atividades, papéis do setor público e privado, e princípios tarifários.

As principais diferenças se dão, sobretudo, na organização das transações e das

competências, no âmbito federal e provincial. Deve ser levado em consideração que

tanto as atividades de distribuição como de transporte do gás são desenvolvidas

como atividades de competência federal.

O novo marco regulatório do gás natural

A privatização da Gas del Estado ocorreu no final de 1992, depois da aprovação, por

meio da Lei no 24.076, do novo marco regulatório do setor para os serviços públicos

de transporte e distribuição do gás natural. O decreto no 1.738/1992 complementou


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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a citada lei, regulamentando diversos aspectos do seu conteúdo. Posteriormente, o

núcleo do marco regulatório foi completado com as Regras Básicas (licenças) e o

Regulamento do Serviço, que determinaram os direitos e obrigações das

transportadoras e distribuidoras junto ao governo e aos usuários, respectivamente.

Da análise desta normativa básica emanam os elementos fundamentais subjacentes

ao modelo de reforma deste setor (ver Quadro IV-1). A seguir, destacam-se os

principais objetivos:

• A eliminação da participação do Estado como empresário, substituindo-o por

agentes do setor privado com experiência internacional;

• A reorganização da prestação do serviço, buscando eliminar os gargalos do

fornecimento de gás e, no entanto, melhorar a qualidade do serviço aos

consumidores;

• A obtenção de ganhos de eficiência no transporte e distribuição do gás

natural por meio do estabelecimento do regime de Acesso Aberto não

discriminatório;

• O aumento da produtividade do capital do setor de gás através da melhoria

dos processos de investimento, nas etapas de transporte e distribuição;

• A introdução da concorrência.


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Quadro IV-1. – Características da indústria de gás natural na Argentina, após a

reforma



– Setor público: definição de políticas setoriais, regulação e fiscalização das atividades (criação de agências reguladoras);

– Setor privado: prestador de serviços em toda a cadeia.

– Setor público: definição de políticas setoriais, regulação e fiscalização das atividades (criação de agências reguladoras);

– Setor privado: prestador de serviços em toda a cadeia.

Integração verticalIntegração vertical– Segmentação vertical e horizontal das atividades na cadeia;

– Restrição na integração nas atividades da cadeia e nas propriedades cruzadas dos agentes.

– Segmentação vertical e horizontal das atividades na cadeia;

– Restrição na integração nas atividades da cadeia e nas propriedades cruzadas dos agentes.

Acesso à infra-estrutura de transporte

Acesso à infra-estrutura de transporte – Acesso aberto regulado às instalações de transporte e distribuição.– Acesso aberto regulado às instalações de transporte e distribuição.

ConcorrênciaConcorrência– Atividades de transporte e distribuição altamente reguladas;– Introdução da concorrência nas atividades na produção e comercialização de

gás natural (abertura do mercado a grandes usuários).

– Atividades de transporte e distribuição altamente reguladas;– Introdução da concorrência nas atividades na produção e comercialização de

gás natural (abertura do mercado a grandes usuários).

TarifasTarifas – Em função dos princípios econômicos do custo total e do custo dos serviços.– Em função dos princípios econômicos do custo total e do custo dos serviços.

Fonte: Análise STRAT/RG, 2003.

No novo modelo da indústria, houve uma clara segmentação vertical de atividades

(produção, transporte, distribuição etc.) e o surgimento de novos agentes. Dentro

desta segmentação, algumas atividades continuam sendo reguladas, como o

transporte e a distribuição (com características de monopólio natural). Por outro

lado, é nítida a intenção de introduzir a concorrência nas atividades potencialmente

competitivas.

Nesse sentido, na Lei no 24.076/92, está subjacente o objetivo de se criar um

mercado atacadista de gás, com os produtores, distribuidores, comercializadores e

usuários finais qualificados atuando livremente.

Neste esquema de maior concorrência, o primeiro pilar constituiu a liberação, em

dezembro de 1993, do preço na boca do poço, em um contexto de livre

disponibilidade de hidrocarbonetos13. A reforma neste aspecto foi complementada

com a liberalização do preço e a diversificação da oferta promovida com as medidas

de venda de jazidas e renegociações contratuais (liberdade de disposição do

produto e maior liberdade de opções para entrar no mercado).

13 A liberação deveria acontecer, no máximo, dois anos após a privatização.


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O segundo pilar da reforma constituiu na liberação dos usuários atuais e potenciais

do gás, permitindo a livre negociação das condições de fornecimento. A

concorrência implicou na liberação de uma faixa de usuários finais com um consumo

superior a 10.000 m³/dia (para serviço firme) ou 3.000.000 m³/ano (para

interruptível).14 Estes usuários poderiam, então, ter acesso a diversas opções de

serviço segmentadas, buscando o gás e o transporte por sua conta.

O terceiro pilar da reforma se constituiu no acesso aberto e não discriminatório

regulado às instalações de transporte e distribuição, no sentido de se desenvolver a

concorrência no mercado.

Neste sentido, a Lei no 24.076 é clara ao mencionar, como um dos seus objetivos

gerais "tender ao livre acesso, à não discriminação e à utilização generalizada dos

serviços e instalações de transporte e distribuição do gás natural", ao mesmo tempo

em que determina que "os transportadores e distribuidores estão obrigados a

permitir o acesso indiscriminado de terceiros à capacidade de transporte e

distribuição dos seus correspondentes sistemas, a qual não esteja comprometida

para atender a demanda contratada”. 15

Com vistas a potencializar um ambiente competitivo e menos conflitante, as medidas

anteriores foram complementadas pela introdução de restrições verticais e

horizontais às atividades dos agentes do setor, ao longo da cadeia, fomentando o

ingresso de diversos agentes do setor privado, facilitando o objetivo de uma maior

concorrência.

Neste sentido, não se permite aos transportadores, a compra ou a venda de gás,

uma vez que tais agentes devem ser empresas ou entidades legais separadas que

se dedicam, unicamente, à prestação do serviço e venda da capacidade de

transporte. Entretanto, não se aplica esta restrição no caso das distribuidoras e,

sendo assim, estas podem comprar e vender gás para fornecer aos seus usuários

cativos ou competir no mercado.

No que se refere à aplicação de tarifas, a Lei no 24.076 é clara no sentido de que o

nível tarifário deve proporcionar, aos transportadores e distribuidores, que operam

14 Estes valores foram reduzidos, posteriormente, em uma tentativa de aumentar a concorrência.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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de forma econômica e prudente, a possibilidade de se obterem receitas suficientes

para cobrir custos totais compostos por gastos operacionais, impostos e

amortização, e rentabilidade razoáveis.

No caso da rentabilidade, determina-se que a mesma deve guardar relação com o

risco inerente à atividade. Da mesma forma, o marco regulatório dispõe que a

estrutura tarifária deve refletir os custos relativos entre os serviços. Neste sentido,

menciona-se, expressamente, que "em nenhuma hipótese, os custos atribuíveis ao

serviço prestado a um consumidor ou a um grupo de consumidores, poderão ser

recuperados através de tarifas cobradas de outros consumidores".

Assim como os outros países que estabeleceram o acesso aberto regulado, as

tarifas de transporte e distribuição são reguladas. Isto significa que as negociações

dos aspectos contratuais entre os agentes do mercado reduzem-se a questões

específicas, relacionadas, principalmente, com as características do fornecimento

em tudo o que se refere a transações no mercado interno (as tarifas de transporte

para cada serviço já estão fixadas pelo regulador).

Por outro lado, o esquema regulatório adotado (de price cap16 por classe tarifária)

introduziu fortes incentivos para a eficiência da prestação do serviço.

Finalmente, no aspecto institucional, é importante destacar a criação de um órgão

regulador com amplos poderes, o Ente Nacional Regulador do Gás (ENARGAS).

Esta foi a primeira instituição constituída, praticamente, de forma simultânea, com a

implementação da reforma, o que, certamente, facilitou as ações posteriores.

Frente ao processo de privatização, dividiu-se a Gas del Estado em dez unidades de

negócio (duas empresas transportadoras e oito distribuidoras regionais), as quais

foram licitadas de forma pública e simultânea. Na metade de 1997, concedeu-se

uma nova área de distribuição, na única região do país sem infra-estrutura nem

prestadora encarregada.

As áreas de distribuição não coincidiram com as divisões provinciais do país, e

incluiu-se um conjunto de regiões no sentido de gerar unidades de negócio auto-

15 Normativa posterior regulamentou questões de acesso aberto (Resolução nº 1.483/2000).


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sustentáveis, sem deixar de fomentar uma quantidade suficiente de prestadores do

serviço, para facilitar a regulamentação por comparação (mecanismo usualmente

denominado yardstick competition)17.

No caso do segmento de transporte, embora a competição estivesse limitada a duas

companhias (sem exclusividade territorial), também fomentou-se a concorrência na

oferta de capacidade, uma vez que ambos sistemas de escoamento partiam da

mesma bacia, a saber, a Neuquina.

O processo de reforma da indústria gasífera apresentou determinadas

complexidades relacionadas à estruturação dos negócios e à organização das

transações, a partir de uma única companhia.

A demanda de gás superava a oferta disponível nos picos de frio, durante o inverno,

implicando restrições aos grandes consumidores em geral. Portanto, no sentido de

se possibilitar a escolha dos serviços, todos os usuários de maior porte foram

alocados na categoria interruptível, a qual possuía a tarifa mais baixa. Definiu-se um

prazo (inferior a um ano) para que se formalizassem os contratos, sendo que, dentro

desse prazo, os usuários deveriam optar entre permanecerem nessa categoria ou

acordar o fornecimento de um serviço firme, a um preço maior.

A reforma do setor obteve sucesso em pouco tempo, particularmente, considerando-

se o fato de nunca ter funcionado em bases contratuais. Para esse sucesso,

contribuíram os seguintes fatores:

• modelos contratuais para a prestação de serviços de transporte e

distribuição;

• estabelecimento de tarifas máximas para os supracitados serviços (o que

possibilita a aplicação de descontos);

• a obrigação (bem desenvolvida em termos de regulamentação) de prestar o

serviço, o que limitava a possibilidade de negar o acesso;

16 Sistema de preços máximos por tipo de serviço 17 No edital de licitação determinaram-se, adicionalmente, outras restrições para a integração vertical da propriedade (emanadas das disposições da Lei do gás e da sua regulamentação), os diversos segmentos para os grupos econômicos que adquiriam as unidades de negócio; limitações à transferência dos pacotes majoritários nas sociedades investidoras; limitações horizontais ao tamanho do negócio de transporte e de distribuição (por exemplo, o mesmo grupo não podia adquirir as duas unidades de transporte ou duas unidades de distribuição como a Metrogas e Gas Natural ; por citar as principais restrições).


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• a existência prévia (nas licenças de transportadoras e distribuidores) de

obrigações e direitos, assim como de um regulamento preciso e detalhado de

prestação do serviço.

Sem dúvida, o novo processo de alocação da capacidade se mostrou mais eficiente

que o anterior. Os usuários que finalmente concordavam em pagar um serviço firme

davam mais valor à capacidade do que aqueles que escolheram o serviço

interruptível. Sendo assim, o esquema de cortes – que continuou em função das

prioridades, embora em relação inversa à tarifa – teve como resultado um

procedimento no qual efetuava-se a simples divisão pro rata entre todos os grandes

usuários, independentemente do valor que eles proporcionassem ao serviço.

As alocações da capacidade de transporte e da produção constituíram outros fatores

da estruturação que visavam fomentar a incipiente concorrência. Os contratos de

transporte foram designados às distribuidoras, o que significa que o gás revendido

por essas companhias aos seus usuários não chegava ao city gate18 via produtor.

Entendia-se que esta capacidade beneficiaria o distribuidor na compra de gás a

preços mais acessíveis. Cabe esclarecer que, embora sendo o preço do energético

um pass-through para o distribuidor, este último sempre corre o risco de que seus

grandes usuários escolham outro fornecedor caso o seu preço não seja competitivo.

Como era praticamente impossível que as alocações de capacidade coincidissem

plenamente com as necessidades de gás no pico do sistema, permitiu-se às

distribuidoras que se realocassem as capacidades iniciais. Em outras palavras,

permitiu-se o funcionamento de um mercado secundário. De fato, houve realocações

de capacidade, o que demonstra que o importante é o mercado – isto é, que se

permita a realização de transações - e não as alocações iniciais.

O detalhamento das regulamentações dos serviços de transporte e distribuição e as

interfaces entre os elos diminuem as incertezas inerentes às transações e ao

processo de investimento. O governo incluiu uma série de investimentos obrigatórios

18 Ver relatório IEA 1999. A referência bibliográfica deve mencionar: título do documento, nome do autor/es, ano, país, etc, não se deve remeter simplesmente a um documento sem título sem nada!!! Verificar normas ABNT para referência bibliográfica.Ponto em que a companhia distribuidora de gás recebe o energético da transportadora.


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nos editais de licitação, como resposta política ao eventual interesse reduzido do

setor privado na realização dos mesmos, e como resposta a eventuais riscos

apresentados pela falta de manutenção da infra-estrutura nos anos anteriores à

privatização. Estes problemas, porém, não se materializaram, e os investimentos em

expansão superaram, amplamente, os investimentos obrigatórios.

A comparação entre o modelo anterior à Reforma e o adotado posteriormente indica

mudanças fundamentais, assim como o interesse no desenvolvimento da

concorrência com regras justas, estimulando o processo de investimento. Como será

visto mais adiante, as avaliações de desempenho da reestruturação do setor do gás

foram positivas em geral19, mas ressaltam a necessidade de continuar introduzindo

mudanças de segunda geração, dirigidas fundamentalmente à introdução de uma

concorrência maior que a observada.

Comparando-se a reestruturação da Argentina com a ocorrida na Inglaterra, ou mais

recentemente, na Espanha, é possível afirmar que houve um acerto grande no que

diz respeito à configuração do setor em relação aos benefícios trazidos pela

concorrência.

O caso inglês é bastante ilustrativo quanto ao fato de que privatizar um monopólio

sem as devidas reestruturações não proporciona benefícios, e que atingir o objetivo

de uma maior concorrência exige muito mais do que os simples passos formais de

publicação e transparência de preços. De fato, transcorridos poucos anos, fez-se

necessário realizar reformas adicionais com ações concretas de separação de

negócios (produção e transmissão e depois comercialização), reestruturações

tarifárias e outras medidas corretivas.

No que concerne à Espanha, também serve de ilustração de que nos segmentos da

indústria caracterizados como monopólios naturais são necessárias

regulamentações detalhadas para o acesso de terceiros às instalações de transporte

e para as tarifas, assim como fortes restrições à participação cruzada nesses

segmentos.


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19 Ver relatório “Regulatory Reform in Argentina’s Natural Gas Sector”, OECD/IEA, Paris, 1999.


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IX. Lições

X. Anexo


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V - A ESTRUTURA DO SETOR APÓS A REFORMA

Aspectos institucionais

Finalizado o processo de reforma do setor de hidrocarbonetos gasosos, o quadro de

autoridades públicas do mesmo ficou estabelecido da seguinte forma:

• O Poder Executivo Nacional (PEN) reteve o poder de concessão (outorga de

concessões ou licenças aos agentes);

• A Secretaria de Energia (SE) - dependente do anterior - conservou as

funções de promulgação de políticas energéticas, regulamentação e controle

do upstream;

• O Ente Nacional Regulador do Gás (ENARGAS), criado pela Lei no 24.076

(“Lei do Gás”), passou a ter a função de regulamentar e controlar as

atividades de transporte e distribuição como serviços públicos, e as de

armazenamento, processamento e comercialização, bem como outras

questões sujeitas à sua incumbência por motivos de segurança.

o O ENARGAS é presidido por uma diretoria formada por cinco

pessoas, sendo uma delas o presidente. Estes membros são

nomeados pelo Poder Executivo Nacional, mas o Congresso emite

opinião sobre os candidatos, antes de serem nomeados.

o Os cargos têm duração de cinco anos e são renováveis sem limites.

Cabe observar que o órgão está sujeito à auditoria externa, a qual

estabelece o regime de controladoria pública, financiada por

intermédio de uma taxa de inspeção e controle cobrada às

transportadoras, aos distribuidores, e aos comercializadores.

o Vale destacar as funções regulamentares, administrativas e de

jurisdição com as quais contou o órgão regulador do modelo

argentino. Por exemplo, como autoridade reguladora, quanto a

questões tarifárias, pode estabelecer as bases para o seu cálculo e

proceder à sua aprovação. Em matéria de segurança, dita os

regulamentos específicos sobre as características dos diversos

sistemas. Em questões de acesso, tem competência para

regulamentar as alocações de capacidade, em caso de expansões ou

sobre a base do despacho diário.

o A sua autoridade administrativa inclui a fiscalização dos serviços


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regulados, o poder de sanção e os instrutivos para a correção das

condutas prejudiciais apresentadas pelos prestadores.

Vale assinalar que, devido às crises econômica, social, política e institucional,

ocorridas no final de 2001, o esquema institucional da indústria de gás do país foi

alterado. O PEN suspendeu alguns procedimentos de ajuste tarifário nos quais o

ENARGAS dispunha de amplas autoridades. Além disso, criou uma Comissão de

Revisão de Contratos, a qual, mais tarde, passou a se denominar UNIREN -

Unidade de Renegociação e Análise de Contratos de Serviços Públicos.

Anteriormente à reforma do setor de gás, o Estado prestava o serviço e solucionava

os conflitos com o usuário (ver Quadro V-1). Ademais, o Estado e a empresa

prestadora dos serviços em análise se sobrepunham em uma única figura.

Quadro V.1. – Atividades regulatórias antes e depois da reforma da indústria

GovernoGoverno

Antes da privatização Depois da privatização

Usuários Usuários Ente regulador

Ente regulador Mercado Mercado

Usuários Usuários

Licenciadas Licenciadas

Fonte: Análise STRAT/RG

Fonte: Análise STRAT/RG. Ano 2003

No modelo resultante da reforma o setor público manteve as tarefas de

regulamentação geral, controle dos serviços e resolução dos conflitos entre os

atores do setor privado (ver Quadro V-2).


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Quadro V-2. – Funções dos organismos reguladores da indústria depois da reforma

(Antes da Lei de Emergência de 2002)

Poder Executivo Nacional Poder Executivo Nacional

Upstream (Exploração e Produção)

Lei de Hidrocarbonetos Nº 17.319 (1967)

Downstream (Transporte e Distribuição)

Lei de Gás Natural Nº 24.076 (1992) Decretos regulatórios

Ministério da Economia Ministério da Economia

Secretaria de Energia Secretaria de Energia

ENARGAS ENARGAS

• Planejamento estratégico

• Proposta e controle da execução da pol ítica nacional de hidrocarbonetos

• Estudo e análise do comportamento do mercado desregulamentado de hidrocarbonetos

• Registro de contratos

• Tarifas

• Procedimentos e regulamentos

• Audiências públicas

• Sanções

• Licenças a sub-distribuidores

• Registro de contratos

• Registro de comercializadores

• Mercado de revenda de capacidade

• Resolução de controvérsias entre os atores da indústria

• Inspeções e auditorias das licenciadas Fonte: Análise STRAT/RG. Ano 2003

Estrutura e organização do setor do gás

A partir das reformas empreendidas, fez-se possível distinguir as diversas etapas da

indústria do gás natural (produção, transporte e distribuição), nas quais começaram

a atuar diversos agentes nacionais e estrangeiros.

Os principais aspectos da reforma são detalhados no Quadro V-3.


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Quadro V-3 – Principais aspectos da reforma da indústria de gás natural na

Argentina

ProduçãoProdução

– Preço regulamentado – Mercado altamente concentrado – Fixação de preços a cargo do Ministério da

Economia

– Preço regulamentado; – Mercado altamente concentrado; – Fixação de preços a cargo do Ministério de

Economia.

Antes da privatizaçãoAntes da reforma Depois da privatizaçãoDepois da reforma

– Preço negociado livremente (LE) – Mercado menos concentrado (ainda

poucos vendedores) – Autoridade regulatória (ENARGAS)

autoriza o repasse na tarifa das variaçõesno preço do gás (pass-through) (LE)

– Preço negociado livremente;– Mercado menos concentrado (ainda

poucos vendedores); – Autoridade regulatória (ENARGAS)

autoriza o repasse das variações no preço do gás (pass – through) à tarifa.

Transporte Transporte

– GasdelEstado – Empresa estatal – Único comprador e vendedor de gás

– Gas delEstado: – Empresa estatal; – Único comprador e vendedor de gás.

– Acesso aberto – Tarifas regulamentadas(LE) – Duas transportadoras – Transportadoras têm restrições para

comprar ou vender gás

– Acesso aberto;– Tarifas regulamentadas;– Duas transportadoras;– Transportadoras têm restrições para

comprar ou vender gás.

DistribuiçãoDistribuição

– Nove empresas de distribuição– Tarifas regulamentadas (LE) – Lucros derivados exclusivamente do

serviço de distribuição

– Nove empresas de distribuição;– Tarifas regulamentadas;– Lucros derivados exclusivamente do

serviço de distribuição.

Autoridade RegulatóriaAutoridade Regulatória

– Secretaria de Energia – GasdelEstado – Secretaria de Energia;– Gas delEstado.

– Secretaria de Energia (prospeção e produção)

– ENARGAS (transporte e distribuição) – Lei 24.076

– Secretaria de Energia (prospeção eProdução);

– ENARGAS (transporte e distribuição).


Esta nova estrutura permitiu ampliar o universo de possíveis transações no mercado

argentino de gás natural (ver Quadro V-4).

Quadro V-4 – Estrutura da indústria depois da reforma

T1 T1

ProduçãoProdução

T2 T2

D/C1 D/C1 D/C2 D/C2

Usuárioslivres (>

5.000 m3/dia)

Usuárioslivres (>

5.000 m3/dia) Mercado

cativoMercado cativo

Comercializadores Comercializadores

ExportaçõesExportações

Produção/ importaçãoYPF

Produção/ importaçãoYPF

Transporte e distribuiçãoGas del Estado

Transporte e distribuiçãoGas del Estado

Mercado cativoMercado cativo

Antes da privatização Depoisda privatização



Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

42

Como parte fundamental do novo modelo do setor, criaram-se fortes restrições

(embora parciais) à integração vertical de produtores, transportadores, distribuidores

e comercializadores. A regulamentação é muito forte neste ponto e, no entanto, é

proibido a integração vertical da cadeia através do controle societário direto, indireto

ou comum de um elo sobre o outro20.

Da mesma forma, as transportadoras de gás não detêm monopólios regionais para a

prestação do serviço, sendo apenas proprietárias de seu sistema de transporte.

Além disso, essas empresas não podem comprar nem vender gás (a não ser para

consumo próprio), de modo que seus lucros estão relacionados, unicamente, com a

prestação dos serviços de transporte. Finalmente, as transportadoras competem

com as distribuidoras e com os produtores que podem construir seus próprios

gasodutos e, ao se expandirem, assumem o risco.

As empresas distribuidoras, cuja licença de prestação do serviço é regional, não têm

exclusividade territorial (têm uma prioridade) na provisão do serviço, dado que os

sub-distribuidores podem competir pelo território sem infra-estrutura ou serviço.

Ademais, não têm exclusividade no fornecimento aos grandes usuários, porque

podem vender serviços integrados ou não – conforme escolha dos grandes usuários

que podem contratar diretamente cada trecho da prestação a terceiros com ou sem

by pass físico.

A figura do sub-distribuidor incluída no marco regulatório define-se como sendo um

operador de menor escala que presta o serviço de distribuição a um grupo de

usuários de uma determinada área, com autorização do ENARGAS e tomando o gás

20 Sendo assim, um produtor, um armazenador, um comercializador ou um usuário final que compra gás diretamente do mercado atacadista não pode ter uma participação controladora (mais de 50% do capital acionário) na companhia investidora que controla uma transportadora ou uma distribuidora. No caso dos usuários finais, esta restrição aplica-se somente a ter uma participação controladora no distribuidor da região em que está localizado. Por sua vez, um distribuidor não pode ter uma participação controladora em uma transportadora nem uma transportadora pode ter uma participação controladora em uma distribuidora. Entretanto, um grupo de produtores, armazenadores, distribuidores ou consumidores que compram o gás por conta própria podem, em conjunto, ter um poder controlador sobre uma sociedade investidora que controla uma transportadora ou uma distribuidora, se em conjunto não transportarem mais de 20% do gás que flui pelo sistema da transportadora ou distribuidora correspondente. Observe-se que as restrições de integração vertical no âmbito da propriedade são parciais. Isto faz com que os grupos econômicos possam se integrar verticalmente em alguma medida para minimizar os riscos e, por outro lado, fomenta a concorrência, proibindo participações controladoras em mais de uma etapa da cadeia. Da mesma forma, devemos observar que o modelo limita a qualquer ofertante ou demandante do gás do mercado atacadista uma participação controladora nas redes de transporte e distribuição em que se realizam as transações, precisamente para fomentar a concorrência nesse mercado. Qualquer grupo econômico que não seja ofertante ou demandante de gás pode ter uma participação controladora em uma transportadora ou distribuidora.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

43

geralmente de um distribuidor. Na prática, o distribuidor tem prioridade no serviço,

mas não conta, rigorosamente, com um direito exclusivo.

Sistema tarifário

O sistema tarifário adotado pela Argentina constitui o de preços máximos (price cap)

por classe de serviço, sendo permitida a concessão de descontos. Na verdade, ao

se tratar de tarifas máximas, o prestador pode diminuí-las à sua conveniência, com a

finalidade de manter ou ampliar o seu mercado, sem necessidade de autorização

por parte do ENARGAS. Entretanto, cabe assinalar que, em nenhum caso, pode

discriminar ou deixar de recuperar os seus custos.

No que se refere aos mecanismos de ajuste de tarifas, há adequações de natureza

diversa:

• Algumas são predeterminadas no tempo:

o Semestrais (geradas pela indexação automática por índice de preços

dos Estados Unidos, Producer Price Index, e/ou pela variação do

preço do gás commodity);

o Qüinqüenais (geradas pelo mecanismo da revisão tarifária);

o Extraordinárias (geradas por mudanças circunstanciais, alterações

tributárias, etc.).

• Outras são predeterminadas na forma:

o Automaticamente para o Producer Price Index (PPI) ou pela variação

sazonal do preço do gás;

o Procedimentos diversos, segundo critérios de impostos ou de taxas.

• Em outros casos, o mecanismo de ajuste foi estabelecido somente de forma

genérica e a ser determinada, como no caso das Revisões Qüinqüenais das

Tarifas (RQT), por meio das quais o órgão regulador pode definir os

procedimentos:

o para ajustar somente o nível tarifário (calculando a incidência dos

fatores de eficiência e de investimento do próximo qüinqüênio em

termos percentuais); ou

o para revisar também a estrutura das tarifas (método de revisão

global).


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

44

Os subsídios tarifários estão permitidos sempre e quando estiverem previstos, de

forma explícita, no orçamento do governo nacional. Não acontece o mesmo com os

subsídios cruzados, os quais estão expressamente proibidos.

No transporte doméstico, as tarifas são máximas e reguladas, enquanto que no

transporte de exportação, há livre negociação das tarifas entre as partes. As tarifas

refletem o fator distância por áreas entre as zonas de entrega no mercado e de

injeção nas jazidas21.

Os tipos de serviço de transporte são basicamente firme, interruptível e de

intercâmbio e deslocamento, sendo este último de menor importância.

A modalidade tarifária para o serviço firme é de taxa por reserva de capacidade e

taxa por uso de combustível para movimentação do gás entre as zonas de injeção e

entrega do mesmo. A tarifa interruptível é por unidade de volume transportado e

também tem uma taxa por uso de combustível para movimentação do gás. Esta

tarifa equivale à tarifa firme com um fator de carga de 100%.

As tarifas de distribuição são reguladas e máximas, devendo refletir o custo de

provisão de cada serviço de acordo com as características a seguir:

• Os serviços do tipo firme são mais caros em comparação com os do tipo

interruptível, porque os primeiros impõem um custo maior;

• Os serviços conectados às redes de distribuição são mais caros que aqueles

conectados aos gasodutos da rede básica;

• A magnitude das margens de distribuição nas tarifas finais está inversamente

relacionada ao volume de gás consumido, em cada tipo de serviço;

• As tarifas para grandes usuários da modalidade firme são estruturadas sob

uma modalidade na qual é cobrada uma taxa por capacidade (mensalmente)

e uma taxa volumétrica;

• As tarifas para grandes usuários interruptíveis são estruturadas, somente em

função de uma taxa volumétrica.

O preço de venda ao consumidor final inclui os custos de aquisição do gás das

distribuidoras, constantes dos contratos de gás. As normas vigentes estabelecem

21 Para mitigar o fator distância foram estabelecidas tarifas por zona, ao invés de tarifas ponto a ponto.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

45

um mecanismo de pass-through implementado pela ENARGAS, por meio do qual se

repassa o custo do gás para a tarifa aplicável aos consumidores finais.

De acordo com o previsto na regulamentação, a implementação desse mecanismo

deve ser neutra em relação aos distribuidores, de tal forma que estes não sejam

beneficiados nem prejudicados pela variação do preço do insumo. O princípio

aplicável é que o usuário paga como tarifa final o resultado da soma do preço do

gás, negociado livremente por cada distribuidora no mercado atacadista, com as

tarifas pelos serviços de transporte e distribuição reguladas (máximas).

A concorrência no setor

O modelo implementado assumiu a existência de um possível desenvolvimento da

concorrência nas atividades de produção e comercialização, sendo reguladas as

tarifas dos segmentos de transporte e distribuição. Este quadro liberal complementa-

se com o quadro de livre importação. A exportação do gás, cujo preço é negociado

livremente, está sujeita à prévia autorização por parte da autoridade reguladora e da

Secretaria de Energia.

O preço do gás na boca do poço manteve-se regulado posteriormente à

privatização, até dezembro de 1993. Os produtores e os agentes autorizados do

sistema (grandes usuários, distribuidores e comercializadores) negociam livremente

as condições de fornecimento. Não há, como no caso do transporte ou da

distribuição, modelos de contrato para o fornecimento de gás.

O ENARGAS deve autorizar o repasse das variações (a maior ou a menor) do preço

na boca do poço para a tarifa final. Atenta-se para o fato de que este procedimento

somente é efetuado para aqueles usuários cujo mercado é cativo da distribuidora.

No modelo pós-reforma, os grandes usuários que pagam tarifas de distribuição

(preço de gás natural + custo de transporte + margem de distribuição) podem

realizar um by-pass comercial (pelo gás e/ou transporte) e, também, físico22, com

restrições de volume e mediante o cumprimento de determinados períodos. O

sistema de solicitação de by-pass serve para informar as partes, bem como gerar


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

46

um ambiente de negociação para o solicitante e o prestador incumbente. A

autoridade reguladora intervém em caso de conflito.

Com a finalidade de promover o acesso a diferentes opções de serviço (unbundled),

para um maior número de usuários previamente cativos, ampliou-se, em 1997, o

mercado desregulado das transações, diminuindo-se o limite, originalmente previsto

no marco regulatório, de 10.000 m³/dia para 5.000 m³/dia, de modo a possibilitar o

by pass comercial ou físico às licenciadas.

Ademais, visando garantir a livre disponibilidade do gás por parte dos produtores,

bem como de opções por parte dos usuários de maior porte, a Lei do Gás

estabeleceu o princípio de acesso aberto não discriminatório às capacidades dos

sistemas de transporte e distribuição.

Em outras palavras, foi possível caracterizar o acesso como "contratual regulado",

considerando que:

• A cessão de capacidade realiza-se em função da melhor oferta, através de

procedimentos formais de Open Season ou Concurso Aberto; e

• Os contratos entre transportadores e carregadores devem ser padronizados,

seguindo os modelos aprovados pelo ENARGAS.

Outra medida para promover a concorrência no setor consistiu no estabelecimento

de um mercado secundário para a revenda de capacidade (transferência do direito a

um serviço de transporte firme). As vantagens derivadas deste mecanismo são:

• Alocar a capacidade firme aos carregadores que mais a valorizam;

• Reduzir o custo unitário da capacidade dos carregadores com contrato firme;

• Vender a capacidade não utilizada como um melhor serviço firme, no lugar

de um serviço interruptível;

• Aumentar o fator de carga dos gasodutos; e

• Aumentar a oferta de capacidade sem necessidade de fazer ampliações.

No que se refere à resolução de controvérsias, o marco regulatório estabeleceu um

regime de audiências públicas com o objetivo de encorajar a participação daqueles

22 Evitar a utilização de uma rede de distribuição ou de um gasoduto de transporte construindo seu próprio duto de conexão


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

47

atores mais ativos do setor do gás que, de forma direta ou indireta, pudessem ser

afetados pelas controvérsias ou pelas decisões regulatórias a serem adotadas.

A convocação para a audiência pública pode ser realizada por mandato ou por

pedido das partes, em todos os casos que o ENARGAS considere necessária.

Entretanto, está obrigado a convocá-la em determinados casos, tal como para a

revisão tarifária.

Regras de expansão da infra-estrutura

As expansões de transporte são facultativas. Isto é, as transportadoras não estão

obrigadas a expandir a sua capacidade, mas devem permitir a interconexão com

terceiros e a medição. Por outro lado, quando lançam um projeto de expansão,

estão obrigados a realizar uma oferta pública da eventual capacidade futura.

As transportadoras podem se expandir através de ampliações ou extensões, a partir

dos seus próprios sistemas, ou por meio de interconexões com outros gasodutos, e

através de Acordos de Interconexão com conteúdo operacional e tarifário.

O financiamento da expansão do transporte foi historicamente solicitado pelas

próprias licenciadas e/ou terceiros ad-hoc vinculados a elas, com base em contratos

vendidos a longo prazo com os carregadores.

Atualmente, a crise macroeconômica argentina e a delicada situação financeira das

empresas transportadoras, as quais encontram-se em situação de mora no

cumprimento dos seus compromissos creditícios (bônus e empréstimos), resultaram

no fato das expansões serem oferecidas, somente, com base em sistemas de “pré-

pagamento de capacidade", isto é, por meio dos quais, os carregadores que devem

procurar o financiamento e não as licenciadas.

No que se refere às expansões da rede de distribuição, as distribuidoras estão

obrigadas a expandir a sua capacidade se as suas tarifas o permitirem. Caso se

neguem a fazê-lo, devem:

• Demonstrar que a expansão não é rentável, de modo que não se recuperaria

o investimento através da prestação de serviços através das novas


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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instalações a serem construídas, utilizando as tarifas vigentes;

• Especificar a contribuição ou sobre-tarifa que os interessados na expansão

deveriam pagar.

As transportadoras expandiram, sem conflitos, a capacidade dos seus gasodutos,

por meio de aumento da capacidade de compressão dos gasodutos paralelos

(loops). Entretanto, as extensões laterais dos seus sistemas, para atender os

mercados externos ou novos clientes diretos não contaram com as mesmas

facilidades.

No que se refere ao transporte para a exportação, o ENARGAS interpretou que as

empresas transportadoras não podem estender os seus sistemas através de

gasodutos laterais, para atender esses mercados por conta própria (como

proprietárias e operadoras), isto é, sem a intervenção obrigatória de um "terceiro

interessado", como sócio ou terceirizado (caso líder "Gás Andes"). Nestes casos,

realiza-se um "Acordo de Expansão" com o terceiro interessado, o qual passa a agir

como terceirizado. A nova infra-estrutura, fruto da extensão, passa a integrar o

sistema de gasodutos da transportadora em questão.

No que se refere ao fornecimento e desenvolvimento de novos mercados internos

(novos clientes diretos), a autoridade reguladora interpretou que um "novo usuário"

pode instalar a sua planta, com seu próprio gasoduto, através de um by-pass até

fazer a interconexão com uma transportadora, mas estas não podem oferecer ao

"novo usuário" para construírem, serem proprietárias e operarem esse gasoduto

como uma extensão do seu sistema.

Por último, cabe esclarecer que, apesar do mecanismo de revenda estar

expressamente previsto nas regulamentações vigentes, na prática não foi gerado um

mercado secundário de revenda de capacidade de transporte.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

49










IX. Lições

X. Anexo

VI - RESULTADOS DA REFORMA

Em geral, considera-se que os resultados da reforma foram bastante positivos. O

nível de investimento privado esperado se concretizou em todos os elos da cadeia,

com a entrada de diversos novos agentes. A produção expandiu-se para satisfazer

uma demanda crescente, tanto no mercado local como no externo. A infra-estrutura

de transporte (doméstico e de exportação), assim como a de distribuição,

acompanhou esta evolução com expansões relevantes. A qualidade e a quantidade

de serviços disponíveis para os usuários continuou se elevando.

No que se refere aos preços, houve um aumento do nível tarifário geral nos diversos

elos da cadeia e uma mudança na estrutura tarifária, tornando os serviços

residenciais mais caros que os industriais, para refletir melhor os custos relativos

entre os serviços. Este aumento dos preços foi uma demonstração do nível e da

estrutura tarifária para refletir os custos do serviço.

Destacam-se, a seguir, alguns dos efeitos das reestruturações.

Receitas fiscais

Os recursos gerados pelo governo relativos a impostos do setor privatizado foram

praticamente quintuplicados. Por exemplo, enquanto a média anual de pagamento

da Gas del Estado, no que tange a impostos sobre os lucros, durante o período

1990/1992 foi de US$ 42,7 milhões, o valor pago pelas licenciadas, durante o

período 1993/2001 foi de US$ 187,9 milhões (valores correntes).

Outro efeito sobre as receitas fiscais concerne à economia alcançada pelo Governo

Nacional por não ter que financiar os déficits das empresas estatais. Vale observar

que o último déficit operacional da Gas del Estado, antes de sua privatização, foi de

US$ 230 milhões (valores correntes).

Finalmente, houve efeitos importantes nas receitas e despesas fiscais que não se

mantiveram no decorrer do tempo, a saber: a entrada de verbas ou diminuição de

passivos do Governo Nacional, em conseqüência dos valores pagos na privatização

da Gas del Estado, que chegaram a um total de US$ 2.738 milhões; indenizações

trabalhistas por rescisão contratual de US$ 24 milhões; a assunção da dívida da Gas

del Estado de US$ 466 milhões pelo governo. O Quadro VI-1, a seguir, é um

exemplo de outros aspectos relacionados com as receitas fiscais e receitas oriundas

da privatização.

Quadro VI-1 – Receitas do Estado Nacional Argentino pela privatização do setor de

gás natural

US$ milhões

Impostos (segmento regulado) 5.352

Imposto sobre os lucros 1.691

Impostos + Dividendos 5.811

Impostos (total) 9.030

Venda de ativos 3.218

Passivos de Gas del Estado (assumidos pelas licenciadas) 2.700

Nota: US$ 5.352 milhões de impostos equivalem a 66% das receitas geradas pelo setor. Fonte: ENARGAS; Asociação de Distribuidoras de Gás Natural (ADIGAS), 2003.

Novos Agentes

Deve ser mencionado que agentes do setor privado (estrangeiros e nacionais)

entraram no setor, com um grau de integração vertical parcial na cadeia do gás.

Considerando o objetivo das reformas de segmentar a cadeia do gás e de introduzir

a concorrência através de limitações verticais e horizontais, no que se refere à

propriedade, o número de agentes do setor privado que se incorporaram foi

significativo. Atualmente, diversas novas empresas, operam no segmento de

produção, as quais apresentam-se nos Quadro VI-2 e VI-3 a seguir:

Quadro VI-2 – Participação dos principais agentes presentes na atividade de

produção de gás

Agente %

Repsol-YPF 30,6

Total Austral 18,9

Pan American Energy 11,9

Pluspetrol 11,2

Petrobras Energia (ex Pecom Energia) 7,2

Tecpetrol 7,0

Chevron 3,3

Capex 2,0

Sipetrol 1,5

Outros 6,4

Total 100,0

Fonte: Secretaria de Energia, 2002.

Quadro VI-3 – Participação dos principais agentes na oferta de gás

Agente % Repsol-YPF 45,8

Wintershall 11,4

Pan American Energy 8,7 Pecom Energía 6,6 Tecpetrol - Mobil -CGC 3,9 Coastal 3,7 Pluspetrol 3,5 Chata 2,9 Sudelektra 2,0 Tecpetrol 1,9 Tecpetrol-Ampolex-CGC-YPF 1,7 Pluspetrol - Astra 1,6 American – Wintershall 1,5 Pionner 1,0 Outros 3,7 Total 100,0

Fonte: ENARGAS, 2002.

O nível de concentração observado (medido simplesmente a partir do maior agente

ou dos quatro maiores) continua sendo importante. A Repsol-YPF tem 36% das

reservas e 31% da produção. Adicionalmente, a empresa, através de "joint-ventures"

com outros agentes e aquisições de outros produtores, controla aproximadamente

46% da oferta do mercado atacadista. Outros agentes importantes, no segmento de

produção, são a TotalFinaElf e a Pluspetrol. Estas empresas, juntamente com a

Repsol-YPF, controlam a metade das reservas e 58% da produção total.

No que se refere às atividades do downstream, em conseqüência dos requisitos do

edital de concorrência da Gas del Estado, cada grupo investidor participante devia

contar com um Operador Técnico Internacional (como acionista obrigatório) que

cumprisse determinadas exigências mínimas (quantidade de usuários, quilômetros

de infra-estrutura etc.). Foi assim que diversos agentes globais ingressaram no país,

tais como, British Gas, Grupo Gas Natural, TransCanada, Gruppo Camuzzi, Enron,

Gaz de France, Gasco , tanto no momento da licitação como, mais adiante, a partir

de vendas de participações acionárias.

Por outro lado, a própria privatização implicou a substituição da Gas del Estado por

um total de dez novas empresas (duas de transporte e oito de distribuição) às quais,

em 1997, foi acrescentada uma nona distribuidora para prestar serviços no nordeste

argentino, que era a única área em que a Gas del Estado não tinha desenvolvido

infra-estrutura.

Nas transportadoras de gás doméstico (ver Quadro VI-4), é possível destacar como

acionistas da TGN, CMS Energy, TotalFinaElf, Techint e Petronas. No caso da TGS,

os principais acionistas são ENRON e PESA (Petrobras S.A).

Quadro VI-4 – Composição acionária nas companhias de transporte de gás

Em dezembro de 2002

Licenciada Acionistas Participação

Compañía de Inversiones de Energía (CIESA) 55,30%

Pecom Energía S.A. 25,00%

Pecom Hispano Argentina S.A. 25,00%

Enron Argentina CIESA Holding S.A. 16,67%

Enron Pipeline CO. Arg. S.A. 33,33%

Pecom Hispano Argentina S.A. 1,67%

Pecom Energía S.A. 3,31%

Enron de Inversiones de Energía S.C.A. 10,00%

TR

AN

SP

OR

TA

DO

RA

DE

GA

S

DE

L S

UR

S.A

.

Oferta Pública 29,73%

Gasinvest S.A. 70,44%

Tecgas N.V. 27,24%

TotalFinaElf Gas Transmission Argentina S.A. 20,61%

TotalFinaElf S.A. 6,63%

Transcogas Inversora S.A. 22,28%

Compañía General de Combustibles S.A. 4,96%

Petronas Argentina S.A. 18,29%

CMS Gas Argentina Company 29,42%

Transcogas Inversora S.A. 0,03%

Compañía General de Combustibles S.A. 0,01%

TotalFinaElf Gas Transmission Argentina S.A. 0,03%

TotalFinaElf S.A. 0,01%

Petronas Argentina S.A. 0,03% TR

AN

SP

OR

TA

DO

RA

DE

GA

S D

EL

NO

RT

E S

.A.

Tecgas N.V. 0,04%


No caso das distribuidoras (Ver Quadro VI-5), os principais acionistas são BG

(Metrogas), Gas Natural (BAN), Camuzzi (Pampeana e Sur), Tractebel (LitoralGas),

Sociedad Italiana per il Gas (ECOGAS y Cuyana). No caso da distribuidora BAN,

cabe destacar que a Repsol-YPF tem 47% da Gas Natural e, portanto, controla 20%

dessa empresa.

Quadro VI.5. – Composição acionária nas companhias de distribuição de gás, em

dezembro de 2002


Gas Argentino S.A. 70,00%

British Gas International B.V. 54,67%

YPF S.A. 45,33%

Oferta pública de ações 20,00% M

ET

RO

GA

S S

.A.

Programa de Propriedade Participada (PPP) 10,00%

Invergas S.A. 51,00%

Gas Natural Internacional SDG S.A. 51,00%

LGE Power Argentina III L.L.C. 28,00%

Manra S.A. 21,00%

Gas Natural SDG Argentina S.A. 19,00%

AFJPs (fundos de pensão argentinos) 25,90%

GA

S N

AT

UR

AL

BA

N S

.A.

Outros 4,10%

TIBSA Inversora S.A. 90,00%

Tractebel S.A. 70,0%

LITO

RA

L G

AS

S.A

.

Tecgas N.V. 30,0%

Gascart S.A. 100,00%

José Cartellone Construcciones Civiles S.A. 50,0%

GA

SN

OR

S

.A.

GASCO S.A. 50,0%

Inversora de Gas del Centro S.A. 51,0%

LG&E Internacional Inc. 75,00%

Societá Italiana per il Gas per Azioni 25,00%


LG&E Internacional Inc. 7,6%

DIS

TR

IBU

IDO

RA

DE

G

AS

DE

L C

EN

TR

O

S.A

.


Inversora de Gas Cuyana S.A. 51,00%

LG&E Power Argentina III LLC 23,93%



LG&E Power Argentina III LLC 2,16%

Oferta pública de ações 30,00%

DIS

TR

IBU

IDO

RA

DE

G

AS

CU

YA

NA

S.A

.


Sodigas Sur S.A. 90,0%

Camuzzi Argentina S.A. 56,91%

Sempra Energy (Denmark-1) ApS 43,09%

CA

MU

ZZ

I G

AS

DE

L

SU

R S

.A.



Sodigas Pampeana S.A. 86,09%

Camuzzi Argentina S.A. 56,91%

Sempra Energy (Denmark-1) ApS 43,09%

AFJPs (fundos de pensão argentinos) 13,65%

CA

MU

ZZ

I GA

S

PA

MP

EA

NA

S.A

.

Outros 0,26%


Consulyf S.A. 41,0%

Gaseba S.A. 15,0%

Servicios del Centro S.A. 12,0%

Pan American Energy Holdings Ltd. 12,0%

GA

S N

EA

S.A

.

Provincia de Entre Ríos 20,0%


Vale destacar que, na área de transporte, também continuou vigente a Lei de

Hidrocarbonetos (Lei Nº 17.319), segundo a qual os produtores podem se

transformar em concessionários de transporte e construir seus próprios gasodutos,

permitindo-se, assim, algum grau de integração vertical de produção com o

transporte.

A partir desta alternativa, diversos projetos foram lançados, alguns de grande porte,

para os mercados de exportação (Methanex, Gas al Pacífico, Atacama). Cabe

ressaltar que, em muitos casos, tais projetos competiam com as próprias licenciadas

de transporte pela Lei do Gás (TGS e TGN).

Alguns agentes que se destacam no segmento de transporte de exportação são

TotalFinaElf (em GasAndes); TotalFinaElf, El Paso e Repsol-YPF (no Gas al

Pacífico); CMS, Endesa, Pluspetrol e Repsol-YPF (em Atacama); Tractebel (em

NorAndino); TotalFinaElf, Techint, CMS (em Paraná - Uruguaiana); BG,

PanAmerican Energy, Wintershall (em Cruz del Sur).

De forma similar, na área de distribuição, as licenciadas regionais também entraram

em mercados em que havia pequenos sub-distribuidores ou nos quais se

desenvolveram, mais adiante, em concorrência com elas.

A regulamentação previu, também, a existência de comercializadores de gás ou de

transporte que podem atuar por sua conta ou por conta de terceiros. Tais agentes

não se desenvolveram da forma esperada, já que o processo de abertura dos

mercados e de desregulamentação foi interrompido pelas contingências derivadas

da crise macroeconômica, no fim de 2001. É possível destacar que os únicos que

perduram nesta atividade estão vinculados às distribuidoras e atuam como um

apêndice delas, embora sem desafiar o território das demais licenciadas.

Finalmente, é importante mencionar que diversos agentes, também, participam em

mercados relacionados, tais como o da eletricidade, atuando como grandes usuários

de gás natural. Por exemplo, a Repsol-YPF possui parte do capital acionário da

geradora Dock Sud, de 845 MW (36%), e da Pluspetrol Energy, de 600 MW (45%).

Da mesma forma, a TotalFinaElf tem 60% do capital acionário da Central Puerto, de

2.166 MW.

Os Contratos em uma indústria segmentada

Passar de uma indústria integrada verticalmente para outra segmentada, com

múltiplos agentes com funções específicas e fortes restrições de integração, implica

que o setor deve, certamente, ser "reintegrado por meio de regulamentações

precisas" caso se deseje a produção de resultados positivos na cadeia.

Neste setor, nenhum agente estaria em condições de assinar contratos com duração

superior a um ano (ainda mais se forem de natureza firme e para cada um dos

serviços - fornecimento de gás, transporte e distribuição) se não existir algum tipo de

certeza sobre os mecanismos de determinação de preços, qualidade e

disponibilidade do produto.

O crescimento do número de contratos, tanto no segmento atendido pelos

distribuidores verticalmente integrados, (bundled, ou seja, o distribuidor provê o gás,

o transporte e a distribuição) como no de serviços separados (unbundled), teve um

crescimento constante. Na reforma, o fato de vencer a inércia não contratual que

existia no setor representou um mérito importante porque, em pouco tempo, a maior

parte dos contratos foram assinados, conforme era exigido dos prestadores de

serviços de transporte e distribuição, produtores e grandes usuários (ver Quadros

VI-6 e VI-7).

Quadro VI-6 – Evolução dos contratos de distribuição assinados

Período 1993 - 2002

Distribuidora 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Metrogas 57 68 74 80 178 231 324 336 334 341 Gas Natural Ban 106 110 138 206 192 217 247 270 302 302 Centro 48 68 80 111 126 140 169 194 204 210 Cuyana 34 51 71 83 95 117 132 153 146 155 Gasnor 47 65 84 109 95 107 105 123 134 137

Pampeana 12 37 53 64 100 116 137 153 178 193 Sur 1 15 32 35 59 54 53 65 66 66

Litoral 56 75 90 95 142 133 145 167 157 163

TOTAL 361 489 622 783 987 1.115 1.312 1.461 1.521 1.567


Quadro VI-7 – Evolução dos contratos de transporte assinados

Período 1993 - 2002

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 TOTAL 25 47 75 104 120 146 183 237 283 280

Firme 17 26 34 45 55 66 89 114 132 138 Interruptível 6 16 30 42 48 54 60 77 86 80 Deslocamento 2 5 11 17 17 26 34 46 65 62

TGS 17 27 43 60 68 81 104 121 151 150 Firme 11 12 13 15 17 22 33 41 58 61 Interruptível 5 10 22 33 38 40 46 53 59 56 Deslocamento 1 5 8 12 13 19 25 27 34 33

TGN 8 20 32 44 52 65 79 116 132 130 Firme 6 14 21 30 38 44 56 73 74 77 Interruptível 1 6 8 9 10 14 14 24 27 24 Deslocamento 1 0 3 5 4 7 9 19 31 29

Fonte: ENARGAS, ano 2003.

Investimentos

Os investimentos nos segmentos de transporte e distribuição de gás aumentaram

consideravelmente. Neste sentido, as transportadoras e distribuidoras de gás

investiram US$ 4.119 bilhões no período de 1993-2001 (ver Quadro VI-8). A preços

de dezembro de 2001 (moeda constante), esse valor equivale a US$ 408 milhões ao

ano versus um valor de US$ 259 milhões originados na época de gestão estatal da

Gas del Estado, no período 1970-1991 (57% de aumento).

Quadro VI-8 – Investimento em transporte e distribuição depois da privatização

Em milhões de US$ correntes – período 1993 - 2002

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Total Transporte 62,2 271,5 203,1 206,9 347,1 371,3 284,1 215,7 228 128,1 Total Distribuição 175,9 370 285,5 176,4 179,8 217,1 194,8 164,5 165,2 71,7 Total 238,1 641,5 488,6 383,3 526,9 588,4 478,9 380,2 393,2 199,8

Fonte: ENARGAS, ano 2003.

Este maior valor nos investimentos deve-se aos seguintes motivos:

• A obrigação das licenciadas de conseguir padrões internacionais de

segurança e qualidade de serviço (investimentos obrigatórios que foram

totalmente cumpridos); e

• Investimentos voluntários (relacionados com as perspectivas do mercado)

realizados pelo setor privado.

A crise macroeconômica, a partir de 2001, a conversão das tarifas em pesos, e o

ambiente de incerteza em relação às características da renegociação das licenças

causaram, em 2002, uma diminuição de 56%, em valores correntes, nos

investimentos nos setores de transporte e distribuição, em comparação com a média

do período 1993-2001. Esta queda pode ser considerada ainda maior em termos de

obras realizadas, considerando-se a variação dos preços internos desde a

desvalorização. Neste sentido, o IPIM (índice de preços atacadista interno),

normalmente utilizado para indexar a base de ativos físicos em termos contábeis,

teve um crescimento médio, em 2002, de, aproximadamente, 77%. Deste modo, a

queda, em valores constantes, dos investimentos é ainda maior, a saber, 75%.

Capacidade de Transporte

Um dos principais problemas da Gas del Estado foi a sua falta de capacidade para

satisfazer a demanda do gás natural em regiões nas quais o serviço era oferecido,

apenas, a alguns clientes (problemas com a interface de distribuição), bem como a

determinadas regiões não servidas pelos gasodutos (problemas de transporte).

Da mesma forma, durante o inverno, era comum a falta de pressão do gás – fator

que afetava negativamente a qualidade do serviço prestado aos usuários (ex: cortes

a usuários industriais para fornecer para os usuários residenciais, comerciais ou

pequenas indústrias, sem alternativas de fornecimento de energia).

No que se refere a expansões, a partir de 1993, realizaram-se investimentos

significativos e seus riscos foram assumidos pelas licenciadas, tanto para o

fornecimento do mercado doméstico como para o transporte para a exportação. No

período de 1993-2001, a capacidade de transporte doméstico cresceu 68,5% (ver

Quadros VI-9 e VI-10).

No caso do transporte de exportação que não existia antes da reforma da indústria,

acrescentou-se uma capacidade de, aproximadamente, 40 MM m³/dia que vincula a

Argentina com o Chile, o Brasil e o Uruguai.

Quadro VI-9 – Evolução da capacidade de transporte para o mercado doméstico de

gás

Em MM m³/dia

Gasoduto 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Indice (Dez. 1992=100)

Norte 13,4 13,4 14,6 16,9 17,1 17,1 19,9 20,4 22,5 22,5 167,9

Centro Oeste 11,2 14,8 15,7 16,3 20,2 25,4 27,8 31,9 31,9 31,9 284,8

Total TGN 24,6 28,2 30,3 33,2 37,3 42,5 47,7 52,3 54,4 54,4 221,1

Neuba I 11,0 11,2 11,2 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 122,7

Neuba II 18,5 26,0 26,6 26,6 27,6 27,6 27,6 27,6 28,4 28,4 153,5

San Martin 15,4 15,8 16,9 16,9 16,9 17,3 18,0 20,9 22,3 22,3 144,8

Total TGS 47,1 55,2 56,9 59,2 60,2 60,6 61,3 64,2 66,4 66,4 141,0

TOTAL 71,7 83,4 87,2 92,4 97,5 3,1 109,0 116,5 120,8 120,8 168,5

Fonte: ENARGAS. Ano 2003.

Quadro VI-10 – Evolução da utilização da capacidade de transporte

Injeção / Capacidade nominal

96%

87%90%

93%90% 88%

91% 92%

85%79%

72%69% 70% 69% 68%

73% 71%68%

86%

79% 78% 79% 78% 76%81% 80%

75%

1.99

3

1.99

4

1.99

5

1.99

6

1.99

7

1.99

8

1.99

9

2.00

0

2.00

1

InvernoVerãoMédia anual

Fonte: ENARGAS/Análise STRAT/RG. Ano 2002.

Qualidade do Serviço

As ampliações de capacidade de transporte, no mercado doméstico, reduziram,

significativamente, as restrições de gás aos grandes usuários (indústrias e centrais

elétricas), durante o período do inverno, melhorando, consideravelmente, o nível de

pressão na região de Buenos Aires e a qualidade de fornecimento aos usuários

residenciais (ver Quadro VI-11).

Quadro VI-11 – Evolução das restrições de gás natural

Período 1993 - 2002

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Volume (MM M3/d) (1) 21,4 2,2 5,1 8,1 2,4 0,9 8,4 7,1 1,5 4,3

Índice (1993=100) 100 10 24 38 12 4 39 33 7 20

Restriç./ Gás fornecido (em %) 35,9 3,6 7,9 12,2 3,5 1,3 10,7 8,8 2,0 5,8

Temperatura Média Buenos Aires (em ºC) 12,2 13,1 11,5 10,1 10,5 11,0 12,0 11,4 12,9 10,9

(1) Volume médio das restrições a Grandes Usuários de gás no trimestre Junho-Agosto Fonte: ENARGAS, Ano 2003.

Não há dúvidas de que o cenário favorável descrito alterou-se devido às mudanças

macroeconômicas ocorridas no fim de 2001 e começo de 2002. Na verdade, essas

modificações institucionais e econômicas repercutiram imediatamente sobre o setor.

Cabe ressaltar, nesse sentido, como a capacidade de transporte doméstico

permaneceu estagnada em 2002, e, também, durante 2003.

Capacidade de distribuição

Acompanhando o crescimento da demanda e levando o fornecimento a áreas até

então não servidas, desenvolveram-se, de forma sustentável, novas infra-estruturas

de gasodutos regionais, redes e conexões residenciais. Desta forma, as

distribuidoras, que se consolidaram como sendo as principais carregadoras da

capacidade de transporte ampliada anteriormente citada, aumentaram a capacidade

dos seus sistemas e os volumes de gás transportados.

Também, registraram-se ganhos de eficiência na utilização da capacidade existente

administrada pelas distribuidoras (capacidade sobre os gasodutos da rede básica e

dentro das redes). Sobre este ponto, cabe destacar que, no sistema pós-reforma, as

restrições aos grandes usuários, em períodos críticos, foi-se articulando através de

acordos voluntários, expressos nos contratos entre as distribuidoras e seus clientes,

de tal forma que a prioridade de corte seja inversa ao preço do serviço ou à

disposição de pagamento.

Em termos de penetração do gás (ver Quadro VI-12), vale destacar que, durante o

período pós-privatização, as entregas de gás aos consumidores cresceram

anualmente de forma acumulativa a uma média de 5,3%, até o ano 2000, em

concordância com aumentos significativos no número de novos usuários e na

extensão da rede. A partir desse ano, a taxa de crescimento da penetração do gás

caiu, provavelmente devido à crise macroeconômica que já se manifestava.

Quadro VI-12 – Evolução da rede, quantidade de usuários e volume entregue

Período 1992 - 2002

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Km rede (milhares) 67,4 74,2 79,1 83,6 86,9 89,7 93,8 98,8 103,0 108,5 111,8

Usuários (milhares) 4.351 4.522 4.717 4.842 4.998 5.151 5.340 5.505 5.647 5.754 5.796

MMm3/d fornecidos 53.966 59.434 61.607 67.227 72.186 73.781 74.671 82.671 85.351 79.058 76.684


No momento da privatização (dezembro de 1992), o nível de penetração do gás na

matriz energética era de 40%, aproximadamente, o que implica a existência de uma

infra-estrutura importante de transporte e distribuição, a qual havia sido

desenvolvida, principalmente, durante a época em que a gestão tanto da YPF como

da Gas del Estado era estatal23. Durante a década de 80, depois da construção do

Gasoduto Neuba, houve uma significativa substituição de outros combustíveis pelo

gás natural.

A não ser por questões de localização, que tornam anti-econômica a extensão de

um gasoduto para o fornecimento de plantas industriais, o nível de utilização do gás

natural na indústria já é bastante alto, considerando os locais onde o energético está

disponível devido à existência de infra-estrutura.

Um fenômeno similar acontece no segmento residencial, no sentido de que o grau

de penetração é elevado nas grandes cidades, permanecendo sem atender usuários

de municípios distantes da rede básica de transporte ou devido a escassos recursos

econômicos.

Entretanto, de acordo com o Quadro VI-13 abaixo, o diferencial entre o preço do gás

liquefeito e do gás natural residencial (sem incluir o custo de extensões, ligações e

medidores) é bastante favorável à introdução deste último.

Devido, também, à desvalorização do princípio de 2002, à conversão em pesos e ao

congelamento das tarifas, o preço do gás liqüefeito (commodity exportável) foi mais

de 80% superior àquele do gás natural residencial. O resultado foi o surgimento de

23 O Decreto Nº 22.389/1945 cria a Diretoria Geral de Gás do Estado, encarregada da produção e distribuição de combustíveis gasosos. Através do Decreto No. 144/1979 transforma-se Gas del Estado Empresa do Estado em Sociedade do Estado. A Sociedade foi declarada constituída em 18/07/1978.

pedidos de novas conexões e extensões às distribuidoras de gás, os quais têm sido

negados, principalmente, por falta de capacidade na rede para atender tais

solicitações.

Esta situação de distorção de preços relativos não constitui um bom sinal econômico

para o setor.

Quadro VI.13. – Preços relativos entre gás natural e dos principais combustíveis

concorrentes

30% 32%

81%

15%

25%20%

GN / GLP residencial GNC / Nafta super GN / FO industrial

Pré-desvalorização

Atual

Referências: Nafta super (gasolina 95 RON), FO (fuel oil ou óleo combustível).

Fonte Análise STRAT/RG, a partir de dados da CAMMESA, ENARGAS e mapeamento GBA. Ano 2003.

No Quadro VI-14 a seguir, pode-se observar a evolução dos preços do gás natural e

de seus energéticos concorrentes no período 1993 – 2003, com destaque para a

distorção gerada pela desvalorização do peso e congelamento dos preços e tarifas

do gás natural a partir de janeiro de 2002.

Quadro VI-14 – Evolução de preços do gás natural e dos principais combustíveis

concorrentes

Período janeiro 1993 – outubro 2003

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

01-0

1-93

01-0

5-94

01-0

1-95

01-1

0-95

01-0

7-96

01-0

5-97

01-0

7-98

01-1

2-99

01-0

1-01

01-0

4-01

01-0

7-01

01-1

0-01

01-0

1-02

01-0

4-02

01-0

7-02

01-1

0-02

01-0

1-03

01-0

4-03

01-0

7-03

01-1

0-03

US

$/M

3 G

N

Fuel Oil

GN City Gate GBA

Petróleo

Tarifa Interrumpible

Notas: - O preço do óleo combustível corresponde ao Preço de Referência CAMESSA para centrais elétricas

“Puerto Nuevo” e “Nuevo Puerto Costanera-Capital Federal”; - O preço city gate do gás natural corresponde ao preço médio do gás na Bacia Neuquina mais o custo

de transporte (TGS) até Buenos Aires; - O preço do petróleo cru é aquele do WTI (Western Texas Intermediate); - A tarifa interruptível corresponde ao serviço ID Capital Federal (Metrogas). Fonte: CAMMESSA / ENARGAS. Ano 2003.

Além do próprio crescimento da população e da atividade econômica em geral, as

principais opções de crescimento do consumo do gás natural estiveram relacionadas

à geração elétrica e aos mercados de exportação (também impulsionado pelos

investimentos no setor elétrico).

Em resumo, apesar da existência de uma infra-estrutura relativamente desenvolvida

no mercado interno e de níveis de penetração já elevados no mercado industrial, a

participação do gás na matriz energética continuou aumentando.

Contratos e opções de fornecimento - Grau de abertura à concorrência

Na estrutura e organização do setor, antes da reforma, não era possível, em termos

práticos, que o usuário escolhesse o tipo de serviço e, conseqüentemente, a

concretização dos contratos era praticamente desnecessária.

Na organização do setor após a reforma, (acesso aberto contratual e abertura para a

escolha dos usuários de consumo superior a 5000 m3/dia) no qual as partes

interagem livremente, dentro das pautas determinadas no marco regulatório,

concretizaram-se acordos sobre as condições de prestação do serviço (ex.: firme /

interruptível e variações ou combinações de ambos), a modalidade ou valor (nível de

descontos) da tarifa e outros elementos. No Quadro VI-15 a seguir, apresentam-se

os descontos outorgados aos grandes usuários.

Quadro VI-15 – Descontos da tarifa para grandes usuários (média total - licenciadas)

Tipo Usuário 1997 1998 1999 Sem By Pass 15,8% 13,7% 11,9% Centrais Térmicas 21,9% 11,2% 19,2% Indústrias 12,5% 9,5% 15,3% Com By Pass 36,0% 17,1% 16,1% Centrais Térmicas 37,6% 18,5% 18,2% Indústrias 32,8% 15,5% 17,0% TOTAL 26,8% 15,6% 12,7% Centrais Térmicas 33,1% 15,3% 14,2% Indústrias 19,5% 12,8% 15,5%

Nota: Desconto calculado em relação a despesa total a ser feita pelos usuários segundo tarifas

máximas de licença (no caso dos usuários com by pass acrescentou-se o valor do gás)


Da mesma forma, ficou patente a existência de maior concorrência no setor, dentre

outras coisas, pelo número cada vez maior de grandes usuários que foram

decidindo, ano após ano, comprar o gás e/ou contratar o serviço de transporte

diretamente de fornecedores que não eram os distribuidores (isto é, transportadoras,

comercializadores ou produtores).

O número de contratos aumentou, no decorrer dos anos, e, obviamente, superaram

os que inicialmente faziam parte do sistema privatizado, quais sejam, os contratos

de transporte entre distribuidores e transportadoras e entre os primeiros e seu

produtor YPF, principalmente.

Todos os grandes usuários alocados à tarifa interruptível (que era a mais baixa em

termos de fator de carga menor de 100%) paulatinamente, celebraram contratos

firmes e interruptíveis com as distribuidoras e, mais adiante, assinaram contratos

que segmentavam o serviço completo que recebiam da distribuidora (gás, transporte

e distribuição).

Desta forma, ao longo dos anos, ficou patente o aumento no exercício, por parte dos

usuários, do direito de by-pass comercial (compra direta de gás e, com as

distribuidoras, contratação do serviço de distribuição e, eventualmente, do serviço de

transporte), passando de 1,5% do total do gás entregue em 1993, para 34,1% em

2002 e, em menor medida, do by-pass físico (conexão direta com o gasoduto de

transporte ou produção segundo sua proximidade da jazida), de 0,8% para 10% do

total (ver Quadro VI-16).

Quadro VI-16 – Volume de gás entregue, por modalidade de comercialização

Em MM m³/dia – período 1993 - 2002

Modalidade de comercialização 1993 % 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 %

Revenda de Gás Us. Distribuidoras 54,8 92 52,2 50,3 46,2 42,6 43,6 46,7 43,6 39,2 36,6 48

By Pass comerciais 0,9 2 3,8 8,3 14,9 20,3 19,5 21,0 26,2 26,1 26,2 34

By pass físicos 0,5 1 1,1 1,4 1,9 3,1 3,6 6,2 7,0 7,4 7,6 10

RTP Cerri 3,2 5 3,2 3,8 4,0 3,8 3,5 4,2 4,1 3,6 3,9 5

Usuários em boca de poço 0,0 0 1,4 3,4 5,1 3,9 4,4 4,5 4,3 2,6 2,3 3

TOTAL 59,4 100 61,7 67,2 72,2 73,7 74,6 82,6 85,3 79,0 76,7 100

Fonte: ENARGAS. Ano 2003.

Finalmente, é importante ressaltar que, embora historicamente e como

conseqüência da maior capacidade disponível e da menor quantidade de restrições

registradas, os usuários com serviço interruptível puderam dispor de um combustível

mais econômico (obtendo um menor custo energético médio).

Impacto nas tarifas e na economicidade do serviço

Podem-se distinguir, claramente, três períodos de evolução das tarifas do setor

gasífero:

• O de implementação da reestruturação, de 1990 até dezembro de 1992 (a

privatização da Gas del Estado), e que, fundamentalmente, causou um

reequilíbrio entre as categorias de pequenos consumidores (residenciais,

comerciais e pequenas indústrias) e os grandes usuários;

• O período de após as privatizações até a crise macroeconômica e a

desvalorização (dezembro de 2001), que inclui os ajustes tarifários do gás

(após a desregulamentação e por pass-through) e os ajustes por indexação

das margens de transporte e distribuição;

• O período de após a desvalorização até o presente, no qual se mantiveram

as tarifas congeladas no mercado doméstico (não assim os preços do gás

entre produtores e grandes usuários) e foram segmentadas as tarifas de

transporte, segundo o destino, a saber, em dólares para o transporte

destinado ao mercado externo, e em pesos para o mercado interno.

A seguir, detalham-se todas as mudanças no que se refere aos níveis e estruturas

tarifárias.

Em linhas gerais, incluindo-se, na análise, o período do processo de privatização até

o surgimento da crise macroeconômica, em dezembro de 2001, houve um aumento

do nível tarifário e um reequilíbrio tarifário que implicou um aumento maior para os

usuários residenciais do que para os grandes usuários (ver Quadros VI-17 e VI-18).

Esta constitui uma transparência necessária da estrutura das tarifas haja vista que

as mesmas não refletiam os custos dos serviços, não só no que se refere aos custos

da empresa como, também, das melhores práticas internacionais em matéria de

determinação tarifária.

Quadro VI-17 – Evolução dos preços de gás natural por segmento da demanda

Em AR$ correntes / MMBTU24 – Em Capital Federal – Com impostos

Segmento Fev.91 Abr.91 Fev.92 Mar.92 Dez.92 Dez.01 Atual (*)

Residencial (250 m3/mes) 3,14 3,46 4,92 4,91 5,30 5,89 6,05

Industrial (200 m3-dia) 3,81 3,88 3,88 3,88 4,18 4,59 4,75

Industrial (1.000 m3-dia) 3,51 3,15 3,15 3,20 3,87 4,29 4,45

Industrial (10.000 m3-dia) 3,44 2,99 2,99 3,04 2,51 2,39 2,53

Centrais Elétricas 2,08 2,34 2,53 2,53 2,51 2,28 2,41

Grande Usuário Firme (10.000 m3/dia) - - - - 3,26 3,02 3,16

(*) TC (AR$/US$) = 2,80

Fonte: Análise STRAT/RG, Ano 2003.

Quadro VI-18 – Evolução dos preços de gás natural por segmento da demanda

Em AR$ constantes de outubro 2003 / MMBTU – Em Capital Federal – Com

impostos

Segmento Fev.91 Abr.91 Fev.92 Mar.92 Dez.92 Dez.01 Atual (*)

Residencial (250 m3/mes) 7,94 7,45 8,77 8,59 8,47 8,57 6,05

Industrial (200 m3-dia) 9,34 8,83 8,03 7,89 8,10 8,33 4,75

Industrial (1.000 m3-dia) 8,60 7,18 6,52 6,51 7,51 7,77 4,45

Industrial (10.000 m3-dia) 8,44 6,80 6,18 6,17 4,88 4,34 2,53

Centrais Elétricas 5,00 5,54 5,83 5,75 5,67 4,94 2,41

Grande Usuário Firme (10.000 m3/dia) - - - - 7,36 6,53 3,16

(*) TC ($/US$)=2.8

Fonte: Análise STRAT/RG, Ano 2003.

Em pesos correntes, as tarifas residenciais aumentaram 87%, enquanto que as

centrais elétricas interruptíveis aumentaram, apenas, 10% até a deflagração da crise

macroeconômica, caso sejam utilizadas na comparação as tarifas máximas

aprovadas.

Entretanto, em pesos constantes, o aumento tarifário foi menor, pelo significativo

aumento que tiveram os índices de preços domésticos, na primeira etapa da

conversibilidade (índice de preços ao consumidor +74 % entre fevereiro de 1991 e

dezembro de 2001).

Sob este tipo de análise, o aumento da taxa de crescimento dos índices domésticos

de preços reduz-se para, apenas, 8% nos residenciais, e para uma variação de

quase 0% para as centrais elétricas interruptíveis.

Em dólares constantes, o aumento das tarifas é mais importante porque a inflação

americana foi menor, até a deflagração da crise macroeconômica, desde o início da

conversibilidade. Neste esquema de análise, o aumento tarifário foi de 70% para o

setor residencial, por exemplo.

As tarifas foram sendo ajustadas previamente à privatização, com exceção dos

preços da commodity. Vale observar que o reequilíbrio foi claro, porque as tarifas

24 British Thermal Unit (unidade de medida de energia).

dos grandes usuários são menores do que aquelas que vigoravam na época da Gas

del Estado (ver Quadro VI-19).

As vantagens da privatização, para o setor industrial de grandes usuários, foram,

apenas, tarifas menores e disponibilidade do serviço. Além disso, o aumento da

capacidade de transporte disponível teve como conseqüência o fato do serviço

interruptível não ser tão interrompido durante o inverno e, assim, os industriais

receberam em forma volumétrica (com menos risco) capacidade e gás25. Neste

sentido, houve, claramente, um aumento da qualidade de prestação do serviço com

uma significativa diminuição do seu custo.

Quadro VI-19 – Comparação da estrutura tarifária antes e depois da reforma da

indústria

25 O aumento da capacidade de transporte eliminou os gargalos nesse setor que não existiam na infra-estrutura de distribuição. Esta situação criou um novo conflito: as distribuidoras tentavam vender um serviço firme (transporte e distribuição) através de uma estrutura tarifária com cargas por capacidade (e em conseqüência o consumidor corria o risco por um fator de carga menor de 100%) enquanto o usuário queria pagar um serviço interruptível com uma alta probabilidade de que o corte por falta de capacidade fosse um fato pouco provável. Esta foi a origem de diversos conflitos com a distribuição do gás no Norte.

100 100 100 100 100 100 100

121

112

79 79 79 78 79

112

91

64 65

73 73 74

109

87

61 62

47

41 42

66 68

51 51 47

39 40

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Residencial (250 m3/mes) Industrial (200 m3/dia)

Industrial (1000m3/dia) Industrial (10000m3/dia)

Centrais elétricas


Nota: Indice Base: Tarifa Residencial = 100 Fonte: Análise STRAT/RG. Ano 2003.

Os Quadros VI-20 e VI-21 a seguir permitem analisar a evolução das tarifas finais

dos segmentos residencial e industrial, bem como sua composição.

Quadro VI-20 – Evolução da composição da tarifa residencial Em US$ constantes de outubro 2003/MMBTU

1,10 1,19 1,18 1,18 1,15 1,35

0,48

1,461,78

3,28 3,20

4,16 3,92

1,27

1,19

1,28

1,50 1,58

0,96 1,11

0,37

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Impostos Nacionais

Transporte e Distribuição

Preço gás boca de poço



Quadro VI-21 – Evolução da composição da tarifa industrial para grandes usuários

Em US$ constantes de outubro 2003/MMBTU

1,10 1,19 1,18 1,18 1,15 1,35

0,48

2,441,75 1,72 1,72

1,19 0,69

0,22

0,57

0,74 0,72 0,78

0,63

0,55

0,19

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Impostos nacionais

Transporte e distribuição

Preço gás boca do poço



Observando os Quadros VI-20 e VI-21, é importante também atentar para a

evolução dos diversos componentes da tarifa final, isto é, o preço da commodity gás,

a margem de transporte e de distribuição e os impostos nacionais.

Em primeiro lugar, há uma questão na reestruturação das margens no momento da

privatização que está pouco relacionada com o preço do gás. Segundo, o aumento

do gás ocorre porque não foram readequados os preços de bacia (que eram iguais

em todo o país, 0,97 US$/MMBTU), quando as tarifas são calculadas com base na

distância. As projeções que já se realizavam no momento da privatização eram:

Bacia Neuquina: 1,36 US$/MMBTU (aumento de 40%), Bacia Austral: 1,0

US$/MMBTU (+3%), e Bacia Noroeste, 1,23 US$/MMBTU (+27%). As projeções do

preço médio do gás em todo o país eram de 1,25 US$/MBTU, isto é, um aumento

médio de 29% em dólares nominais. Note-se que a projeção de maior aumento –

confirmada posteriormente quando foram liberados os preços do gás - era para o

gás da Bacia de Neuquén, a mais próxima do principal centro de consumo, Buenos

Aires – com menor custo de transporte.

Como é possível observar, as projeções não estiveram longe da realidade. O preço

do gás aumentou, principalmente, no período após a privatização, acumulando um

aumento em dólares constantes de 22%. A margem de transporte e distribuição, por

sua vez, teve uma variação importante, durante o processo de privatização

propriamente dito, apresentando uma tendência decrescente depois da privatização,

acumulando um crescimento de 268% para os consumidores residenciais e uma

queda de 72% para os grandes usuários industriais. É possível, também, verificar

como a queda dos impostos nacionais, depois do processo de privatização, diminuiu

o impacto do crescimento de outros componentes da tarifa.

Finalmente, é possível observar como depois da desvalorização, em 2002, e do

processo inflacionário posterior, as tarifas diminuíram em moeda constante (72% em

dólares constantes e 40% em pesos constantes, aproximadamente, em média para

todas as categorias). Esta diferença deve-se ao fato das tarifas em pesos manterem-

se inalteradas e a taxa de desvalorização ser superior à taxa de crescimento dos

índices dos preços domésticos.

Complementaridade com o setor elétrico (expansão térmica)

Com a reestruturação e privatização nos dois setores, houve uma crescente

participação do gás como fonte de geração elétrica (a potência instalada térmica

passou de 49%, em 1992, para 55%, em 2000, e o consumo de gás de 7%, em

1993, para 27%, em 2001). Isto ocorreu graças às próprias forças do mercado, que

privilegiaram a ampliação da capacidade térmica pelas suas vantagens

comparativas em relação a outras fontes que tinham recebido maior ênfase do

governo no passado, como a nuclear ou a hidroeletricidade26.

O preço da eletricidade no mercado atacadista de geração mostrou uma queda de

62% em moeda corrente, entre agosto de 1992 e dezembro de 2001. A utilização em

maior proporção de uma fonte barata de geração como o gás natural foi um dos

fatores que explicaram este comportamento, além de outros como a forte

concorrência que houve na oferta, como resultado da atomização durante a

privatização de unidades de negócio geradoras e da diminuição do custo de

investimento em térmicas de ciclo combinado.

26 Paralelamente à transformação do setor de hidrocarbonetos, o Estado também deu impulso para a transformação do setor elétrico, estabelecendo-se através da Lei No. 24.065/92 um novo marco regulatório. Depois do processo de privatização e transformação a que foram submetidas diversas empresas estatais nacionais e provinciais, prestadoras dos serviços de energia elétrica, o mercado elétrico ficou claramente dividido nas atividades de: (i) geração; (ii) transporte e; (iii) distribuição de energia elétrica. Neste sentido, da mesma forma que no caso da reestruturação da indústria do gás natural, o setor elétrico segmentou-se e foi introduzida a concorrência em atividades tais como a geração e a comercialização para os grandes usuários. Criou-se um mercado atacadista do gás administrado pela CAMMESA, uma sociedade anônima com participação de todos os agentes deste mercado e da Secretaria de Energia. Além disso, houve um processo de liberação crescente de usuários finais no decorrer do tempo que aumentou a dimensão do mercado aberto à concorrência. O papel do Estado ficou limitado à regulamentação das diversas atividades relacionadas ao setor de energia elétrica e ao controle das empresas privatizadas. Tudo isso através dos diferentes organismos criados para tal efeito como o ENRE (Ente Nacional Regulador Elétrico).

Vale, também, destacar o aproveitamento da característica sazonal da demanda

residencial do gás, que causa uma sobra de capacidade de transporte de gás não

utilizada durante o verão. As tarifas interruptíveis do gás e outras modalidades

contratuais negociadas com os carregadores elétricos (serviços de pico) permitiu o

aproveitamento pleno deste excesso de capacidade sazonal com um custo

relativamente baixo em relação a outras fontes de geração, fato que causou um

impacto sobre o custo de geração elétrica.

O desenvolvimento do mercado do gás e seu grau de concentração no

upstream

Ressaltou-se, nas condições de contexto da transformação da indústria do gás, a

necessidade de conceder participação ao capital privado na prospecção e produção,

atividades que eram desenvolvidas, principalmente, pela YPF ou, por meio de

contratos celebrados com terceiros.

A importância da YPF como operadora e comercializadora, nos primeiros anos de

operação do setor privatizado, ainda, era elevada (ver Quadro VI-22), e somando

todas as participações das três empresas seguintes em termos de tamanho chega-

se a um valor aproximado de 92%. Esta configuração do upstream e as próprias

características físicas de localização e do tipo de atividade fazem com que esta

indústria não tenha uma conformação de um mercado de competitivo, considerando

a característica configuração de oligopólio neste tipo de atividade.

Quadro VI-22 – Participação da companhia Repsol-YPF nas atividades de upstream

64%58% 60% 62% 59%

44%51% 51%

46%

37%42% 40% 38% 41%

56%49% 49%

54%

1.994 1.995 1.996 1.997 1.998 1.999 2.000 2.001 2.002

YPF Outros

Fonte: ENARGAS e Análise STRAT/RG. Ano 2003.

Este alto grau de concentração foi uma das principais razões utilizadas em diversas

ocasiões, sobretudo, pelos grandes usuários e suas associações27, para alegar que

o aumento de preços observado no upstream resultou de um comportamento

prejudicial por parte dos produtores.

Entretanto, faz-se importante notar que a elevação de preços era previsível na

passagem de um regime de mesmo preço de gás na boca do poço para outro com

tarifas de transporte por distancia. Em qualquer caso, o preço do energético

aumentou depois da sua desregulamentação, com alguma diferenciação entre os

preços de verão e inverno, e mostrando uma escassa volatilidade no decorrer do

tempo, caso se compare com o preço do petróleo.

A regulamentação do pass-through do preço do gás permitia (não de maneira

automática) o repasse das variações do preço do gás para as tarifas. Isto, a princípio

(diferentemente da regulamentação price cap para o serviço de transporte e

distribuição), não foi um fator que privilegiasse uma atitude mais negociadora na

27 Assim como também das associações dos pequenos consumidores (com apresentações em audiências públicas, reclamações apresentadas à Autoridade Regulatória e à Autoridade de Defesa da Concorrência, entre outros)

fixação dos preços. Os contratos, por sua vez, dispunham de uma série de cláusulas

restritivas as quais, da mesma maneira, não ajudavam a promover a concorrência.

O funcionamento do mercado ficou aquém do esperado pelas autoridades e

medidas corretivas foram aplicadas em vários sentidos:

• Permitir uma maior transparência dos preços: para tanto, foram publicados

preços de referência do gás por bacia, tanto por parte da ENARGAS como

por parte da Secretaria de Energia;

• Utilizar os contratos de grandes usuários (não integrados horizontalmente)

com produtores como preços máximos para autorizar os pass-through;

• Introduzir um mercado spot28 de gás, por meio da outorga de um incentivo

para que as companhias distribuidoras melhorassem as suas práticas

comerciais e pudessem ficar com uma porcentagem da diferença de preço

que conseguissem abaixo dos preços de referência por bacia.

Estas foram as medidas iniciais, posteriormente complementadas por outras que

surgiram das negociações mantidas com a principal produtora, a YPF, e estiveram

relacionadas a:

• A remoção das cláusulas de preços consideradas anticompetitivas para o

mercado interno e externo;

• O compromisso da YPF de não renovação dos contratos através dos quais

os terceiros cediam a comercialização dos volumes produzidos àquela

empresa;

• A geração de um mecanismo de comparação de contratos de gás com a

finalidade de proceder a autorizar as mudanças de preços no pass-through.

Cabe esclarecer que, da mesma forma que as negociações ocorridas no mercado

de gás nunca satisfizeram as autoridades, também, as razões apresentadas e os

mecanismos de comparação utilizados por elas não foram suficientemente claras

para os demais atores.

É relevante observar que a presença da Repsol-YPF29 no mercado vem diminuindo

consideravelmente o que, em conseqüência, diminui o grau de concentração. De um

28 Diz-se spot o mercado de comercialização de um bem com uma variação do preço em função da dinâmica entre oferta e demanda naquele mercado. 29 A YPF S.A. foi adquirida em 1998 pelo Grupo Espanhol Repsol, formando a Repsol-YPF. Dados anteriores a 1998 referem-se à YPF S.A.

lado, enquanto a produção do gás próprio se manteve em, aproximadamente, 40%,

no período de 1994-1999, o gás próprio, além do comercializado a terceiros, teve

uma redução passando de 63% para 61%, no mesmo período. Esta diminuição foi

causada pelo compromisso - já citado – da Repsol-YPF, de diminuir a venda de gás

de terceiros, compromisso concluído em 2003.

Uma medida geralmente utilizada para quantificar o grau de concentração é o índice

HHI30. Este indicador, no fim de 1998, para a variável produção e para o conjunto

das bacias proporcionava um valor de 3.725, sendo que, em 1999, diminuiu para

2.841. Segundo os padrões utilizados nos Estados Unidos31, ainda se trata de um

setor concentrado apesar da forte diminuição observada no índice.

30 Este indicador (Herfindahl – Hirschman) para um mercado em particular se mede como a soma das participações relativas e um valor de 1.000 representa 10 empresas, tendo cada uma delas uma participação de 10%. 31 Segundo o Departamento de Justiça e a Comissão Federal do Comércio dos Estados Unidos, um setor relativamente desconcentrado tem um HHI menor do que 1000. Um setor de concentração média, presenta valores HHI entre 1.000 e 1.800, enquanto um setor muito concentrado tem valores superiores a 1.800.


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

78



II. Caracterização do Setor do Gás Natural na Argentina

III. Status da Situação do Setor Antes da Transformação

IV. Descrição do Processo de Transformação no Setor

V. A Estrutura do Setor Depois da Transformação


VII. Impacto da Crise Macroeconômica Sobre o Setor


IX. Lições

X. Anexo

VII - IMPACTO DA CRISE MACROECONÔMICA SOBRE O SETOR

A crise macroeconômica Argentina, a partir do fim do ano 2001, gerou múltiplas

interrogações sobre quais seriam os seus impactos sobre a prestação do serviço e

sobre o tipo de reorganização necessária na indústria do gás.

A promulgação da Lei de Emergência Pública (LEP), no começo de 2002 (houve

outras normas complementares), por meio da qual se modificaram as regras do

setor, submeteu à renegociação todos os Contratos de Licença celebrados entre o

Estado Argentino e as empresas prestadoras dos Serviços Públicos de Transporte e

de Distribuição de gás.

Vale destacar que até o fim do ano de 2001, as empresas prestadoras dos serviços

de transporte e distribuição de gás natural contavam com uma série de direitos e

garantias contempladas no conjunto normativo em vigor, tais como:

• Cálculo de tarifas em dólares;

• Cálculo de ajustes semestrais pelo Producer Price Index (PPI) dos Estados

Unidos;

• Conversão das tarifas de Transporte e Distribuição de dólares para pesos no

momento do faturamento (nos termos da paridade $1 peso = 1US$, prevista

pela Lei da Conversibilidade);

• Direito a uma rentabilidade razoável sobre os investimentos, medida em

termos de dólares norte-americanos;

Direito à compensação por menor nível de receitas pela aplicação de medidas de

controle de preços sobre a tarifa.

Porém, a partir da entrada em vigor da LEP e até a renegociação dos contratos de

serviços públicos (que ainda não aconteceu), surgiu um novo cenário no qual cabe

ressaltar as situações a seguir:

• a conversão em pesos dos contratos em moeda estrangeira (preço do gás na

boca do poço, a temática do seu pass-through ao mercado doméstico, e as

tarifas de transporte e distribuição) causou um impacto sobre toda a cadeia,

gerando uma falta de investimento em prospecção e produção devido à falta

de incentivos, políticas de manutenção mínima relacionadas com a

segurança, assim como um desajuste cada vez maior entre a evolução da

demanda e a oferta de gás e transporte;

• A proibição de indexar os contratos para ajustá-los pelas variações no tipo de

câmbio ou pela inflação;

• O bloqueio dos depósitos bancários e o seu efeito sobre a restrição do

crédito com um impacto direto sobre as expansões da infra-estrutura;

• A combinação de tarifas convertidas em pesos com um alto endividamento

em dólares causou o default32 da dívida do setor privado;

• A distorção dos preços relativos entre o gás natural e os energéticos

concorrentes, cujos preços haviam sido ajustados em função da

desvalorização da moeda;

• O subsídio implícito dos setores industriais usuários do gás natural e dos

setores exportadores, que haviam sido beneficiados pela forte redução do

custo do energético;

• As pautas do marco regulatório foram insuficientes para permitir a retomada

das atividades do setor (a ruptura das regras do jogo por parte do Governo

transformaram em "letra morta" diversas disposições da regulamentação

que, atualmente, devem ser renegociadas). Da mesma forma, a revisão

qüinqüenal de tarifas que deveria estabelecer novos preços, a partir de 2003,

permanece suspensa até o presente momento.

De fato, apesar dos recentes atrasos e entraves percebidos atualmente, o direito

argentino conta com diversos Institutos jurídicos para canalizar a reestruturação do

setor (Doutrina do Fato do Príncipe, Teoria da Imprevisão; os Princípios do Equilíbrio

Econômico e Financeiro dos Contratos, do Custo Compartilhado, da repartição

eqüitativa dos encargos públicos; etc).

Ainda que até o presente momento as soluções para os setores de serviços públicos

regulados (dentre eles o transporte e distribuição de gás) foram retardadas por

diversas razões, parece claro que grande parte deve-se às falta de vontade política

do Governo, originada por:

• Mudança de Autoridades (quatro Presidentes, três provisórios e o atual eleito

recentemente) e a integração das Comissões de Renegociação dos

Contratos;

32 Termo utilizado para denominar o não cumprimento das obrigações financeiras.

• Direções contraditórias nas medidas adotadas e nas declarações públicas de

funcionários (deve-se levar em conta a forte repercussão social e política do

tema);

• Questionamentos jurídicos nas recomposições tarifárias tentadas, que não

seguiram os procedimentos previstos (ajuste de tarifas sem a revisão global

dos direitos e obrigações das empresas, ausência de Audiências Públicas);

• Judicialização parcial dos processos de renegociação ou recomposição

(suspensão dos ajustes por PPI, anulação de decretos com ajustes

tarifários);

• Priorização governamental de outros temas (supondo que os parâmetros de

qualidade antes estabelecidos dos serviços garantiriam o suprimento ainda

com o atraso em sua recomposição);

• Mudança na compreensão do papel do Estado e dos agentes privados na

produção de bens e serviços (este é o único ponto que pode induzir à

modificação no modelo efetivo, embora não devido a defeitos internos no

esquema regulatório – que podem ser superados sem maiores

inconvenientes – mas sim por uma caracterização ideológica distinta acerca

do setor).

A situação anteriormente descrita, paralelamente à demora na resolução da

problemática do setor, gerou prejuízos às empresas prestadoras de serviços, como

resultado dos fatores a seguir:

• Receitas em moeda nacional inalteradas pela conversão em pesos, e

inclusive reduzidas pelo aumento da falta de pagamento das faturas (dada a

impossibilidade de cobrança);

• Aumento no custo dos insumos e no custo operacional em moeda doméstica

pelo efeito inflacionário da desvalorização;

• Aumento considerável nos custos financeiros das companhias pelas

consideráveis dívidas em dólar assumidas durante a Convertibilidade (que

em alguns casos caíram em default);

• Encarecimento e dificuldade de acesso ao crédito;

• Suspensão dos planos de investimento em expansões pela ruptura do

equilíbrio econômico financeiro e às arriscadas previsões dos investidores;

• Diminuição da qualidade do serviço devido ao aumento dos contratos

sujeitos à interrupção e à elevação do custo esperado da energia.

Os impactos produzidos no setor pela quebra da convertibilidade e a conseqüente

mudança nas regras pode ser observado nos diversos aspectos apresentados a

seguir:

1) No upstream, a partir da sanção da LEP, o ENARGAS suspendeu o pass-

through do maior custo do gás ao mercado cativo das distribuidoras. Como é

possível observar no Quadro VII-1, essa situação criou uma defasagem entre os

preços do gás na boca do poço para o mercado interno e externo. Atualmente

os preços médios das bacias Neuquina, Noroeste e Austral, estabelecidos pelo

ENARGAS, para o mercado doméstico, estão em, aproximadamente, 0,50

US$/MBTU, 0,39 US$/MBTU e 0,36 US$/MBTU respectivamente, enquanto os

preços externos são, aproximadamente, três vezes mais altos.

Quadro VII-1 – Preços de gás por região produtora

Em US$ / MMBTU

Convertibilidade Pós-Desvalorização (*)

Inverno 01 Verão 01 Verão 02 Inverno 02 Atual

Bacia Neuquina Preço para grande usuário 1,50 1,31 0,37 0,41 0,51 Preço médio da bacia 1,53 1,37 0,39 0,43 0,53 Preço de exportação 1,57 1,41 1,41 1,49 1,49 Ratio Exp/Preço médio da bacia 1,02 1,03 3,61 3,50 2,80

Bacia Noroeste Preço para grande usuário 1,22 1,15 0,33 0,32 0,40 Preço médio da bacia 1,24 1,19 0,34 0,35 0,43 Preço de exportação 1,24 1,27 1,27 1,26 1,26 Ratio Exp/Preço médio da bacia 1,00 1,06 3,71 3,64 2,92 Bacia Austral Preço para grande usuário 1,03 0,95 0,27 0,28 0,35 Preço médio da bacia 1,06 1,00 0,29 0,30 0,37 Preço de exportação - - - - -

(*) Considerando um tipo de câmbio de 3,50 AR$/US$ para os períodos Verão 2002 e Inverno 2002 e

2,80 AR$/US$ para o período atual.

Fonte: Análise STRAT/RG com base dados ENARGAS, Ano 2003.

As conseqüências negativas destes sinais inadequados de preços no upstream

tiveram como resultado menores investimentos em prospecção, como é possível ver

no Quadro VII-2. Neste sentido, a inexistência de poços terminados em prospecção

durante o ano de 2002, poderia afetar, a médio prazo, a capacidade de produção

das diversas bacias.

Quadro VII-2 – Evolução dos poços totais

3 1119 14 12 10 3 11 7 0

11

40

53

3828 38

63

83 94

50

1.993 1.994 1.995 1.996 1.997 1.998 1.999 2.000 2.001 2.002

Resto

Poços terminados em prospeção

Fonte: Secretaria de Energia; Análise STRAT/RG. Ano 2003

2) Os efeitos da conversão das tarifas em pesos, no âmbito do mercado das

distribuidoras, juntamente com a desvalorização da moeda argentina, causou a

erosão dos níveis tarifários em termos de dólares. Esses níveis tarifários são

inadequados para manter a sustentabilidade de um negócio e com crescimento a

longo prazo.

3) No que se refere a expansões de transporte e distribuição, a atual condição

macroeconômica, a conversão das tarifas em pesos, e a falta de recomposição

da equação econômico financeira vêm dificultando a realização de ampliações

nos sistemas. No ano de 2002, não houve aumento da capacidade do sistema

de transporte e o crescimento das redes de distribuição foi quase nulo.

Os investimentos nestes segmentos foram limitados à manutenção da segurança

do sistema. No Quadro VII-3 a seguir é apresentada uma comparação dos

valores investidos pelas transportadoras e pelas distribuidoras durante os anos

2002, 2001, e a média do período 1993-2001. Em termos gerais, é possível

observar quedas nos valores investidos em dólares: no transporte, os

investimentos se reduziram em 44% entre 2001 e 2002, valor que chega a 48%

se comparado à média dos anos de 1993-2001; para o segmento de distribuição

a queda é mais acentuada, chegando a uma redução de 67% em 2002 (em

relação à média).

Quadro VII-3 – Investimento em transporte e distribuição

Anos 2001 e 2002

2001 2002 Média 1993

- 2001 Taxa Var.

2002 / 2001 Taxa Var.

2002 / Média

Transporte (MM US$) 228,0 128,1 243,5 -43,8% -47,4%

Distribuição (MM US$) 165,2 71,7 214,4 -56,6% -66,6%

Total 393,2 199,8 457,9 -49,2% -56,4%

Fonte: Análise STRAT/RG com base dados ENARGAS, ano 2003.

4) Outro efeito da LEP foi a clara diferenciação entre setores de bens

transacionáveis e não transacionáveis . Os aumentos de preços por setores da

economia não foram muito diferentes, desde o fim da convertibilidade, fato

refletido numa distorção significativa dos preços relativos da economia. Neste

sentido, o Quadro VII-4, a seguir, apresenta os aumentos registrados em

diferentes variáveis relacionadas com a evolução de preços, comparados à

variação em alguns energéticos. No caso dos preços dos energéticos, observa-

se uma importante diferenciação entre os mercados regulados (como o gás

natural) e os desregulados (como o de derivados de petróleo).

Quadro VII-4 – Comparação de aumento dos preços de energéticos e índices

médios

46%

118%

188%

79%

128%110%

333%

3%

IPC IPIM TC Gásnatural

Gasolinasuper

Gas oil GLP Fuel oil

Nota: Os preços incluem impostos. Fonte: INDEC / ENARGAS / CAMMESA / Secretaria de Energia / Análise STRAT/RG. Ano 2003. 5) A tendência de adquirir serviços segmentados (unbundled), apresentada pelo

setor de gás até o fim de 2001, se viu afetada pela conversão das tarifas em

pesos e pelo conflito na renegociação do preço de gás, que fizeram com que,

durante a transição, o serviço mais econômico e confiável fosse o totalmente

verticalizado.

6) Por outro lado, a conversão das tarifas em pesos e os aumentos de custos no

setor do transporte e de distribuição afetaram seriamente o fluxo de caixa das

companhias, embora, durante 2002, tivessem sido notáveis as quedas nos níveis

de investimento. O fluxo de caixa do acionista (sem considerar o pagamento do

principal da dívida) caiu de US$ 287 milhões, em 2001, para US$ 116 milhões,

em 2002. Isto representou uma diminuição de 7% para 3% em termos de

rentabilidade do acionista sobre o patrimônio líquido total do setor. O Quadro

VII-5, a seguir, apresenta o fluxo de caixa para o total do setor de transporte e

distribuição.

Quadro VII.5. – Economia das atividades de transporte e distribuição de gás

( Em milhões de US$)

2002 2001 Var. 2002/2001

Vendas (*) 1057,9 2715,3 -61% Compras de gás e transporte -445,2 -1278,6 -65%

Margem 612,7 1436,7 -57% Custos O&M - A&C (**) -252,2 -546,9 -54% Resultados financeiros (***) -176,2 -190,7 -8% Impostos -5,1 -65,6 -92% Investimentos (****) -63,1 -346,4 -82%

Fluxo de caixa (US$) 116,1 287,1 -60% Rentabilidade (Fluxo Caixa / PN início) 2,8% 6,9%

(*) As Vendas no ano de 2001 não incluem ajustes por PPI (Producer Price Index, o índice de ajuste

tarifario). (**) Custos líquidos de amortizações. Inclui outras despesas líquidas.

(***) Consideram-se somente os juros.

Nota: TGS somente segmento regulado.

Fonte: Análise STRAT/RG com base nas Demonstrações Financeiras das Licenciadas, anos

2001/2002.

7) Finalmente, o Quadro VII-6 apresenta a diminuição das receitas e as

transferências entre setores derivados da crise de dezembro de 2001, o fim da

convertibilidade e a conversão em pesos das tarifas do setor.

Quadro VII.6. – Diminuição de receitas e transferências entre agentes da industria

após a crise econômica argentina – Em milhões de US$

Setor externo Setor externo



UsuáriosUsuários

Estado Estado

ProdutoresProdutores

Transferência = U$S 80 MM (por default juros dívida)

Margem = U$S 824 MM (por queda das receitas por vendas: conversão em pesos, congelamento das tarifas e aumento dos custos)

Transferência = U$S 171 MM (por diminuição de margem)

Receitas = U$S 954 MM (por queda das receitas das vendas no mercado doméstico: conversão em pesos e congelamento do preço na boca do poço)

Receitas = U$S 177 MM (por queda da arrecadação do Imposto sobre os Lucros)

Fonte: Análise STRAT/RG. Ano 2003.

Devido à conversão em pesos e ao congelamento do preço do gás na boca do poço,

para as vendas ao mercado doméstico, as receitas de vendas neste mercado

reduziram-se em, aproximadamente, US$ 954 milhões por ano. As mesmas causas,

somadas ao aumento dos custos, fizeram com que a margem dos setores de

transporte e distribuição diminuísse em, aproximadamente, US$ 824 milhões por

ano. Da mesma forma, em conseqüência da diminuição de receitas do setor de

Transporte e Distribuição, o Estado deixou de receber receitas de,

aproximadamente, US$ 177 milhões por ano. Este valor representa a diferença

entre a quantia que as licenciadas deveriam ter pago com uma recomposição

tarifária que levasse a sua rentabilidade aos valores pré desvalorização e a que

efetivamente pagaram durante 2002.

Da mesma forma, no mesmo esquema, é apresentada uma série de transferências

entre os diversos atores do setor:

• Transferência dos segmentos de transporte e distribuição aos usuários:

comparando a margem obtida pelas licenciadas, em 2002, com a que

deveriam ter sido alcançadas para não alterar a sua rentabilidade pré

desvalorização, é possível ver que os setores de transporte e distribuição

"repassaram" aos usuários, aproximadamente, US$ 171 milhões ao ano.

Este valor representa a recomposição tarifária que as margens das

licenciadas correspondentes a 2002 deveriam ter para obter a rentabilidade

pré desvalorização;

• Transferência do Setor Externo aos Segmentos de Transporte e Distribuição:

para o ano 2002, as licenciadas tinham programado vencimentos de capital

de, aproximadamente, US$ 807 milhões. O valor estimado de US$ 80

milhões ao ano representa uma espécie de empréstimo que as licenciadas

receberam do setor externo ao não efetuarem a amortização do principal da

sua dívida. Essa quantia foi estimada considerando-se juros de 10% para

esse empréstimo hipotético.


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II. Caracterização do Setor do Gás Natural na Argentina




VI. Resultados da Transformação



IX. Lições

X. Anexo


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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VIII - POSSÍVEL REVISÃO DO MODELO FACE AO FUTURO

No fim de novembro de 2003, teve início um novo período de renegociação dos

direitos e obrigações do Governo com as licenciadas de transporte e distribuição

cuja conclusão é esperada para dezembro de 2004. Isto leva a pensar quais são os

ajustes ao modelo regulatório argentino que deveriam ser implementados. Da

mesma forma, questiona-se se a sustentabilidade do modelo regulatório argentino

ocorre somente em um ambiente de estabilidade macroeconômica, ou se apenas

seriam necessárias mudanças marginais no mesmo para sanar os problemas atuais.

Um aspecto que é necessário discutir é aquele das tarifas dolarizadas, bem como o

ajuste automático semestral pela variação dos índices de preços externos (o PPI

para Industrial Commodities) dos Estados Unidos. Esta característica do modelo

regulatório argentino começou a indicar uma certa inconsistência, ainda durante o

último período da convertibilidade. Com a recessão interna deflagrada, a partir de

1998, o nível de preços domésticos e os salários apresentaram uma tendência ao

declínio. Ao contrário, o PPI apresentava crescimento. Esta divergência levou a uma

disputa distributiva que obrigou as autoridades a suspenderem o ajuste, afetando

negativamente o ambiente favorável ao investimento no setor.

Com a desvalorização, a disputa distributiva ficou ainda maior, tendo em vista que a

taxa de desvalorização atingiu níveis consideráveis, em um cenário de recessão

profunda. A cobertura cambial tornou-se impraticável na realidade.

Não se deveriam recuperar, necessariamente, todo o capital não amortizado ou a

base de capital no curto prazo, porque as tarifas não podem aumentar

consideravelmente por razões distributivas. Certamente, entretanto, o ajuste em

decorrência do incremento dos custos de serviço deverá ser estruturado por meio de

algum mecanismo admissível pela Lei.

Finalmente, a proposta de recuperar o nível tarifário aumentando os preços dos

grandes usuários e deixando inalteradas as tarifas dos usuários menores (tarifas

sociais) aparece como uma solução de compromisso considerando todas as

restrições políticas e sociais existentes atualmente.

Considerando que algumas tarifas não podem aumentar por razões distributivas


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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(ex.: o segmento residencial de baixo consumo), a elevação das tarifas seria

conseguida através do aumento aos usuários industriais. Estas medidas paliativas,

as quais estão sendo consideradas nas esferas governamentais, são o anúncio de

que há outras mudanças no horizonte.

O Quadro VIII-1 exemplifica algumas das opções de reestruturação que estão sendo

estudadas, atualmente, em algumas esferas do governo. O que será descrito, a

seguir, é um tipo de modelo híbrido para se atingirem objetivos de eficiência e de

distribuição de renda. O objetivo de eficiência seria conseguido por meio da

introdução de maior concorrência e transparência através da reorganização das

funções de alguns atores e da estruturação das transações de gás e capacidade. A

distribuição de renda, por sua vez, seria atingida através de preços diferenciais, de

acordo com os tipos de usuários.

Quadro VIII.1. – Comparação dos cenários regulatórios antes e depois da crise

argentina

– Preço do gás negociado livremente – Mercado concentrado e pouco segmentado – Pash-throughENARGAS:

– Preço do gás únicopara todas as tarifas – Repasse não automático

– Comparações de contratos – Otimização do despacho

– Mecanismo de incentivos de compras spot – Procedimento em caso de conflitos

– Mercado a termo com contratos entre partes confidenciais

– Mercado spot pouco desenvolvido – Mecanismo de revenda de capacidade de

transporte – Escassa utilização– Preço máximo

– Estrutura tarifária de distribuição– Tarifas por categoria de serviço, em função

de custos e tipo de demanda – Margem de distribuição interrompível (DI)

muito menos firme: o corte do serviço depende da disponibilidade de transporte, que age como um incentivo para os usuários diretos com serviço firme a pagar DI

– Preço do gás negociado livremente; – Mercado concentrado e pouco segmentado; – Pash-throughENARGAS:

– Preço do gás único para todas as tarifas; – Repasse não automático:

– Comparações de contratos; – Otimização do despacho;

– Mecanismo de incentivos de compras spot; – Procedimento em caso de conflitos.

– Mercado a termo com contratos entre partes Confidenciais;

– Mercado spot pouco desenvolvido; – Mecanismo de revenda de capacidade de

Transporte: – Escassa utilização;– Preço máXimo.

– Estrutura tarifária de distribuição: – Tarifas por categoria de serviço, em função

de custos e tipo de demanda; – Margem de distribuição interrompível (DI)

muito menos firme: o corte do serviço depende da disponibilidade de transporte, que age como um incentivo para os usuários diretos com serviço firme a pagar DI.

Antes da emergência Antes da Lei de Emergência Cenário regulatório estimado Cenário regulatórioestimado

– Preço do gás negociado entre os produtores e o Estado – Mercado segmentado pelo Estado

– Ajustes limitados para as distribuidoras (volumes usuários cativos)

– Trajetória de preços de 19 meses para grandes usuários com by -pass

– Preços de exportações livres e em dólares – Pass -throughSecretaria de Energia – ENARGAS

– Preço do gás segmentado por tipo de cliente – Repasse automático dos preços negociados perante

AIMG – Sistema pass-throughanterior para contratos fora do

AIMG – AIMG

– Divulgação de informação sobre contratos e despacho – Mercado spot diário “obrigatório” de gás e transporte– “Garantir interação” entre e demandantes

– Revenda de capacidade AIMG – Oferta compulsória da capacidade não nominada cada dia – Preço livre

– Estrutura tarifária de distribuição– Segmentação de ajustes por capacidade de pagamento – Aumento da margem DI: para diminuir o incentivo para

que os usuários firmes utilizem serviço interrompível (freeriding)

– Preço do gás negociado entre os produtores e o Estado; – Mercado segmentado pelo Estado:

– Ajustes limitados para as distribuidoras (volumes usuários cativos);

– Trajetória de preços de 19 meses para grandes usuários com by-pass;

– Preços de exportações livres e em dólares. – Pass-throughSecretaria de Energia – ENARGAS:

– Preço do gás segmentado por tipo de cliente; – Repasse automático dos preços negociados perante

MEG (Mercado Eletrónicode Gás); – Sistema pass-throughanterior para contratos fora do

MEG; – MEG:

– Divulgação de informação sobre contratos e despacho; – Mercado spot diário “obrigatório” de gás e transporte;– Garantir interação entre demandantes e oferentes.

– Revenda de capacidade MEG: – Oferta compulsória da capacidade não nominadacada dia; – Preço livre.

– Estrutura tarifária de distribuição: – Segmentação de ajustes por capacidade de pagamento; – Aumento da margem DI: para diminuir o incentivo para

que os usuários firmes utilizem serviço interrompível(freeriding).)

FFonte: Análise STRAT/RG


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II. Caracterização do Setor do Gás natural na Argentina




VI. Resultados da transformação



IX. Lições

X. Anexo


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IX. LIÇÕES

A seguir, detalham-se as lições a serem extraídas da experiência argentina, e que

podem ser úteis para o desenvolvimento de um modelo da indústria do gás no

Brasil.

Sentido da oportunidade

Em primeiro lugar, vale destacar que a Argentina começou a reforma da sua

indústria do gás com um grande sentido da oportunidade já que muitos fatores

contribuíram para o consenso necessário à aceitação da mudança, entre eles o forte

descontentamento em relação ao Governo que deixava o poder.

Consenso político interno

Paralelamente ao consenso popular que existia em favor da mudança, a classe

dirigente do país liderou ou aderiu à transformação em vias de realização. Este

apoio se manteve de forma crescente e sustentável, pelo menos, até o fim de 1997:

• Participação do Poder Executivo Nacional e do Congresso da Nação;

• Reprodução das reformas no âmbito da maioria das Províncias (com a

intervenção dos seus correspondentes Governadores e Legislaturas);

• Adesão dos setores mais representativos da atividade econômica local que

buscaram alianças estratégicas com empresas internacionais relevantes de

cada setor;

• A maior parte da classe dirigente sindical, também, ofereceu o seu apoio às

medidas quando o Governo garantiu:

o Planos de saída voluntária para empregados excedentes das

empresas públicas em transformação;

o Planos de distribuição de ações das novas empresas prestadoras aos

seus funcionários.

Consenso político internacional

As mudanças ocorridas na Argentina contaram, também, com um amplo suporte da

comunidade internacional, dos organismos multilaterais de crédito e das principais


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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empresas e investidores relacionados com o setor, tais como agentes globais. O

referido apoio consistiu no financiamento das consultorias para elaborar os marcos

regulatórios e os Editais de Licitação para a transformação do setor, assim como da

disponibilização de técnicos e de relatórios de diagnóstico de cada indústria a ser

reformada.

Ao mesmo tempo, a Argentina deu início à assinatura de Tratados de Proteção

Recíproca de Investimentos Estrangeiros com diversos países (38 no total), sendo

que a maior parte deles foram ratificados, posteriormente, por meio da publicação de

Leis Nacionais (25 no total).

Promulgação de conjuntos regulatórios prévios

Constitui, ainda, uma lição significativa da experiência argentina a oportuna

promulgação de diversas leis gerais (de Reforma do Estado, de Emergência da

Economia, de Estabilidade Cambial) e de leis particulares para alguns dos setores a

serem transformados (Marco Regulatório do Gás, da Eletricidade, etc), previamente

à execução das mudanças. Na verdade, embora a Argentina iniciasse diversas

reformas simultaneamente, não foi em todos os setores que houve, um conjunto

regulatório integral e prévio suportado por uma Lei Nacional especial que desse a

suficiente segurança jurídica aos investidores (regras do jogo completas, claras e

prévias à abertura) sobre o futuro desenvolvimento das atividades.

Executores da transformação

Apesar de ser um país organizado como uma federação, uma vez aprovadas as leis

gerais ou particulares que atribuíram competências centralizadas ao PEN para dar

início às reformas, os referidos poderes são delegados pelo Presidente e Ministro

correspondente (Economia e/ou Obras e Serviços Públicos, segundo o caso) aos

denominados Comitês de Privatização ou Comitês de Reforma.

Os supracitados Comitês encarregaram-se de executar as transformações,

conforme segue:

• Assessorando o PEN;

• Diagnosticando o setor correspondente;


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• Formulando a proposta da mudança;

• Elaborando os projetos de normas/regulamentações;

• Definindo unidades de negócio sustentáveis;

• Elaborando os editais de licitação;

• Contratando consultorias de suporte para o desenvolvimento de tais tarefas;

• Cumprindo os cronogramas e processos de privatização;

• Levando à consideração do PEN, ou do Ministro, o produto do seu trabalho

diário para que seja referendado como Regulamentos ou Disposições

Administrativas;

• Controlando o avanço das reformas até que as Agências Reguladoras de

cada setor assumam essas tarefas.

Por último, dentro das novas estruturas de regulamentação e controle, cada setor

reformado contou com uma Agência setorial independente, com perfil profissional e

claras faculdades regulamentares, jurisdicionais e de fiscalização, atribuídas por lei

(desnecessário).

Nos casos da indústria do gás (ENARGAS) e da Eletricidade (ENRE), a constituição

dessas agências, de forma simultânea ao repasse da prestação dos serviços às

mãos do setor privado, pode ser considerado um dos fatores mais significativos para

o sucesso no seu desempenho, considerando o suporte legal das suas atribuições e

o amplo escopo dos seus poderes.

Abertura dos mercados ao capital privado

A saída do Estado de seu papel de empresário de setores durante anos

considerados estratégicos e de sua exclusividade, paralelamente à entrada de

diversos agentes globais do setor privado, geraram um ambiente de negócios locais

e regionais mais competitivo, o qual deu suporte ao crescimento da infra-estrutura e

produziu significativas melhorias na qualidade dos serviços.

Uma combinação razoável entre livre iniciativa e regulamentação

Tal conclusão decorre da observação do conjunto de medidas liberalizantes

outorgadas aos agentes do mercado, em combinação com a forte regulamentação


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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de certos aspectos (acesso à infra-estrutura, limitações à integração vertical, etc).

• No caso dos produtores, a liberdade concedida na venda e nos preços do

gás e a livre transferência de divisas ao exterior foi combinada com restrições

que funcionaram positivamente (limitações à integração vertical,

especificação da qualidade do gás, regras de despacho, etc.);

• Nos segmentos de transporte e distribuição, a intensa regulamentação de

aspectos relativos ao acesso (alocação de capacidade, expansões, tipos de

serviço, metodologias tarifárias, modelização dos termos e condições de

fornecimento especificadas nos contratos) foi acompanhada de uma dose de

flexibilidade permitida pela regulamentação e pela Agência reguladora, o que

foi suficiente para o desenvolvimento bem sucedido das atividades.

Multiplicidade de agentes

O modelo argentino também apresenta como lição o fato de se constituírem como

agentes uma série de companhias do setor privado (participando como licenciadas

ou concessionárias, ou ainda como suas investidoras ou acionistas).

Cabe lembrar que quanto à atividade de distribuição, os editais de concorrência

impediram a compra conjunta (ou a posterior aquisição ou fusão) de determinadas

Unidades de Negócio (o serviço de distribuição na Capital Federal e na parte norte

de Buenos Aires). No que toca ao segmento de transporte, a regulamentação exige

que as licenciadas de transporte (TGS e TGN) se mantenham independentes uma

da outra.

Por outro lado, a entrada destes agentes em tais mercados produtores /

transportadores, de distribuidores (atividades reguladas) e de comercializadores

(como atividade não regulada), consolidou um modelo de diversificação de

participantes independentes concorrendo entre eles, tendo como resultado um

ambiente de negócios mais maduro, eficiente e facilitador da tarefa de regulação e

controle.

Segmentação de atividades e introdução da concorrência

Neste sentido, realizou-se uma segmentação vertical das atividades bem como


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

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introduziu-se a concorrência em atividades potencialmente competitivas.

Utilizaram-se diversos instrumentos no sentido de fomentar a concorrência, tais

como o acesso aberto contratual regulado às instalações de transporte e distribuição

e a introdução de restrições às participações cruzadas.

A segmentação das atividades em si também permitiu a concorrência por

comparação (yardstick competition) entre as unidades de negócio com serviços

similares, permitindo melhorar a atividade de regulamentação e beneficiar os

usuários com os ganhos de produtividade através de menores tarifas. Um exemplo

no qual a estrutura segmentada foi claramente benéfica está relacionado à

concorrência entre as próprias distribuidoras para a captação de projetos de geração

térmica. Esses projetos proporcionam às distribuidoras, como já foi apresentado

anteriormente, o acesso a formas diversificadas de contratação (serviços de pico) os

quais reduzem os custos de capacidade, melhorando seu nível de utilização.

Transparência econômica do valor dos energéticos

Outra lição obtida do modelo argentino trata-se da utilização de critérios, princípios e

metodologias homogêneos à fixação de preços e das tarifas dos segmentos

regulados (transporte e distribuição) da indústria, evitando os subsídios cruzados

que, em geral, geram discriminações indevidas entre os usuários do serviço.

De forma correspondente, a simultânea eliminação de todos os subsídios aos

combustíveis alternativos ao gás natural atuou no mesmo sentido, potencializando o

direito de escolha dos consumidores finais, de acordo com as suas necessidades,

como elemento de definição do produto energético, seu preço e seu fornecedor.

Ajustes ao modelo de transformação

A recente crise econômica argentina, que teve início no fim de 2001, impacto,

fortemente, sobre o setor, colocando um freio nos investimentos do setor privado.

Esta crise demonstra a necessidade de analisar se o modelo argentino era

sustentável, apenas, em um ambiente de estabilidade macroeconômica.

A observação dos resultados das reformas no setor faz com que se reconheça que


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as mudanças empreendidas foram muito positivas e que, assim sendo, faz-se

necessário, apenas, modificações marginais no marco regulatório.

Recentemente, iniciou-se um processo de renegociação contratual, no âmbito do

qual, certamente, constará a questão da definição de tarifas em dólares ou em

moeda nacional, bem como o ajuste periódico das mesmas por índices de preços

externos ou domésticos.

Observou-se que a cobertura cambial e a indexação por índices externos

mostraram-se impraticáveis em um cenário de crise macroeconômica, com forte

desvalorização da moeda.

A exportação e a integração dos mercados regionais

O modelo argentino facilitou a integração dos mercados. Como prova, é possível

citar os Protocolos de Integração Energética celebrados entre a Argentina e todos os

seus vizinhos, nos quais as partes comprometem-se a retirar as barreiras e

assimetrias regulatórias e fiscais que pudessem dificultar o livre fluxo das

transações.

A fecundidade desse comportamento permitiu o desenvolvimento de uma nova infra-

estrutura de interconexão (com Chile, Bolívia, Brasil e Uruguai) e a monetização das

reservas de gás.

Em muitos casos, os projetos para o transporte de exportação de gás tornaram

possível a solução de problemas de capacidade doméstica, permitindo expansões

que, de outra forma, teriam demorado a realizarem-se.

As condições iniciais e uma visão abrangente das reformas (setores de

hidrocarbonetos, eletricidade, dentre outros)

Criar condições propícias para o desenvolvimento do setor gasífero pode significar

que, simultaneamente, ou de forma prévia, sejam tomadas decisões de estruturação

em outras áreas, as quais têm uma interface com o mesmo.


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A liberação de preços em toda a cadeia do petróleo e seus derivados (excetuando-

se o transporte por dutos) e a eliminação de subsídios constituíram um passo

significativo para a consolidação da economia de mercado e continuou melhorando

a competitividade do gás. Acrescenta-se a tais aspectos, a livre disponibilidade do

gás, complementada pela abertura do mercado e pelo acesso aberto regulado.

A reestruturação do setor elétrico obteve sucesso singular, tendo atingido, também,

a indústria gasífera, criando-se, assim, uma sinergia importante entre tais setores.

Os resultados foram nítidos em termos de preços e de crescimento da demanda do

gás por meio da expansão do número e tamanho das plantas térmicas.

O fato das reestruturações dos dois setores terem semelhanças significativas no que

se refere aos objetivos, à segmentação das atividades e à abordagem regulatória,

ajudou a consolidar as reformas implantadas, apesar das diferenças importantes no

que se refere à organização das transações.

Apesar da ação regulatória ter sido exercida por entidades regulatórias setoriais, foi

possível manter uma interação produtiva entre as duas instituições em matéria de

informação e de resolução dos problemas comuns.

O processo de investimento e o grau de integração da cadeia

A segmentação horizontal e vertical da empresa Gas del Estado foi, provavelmente,

o maior desafio do modelo. Este desafio superava o problema físico de introdução

de novas estações de medição para separar os fluxos de gás através dos ativos de

transporte e distribuição, e incluía os seguintes aspectos:

1) Coordenação das atividades de despacho entre os agentes da cadeia, tarefa

que foi se aperfeiçoando em poucos anos, quando foram aprovadas as

regras de despacho (não centralizado, em oposição ao setor elétrico), a partir

da discussão contínua entre os agentes da indústria e a autoridade

regulatória;

2) Necessidade de adoção de regulamentações que outorgassem clareza nas

interfaces entre os distintos elos da cadeia, de forma de possibilitar o

desenvolvimento de transações baseadas em contratos padronizados (para


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venda de gás e de serviços de transporte e distribuição).

Os sinais de expansão, impulsionados, também, pelo estabelecimento de tarifas

razoáveis, foram repassadas por toda a cadeia com custos de transação certamente

menores que os benefícios, uma vez que as expansões foram se concentradas em

cada um dos segmentos, e superados os gargalos existentes

Os resultados obtidos ajudaram a desmistificar a afirmação de que a integração

vertical das atividades (e das propriedades na cadeia) é a forma de facilitar os

processos de investimento. Na medida em que as regulamentações sejam claras e

não se diluam as responsabilidades dos agentes, é possível gerar uma nova infra-

estrutura sobre uma base econômica.

Funcionamento do acesso aberto

A escolha do acesso aberto regulado contratual, em conjunto com procedimentos

transparentes de alocação de capacidade e de modelos de contrato para ter acesso

aos serviços, demonstrou ser um bom sistema complementar para dar opções aos

usuários.

O processo de concurso aberto a que atualmente estão sujeiras as transportadoras,

no que diz respeito a alocação de capacidades de transporte, evoluiu conforme as

exigências de maior transparência – o que não constitui um empecilho para a sua

plena realização, uma vez que foram negociados aspectos específicos que os

carregadores requeriam para o fornecimento. Este procedimento foi utilizado tanto

para as expansões de transporte (sejam dutos paralelos ou de maior compressão)

para atender o mercado doméstico, ou para criar uma nova estrutura de transporte

para atender o mercado externo. Algumas delas (ex.: Gas Andes) precisavam de

expansões na infra-estrutura já existente e no duto de conexão com o mercado

externo.

No segmento de distribuição, o acesso à capacidade resultou em maiores conflitos,

particularmente, na medida em que aumentou o conhecimento dos usuários sobre

as alternativas de segmentar a sua provisão via by pass e das regras tarifárias que,

embora em princípio parecessem claras, admitiram interpretações que foram

prejudiciais, principalmente, para as distribuidoras. Aqui é provável que a


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100

problemática do acesso passe por uma reavaliação para futuras mudanças.

Efetividade da ação regulatória

A efetividade da ação regulatória não deve ser avaliada somente no contexto das

competências outorgadas à Autoridade Regulatória, devendo incluir, também, uma

série de fatores relacionados à organização institucional, à estruturação e à

organização do setor, bem como ao tipo de regulamentação econômica aplicada.

Por outro lado, embora seja comum a afirmação de que a ação regulatória sempre é

regida pela aplicação de determinados princípios, tais como a transparência e a

objetividade nas decisões, o ambiente em que tais decisões são tomadas pode

condicionar a sua qualificação e o cumprimento dos mencionados princípios.

São várias as lições emanadas do caso argentino. Todo o processo de estruturação

do setor contribuiu para que a ação regulatória fosse mais efetiva nos primeiros anos

pós-privatização. De um lado, as funções e competências eram amplas nas áreas

normativa, jurisdicional e de fiscalização, facilitando assim a resolução de conflitos e

seu tratamento isonômico. Da mesma forma, as regulamentações foram

suficientemente claras e detalhadas, e o Estado Nacional abandonou seu papel de

prestador do serviço, mantendo o papel de formulação de políticas, deixando,

obviamente, a atividade regulatória, diminuindo assim os possíveis conflitos de

interesse. Além disso, o processo de nomeação de diretores (embora em forma de

concursos, que foram, no decorrer do tempo, suspensos em diversas oportunidades)

não parece ter sido conduzido com a devida transparência e equanimidade para a

escolha dos candidatos. Finalmente, a organização interna das atividades da

agência e um orçamento razoável também proporcionaram, nos primeiros anos, uma

atuação menos burocrática e mais profissional.

A forma como se configura cada um destes fatores e a sua dinâmica no tempo

apresentam resultados a partir dos quais é possível afirmar se é viável esperar uma

ação regulatória mais ou menos efetiva, e qual seria o grau de efetividade.

Um fator que, sem dúvida, prejudicou a ação regulatória independente e eficaz foi a

crescente intervenção política nos processos de decisão e nos mecanismos de


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101

nomeação anteriormente citados. Sem dúvida, as crises macroeconômicas e a Lei

de Emergência Econômica também contribuíram para a perda de efetividade,

suspendendo faculdades e procedimentos de revisão que o próprio órgão regulador

poderia ter iniciado, em conformidade com o marco regulatório.

Como resultado deste cenário, a ação regulatória tornou-se mais burocrática, menos

transparente e mais dependente das decisões da política do país. Atualmente, o

papel que ela pode exercer com maior grau de independência limita-se,

principalmente, à fiscalização do cumprimento do serviço, sem deixar de levar em

consideração os problemas de financiamento orçamentário.

O desenvolvimento do mercado do gás e seu grau de concentração

A avaliação do desempenho da oferta do gás apresentou diversas facetas, assim

como as lições obtidas. De um lado, introduzir forças de mercado nas relações

entre os agentes constituiu um fator muito positivo. A livre disponibilidade e a

estruturação de todo o sistema do gás abriram novas perspectivas de demanda no

mercado interno e externo, o que possibilitou a auto-suficiência e a exportação aos

países vizinhos.

Os aumentos de preço da commodity, depois da privatização, estiveram marcados

pela suspeita de acordo de preços como resultado do alto grau de concentração na

oferta, o que derivou do processo de reestruturação no upstream do setor de

hidrocarbonetos. As ações reguladoras implementadas depois da privatização, tanto

em questões de autorização de pass-through de preços de gás como de denúncias

às Autoridades de Defesa da Concorrência, demonstram a insatisfação no que se

refere a opções e preços aos usuários.

Desde o início, a ação regulatória esteve focada em criar condições de maior

transparência para a aprovação das mudanças de preços, solicitar a exclusão de

determinadas cláusulas contratuais e conseguir que a Repsol-YPF não fosse

autorizada a renovar a comercialização de gás de terceiros (quando da expiração

dos contratos), entre outros pontos. Ações deste tipo serviram para atingir o objetivo

de nivelar forças, mas tiveram seus custos, porque, por exemplo, o próprio

procedimento de pass-through também não apresentou a transparência exigida


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102

pelos atores.

Não é possível afirmar que os aumentos de preços foram altos ou que não tivessem

sido previstos. Houve aumentos, o que, todavia, nunca significou que os preços do

gás estivessem, praticamente, no mesmo patamar de preços do energético

substituto, apesar das intenções dos produtores apresentadas em diversas

audiências públicas. Na realidade, nem mesmo acompanharam as flutuações dos

preços do petróleo.

É possível extrair lições e questionamentos de toda esta experiência de abertura de

setor do upstream (que apresenta particularidades no que se refere à distribuição do

recurso natural e a sua proximidade com o mercado, assim como significativas

barreiras à entrada).

Por um lado, a estruturação do downstream e a introdução de forças de mercado

(negociação do preço e livre disponibilidade do produto) mostraram ser ferramentas

complementares no desenvolvimento do mercado.

Pode ser que uma maior desconcentração inicial tivesse ajudado a gerar condições

mais competitivas, sem a necessidade de uma maior intervenção regulatória que

teve de se apoiar na geração de diversas pressões para desencorajar os aumentos

de preços apresentados pelos produtores.

Finalmente, é importante considerar: o fato de que o grau de concentração está

relacionado com o tamanho; os mercados que se devem atender; as barreiras à

entrada; e, as distâncias para o fornecimento. A dinâmica desta relação no decorrer

do tempo é muito complexa, e não é possível esperar que se alcance um nível de

desconcentração aceitável em mercados como o argentino, como o observado em

mercados mais desenvolvidos (Ex.: Estados Unidos e Inglaterra).

Tudo isto mostra que, embora o objetivo de uma maior concorrência ainda faça parte

da agenda política, os desenhos do sistema, assim como as ferramentas

regulatórias e de defesa da concorrência, devem permitir o alcance desse objetivo

de maneira eficaz e sem custos elevados de transição.


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103

As crises macroeconômicas e a incerteza das regras regulatórias

A crise macroeconômica, em conjunto com os escassos e pouco oportunos sinais

em favor da renegociação das condições de prestação do serviço, enfraqueceu o

sistema segmentado de prestação do serviço.

Deve-se esperar que os sinais emitidos pelo governo sejam enviados de forma

simultânea a todos os elos da cadeia. Caso contrário, acabaria o interesse em

investir ou em contratar, uma vez que se eleva a exposição ao risco dos atores

envolvidos.

Os efeitos colaterais são: a perda do impulso investidor; a diminuição da qualidade e

das opções de fornecimento; e, a negação de conexões com as redes de infra-

estrutura, como forma de diminuir o grau de responsabilidade nas obrigações de

fornecimento, no futuro.

Paralelamente, esta falta de definições também afeta a efetividade regulatória,

porque o poder de concessão pertence ao Estado Nacional, assim como, também, a

capacidade para a renegociação das condições de prestação.


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104










IX. Lições

X. Anexo


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X - ANEXO A

Contexto histórico da reforma

A partir de 1989, houve uma profunda mudança estrutural na economia argentina,

através de ações de impacto social num deteriorado contexto econômico e social. O

marco jurídico inicial dessas ações foi composto pelas Leis de Reforma do Estado nº

23.696 (LRE) e de Emergência Econômica nº 23.687 (LEE), promulgadas naquele

ano. A primeira autorizou o Poder Executivo a decidir quais seriam as empresas

públicas a serem privatizadas e as diversas formas de realizar tais processos,

enquanto que a segunda eliminou os subsídios existentes.

Os objetivos gerais da política do governo naquele momento poderiam se resumir

nos pontos a seguir:

• Reinserção da Argentina nos mercados mundiais:

o Este objetivo tentou contrabalançar os efeitos causados sobre a

economia pelo excessivo protecionismo em matéria de comércio

exterior. Para tanto, foram implementadas políticas de abertura

econômica tais como:

§ A redução de barreiras alfandegárias;

§ A eliminação de restrições para a participação de investidores

nacionais e estrangeiros nos setores denominados

estratégicos; e

§ A supressão do Programa "Compre Nacional" para as

empresas públicas.

• Plano de estabilização:

o A estabilização da economia constituiu outro dos pilares que serviu de

base à nova ordem da economia. Dentro desse marco, foi aprovada a

Lei da Convertibilidade nº 23.928 (LC), por meio da qual estabeleceu-

se uma paridade fixa entre o peso e o dólar; promoveu-se a redução

do déficit público mediante diversas medidas; e, promoveu-se a

liberdade de mercados através de políticas de desregulamentação

aplicadas a diversos setores.

Progressivamente, foram sendo introduzidas novas regras do jogo, entre as quais


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106

cabe destacar as seguintes:

• Desregulamentação e liberalização dos mercados;

• Abertura e globalização da economia;

• Redefinição do papel do Estado;

• Modificação da função dos preços na alocação dos recursos da economia;

• Redução do déficit do setor público;

• Desregulamentação e liberalização dos mercados.

O objetivo foi promover e induzir condições de concorrência em mercados que, até

aquele momento, estavam fortemente regulados (ex.: hidrocarbonetos, geração de

eletricidade etc.). No setor de hidrocarbonetos, isto significou a liberalização de

preços para o petróleo e seus derivados (o setor de gás permaneceu regulado até

abril de 1994), e abertura à entrada do capital privado nas etapas de produção,

transporte, refino e comercialização.

Entre os diversos decretos emitidos pelo governo no processo de transformação do

setor, vale destacar aquele que vinculou o pricing do gás ao do óleo combustível,

com o objetivo de proporcionar maior racionalidade à política de preços do governo.

Os Decretos de Desregulamentação (1.055/89, 1.212/89 e 1.589/89) constituíram,

sem dúvida, o marco de referência de todo o processo de transformação do setor do

petróleo, mas foram insuficientes para a indústria do gás, que exigiu outros fatores

de estruturação e organização, os quais não constavam do referido marco regulador,

tornando necessária a promulgação posterior de um conjunto normativo (Lei do no

Gás 24.076, regulamentação pelos Decretos no 1.738/92 e no 2.255/92).

O sucesso da transformação do setor petrolífero estendeu-se durante toda a década

de 90, sendo acompanhado pelo investimento em infra-estrutura e na modernização

tecnológica de todos os segmentos (exploração, produção, refinação,

comercialização etc.), bem como pela atração do capital privado e de novos

operadores.

Como resultado, o setor petróleo alcançou níveis de maior eficiência, servindo de

exemplo à passagem do país da condição de importador à de exportador de petróleo

egás. Esta atividade passou a ocupar o primeiro lugar na pauta de exportação do


Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766

107

país, em substituição ao setor agropecuário, que tradicionalmente caracterizava a

economia argentina nas décadas anteriores.

Este processo de reforma esteve caracterizado pela rapidez, mas descuidou de

certos aspectos estruturais, os quais, mais tarde, influenciaram o comportamento

dos mercados. De um lado, a não intervenção do Estado no setor foi além do

aconselhável, produzindo-se perdas de informações técnicas e comerciais, as quais

foram disponibilizadas, somente, aos prestadores de serviços privados que

adentraram o mercado. Por outro lado, a abertura do setor aos mercados externos

(que através da arbitragem de preços deveria trazer preços competitivos) acabou

sendo alvo de críticas tanto no meio político como das organizações de

consumidores. A conformação oligopolista do setor, com a presença dominante da

YPF como resultado das condições iniciais em que foi realizada a transformação

constituiu outro dos aspectos que nunca deixou de ser alvo de críticas, assim como

aquelas referentes aos supostos "acordos de preços ou de divisão de mercado".

Esta transformação do upstream, assim como a ocorrida no âmbito de outros

serviços (ex.: telecomunicações), trouxe como ensinamentos a necessidade de

gerar marcos regulatórios especiais e prévios ao processo de mudança, assim como

a alocação ao Estado (através de agências regulatórias) de um novo papel

relevante. Todas essas lições foram assimiladas para o posterior processo de

transformação da indústria do gás.

O fato da desregulamentação da indústria petrolífera ter acontecido em primeiro

lugar, facilitou, sem dúvida, o processo de privatização e reorganização tanto do

setor elétrico como do gasífero. A liberdade de preços implicou a remoção de alguns

subsídios e obstáculos para a penetração do gás e fomentou o ingresso de novos

agentes no mercado. Ao mesmo tempo, a penetração do energético continuou

afastando combustíveis substitutivos: gás liqüefeito, óleo combustível, e gasolinas

no setor de transporte, mediante a entrada do gás natural comprimido.

Um dos principais problemas enfrentados pela penetração do gás, nos mercados

residenciais (onde a concorrência se dá, principalmente, frente a eletricidade e ao

gás liqüefeito em diversas utilizações, como: aquecimento, cocção e calefação), e,

nos mercados industriais, é a existência de preços políticos que perseguem


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objetivos de distribuição de renda, antiinflacionários e setoriais. A retirada destes

subsídios (que representam um custo social para o conjunto da economia) significou

um passo importante nas áreas política e econômica, facilitada pela própria crise de

financiamento e desinvestimento no setor público, tendo como resultado o processo

hiperinflacionário do fim da década de 80 e começo dos anos 90.

Nesse sentido, a eliminação de controles de preços e de subsídios foi uma das

condições iniciais básicas para promover tanto a atração dos investimentos para o

setor dos hidrocarbonetos, no seu conjunto, quanto a continuação da penetração do

gás. Além disso, foram limitados no tempo (ou ficaram sem efeito) contratos com

preços ou tarifas diferenciais para determinados usos.

• Abertura e globalização da economia

A globalização dos mercados observada no âmbito internacional impôs o impulso

para a livre entrada e saída de bens e capitais.

Neste sentido, foram eliminadas barreiras alfandegárias e restrições à entrada de

capitais estrangeiros e, durante os primeiros anos da década de 90, firmaram-se

protocolos de proteção dos investimentos. De fato, a abertura facilitou o acesso ao

crédito externo, a redução de restrições para a remessa de dividendos e o

pagamento de juros e de capital produto do endividamento.

A liberdade de entrada e saída de capitais, retro-alimentada pelo próprio sistema

monetário cambial da conversibilidade, dava garantias ao investimento estrangeiro

(financeiro e de capital), apesar da existência de um valor significativo de medição

no risco país.

• Redefinição do papel do Estado

A nova ordem institucional estabelecida determinou a limitação do papel do Estado

aos aspectos a seguir:

• Serviços essenciais para a sociedade (ex.: justiça, educação, saúde,

segurança etc.);

• Regulamentação dos mercados imperfeitos (ex.: monopólios naturais como


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109

os serviços de eletricidade, gás e água); e

• Concessão de subsídios a diversos setores da sociedade, através de

alocações específicas do orçamento nacional.

Conseqüentemente, transferiram-se para o setor privado atividades econômicas

que, até esse momento, estavam sob o controle do Estado, definindo-se,

previamente, os marcos jurídicos correspondentes.

Para os serviços que funcionavam em condições de monopólio natural, foram

criados organismos de regulamentação para o controle da sua prestação por parte

do setor privado. Desta forma, o Estado separou a prestação de serviços

(terceirizada aos investidores), as definições de política do setor (que manteve

dentro do seu âmbito), o controle da prestação, e a resolução de conflitos (através

das agências reguladoras).

• Modificação da função dos preços na alocação dos recursos da economia

Modificou-se a função atribuída aos preços na alocação dos recursos, retirando

deles os objetivos de subsídio e de redistribuição de renda. Da mesma forma, nos

setores em que o Estado continuaria determinando preços (como por exemplo, no

setor de serviços públicos), objetivou-se que eles refletissem os custos econômicos

da sua prestação.

A partir desse ponto, buscou-se a transparência das políticas de subsídio tornando-

as explícitas.

No caso do marco regulatório do gás, os subsídios orçamentários estiveram

limitados ao setor residencial de usuários da Patagônia e a aposentados e

pensionistas, com renda mínima em qualquer local de residência. Estes últimos

foram mais tarde eliminados, depois de um aumento no pagamento das

aposentadorias para que pudessem atender os serviços básicos (inclusive o gás).

• Redução do déficit do setor público

A privatização das empresas públicas tentou eliminar o déficit que elas geravam e


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110

que era pago pela sociedade através do imposto inflacionário. Este objetivo foi

atingido, em parte, graças às reestruturações tarifárias anteriores às privatizações,

às vendas das empresas ao setor privado, ou aos investimentos em infra-estrutura.


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111

ANEXO B

Apêndice estatístico

Quadro X-1 – Evolução da relação Reservas / Produção de gás natural

Período 1988 - 2002

Ano Reservas

(bilhões de metros cúbicos:)

Produção (bilhõnes de

metros cúbicos )

Reservas / Produção (anos)

1988 773,0 22,7 34,0 1989 743,9 24,2 30,7 1990 579,1 23,0 25,2 1991 592,9 24,6 24,1 1992 540,4 25,0 21,6 1993 516,7 26,7 19,4 1994 535,5 27,7 19,3 1995 619,3 30,4 20,3 1996 685,6 34,7 19,8 1997 683,8 37,1 18,4 1998 686,6 38,6 17,8 1999 748,1 42,4 17,6 2000 777,6 44,9 17,3 2001 763,5 45,9 16,6 2002 663,5 45,8 14,5

Fonte: Análise STRAT/RG com base nos dados da Secretaria de Energia, ano 2003.

Quadro X-2 – Evolução da capacidade de transporte de gás natural na Argentina

Anos 1993 e 2002

1993 Extensão (Km) Cap. Nom.

Troncais Paralelos Total (MM M3/d) TGN 3.299,9 864,4 4.164,3 24,8

Norte 1.458,2 623 2.081,2 13,4 Centro Oeste 1.257,8 52,7 1.310,5 11,4 Trechos Finais 583,9 188,7 772,6

TGS 5.609,1 418,6 6.027,7 46,6 Neuba I 592,0 - 592,0 18,5 Neuba II 573,5 69,9 643,4 11 San Martín 1.963,7 348,7 2.312,4 15,4 Trechos Finais (*) 1.841,0 - 1.841,0 Anel Bs As 82,1 - 82,1

Regionais

Cordillerano 243,7 - 243,7 1,2 Plaza Huincul-Senillosa 67,1 - 67,1 0,5 Mainque-Conesa 246,0 - 246,0

Interconexão e Derivação - - - TOTAL SISTEMA TRANSPORTE 8.909,0 1.283,0 10.192,0 71,4


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2002 Extensão(Km) Cap. Nom. Troncais Paralelos Total (MM M3/d) TGN 3.007,6 2.386,3 5.393,9 54,4

Norte 1.454,8 1016,8 2.471,6 22,5 Centro Oeste 1.257,8 884,3 2.142,1 31,9 Trechos Finais 295,0 485,2 780,2

TGS 6.193,5 1.186,2 7.379,7 66,35 Neuba I 590,4 92 682,4 28,4 Neuba II 573,5 69,9 643,4 13,5 San Martín 1.969,4 721 2.690,4 22,3 Trechos Finais (*) 1.903,1 234,4 2.137,5 Anel Bs As 82,6 - 82,6

Regionais Cordillerano 243,9 68,9 312,8 1,2 Plaza Huincul-Senillosa 67,3 - 67,3 0,45 Mainque-Conesa 219,6 - 219,6 0,5

Interconexão e Derivação 543,7 - - TOTAL SISTEMA TRANSPORTE 9.201,1 3.572,5 12.773,6 120,75 (*) Rede básica e Paralelo. Fonte: ENARGAS, ano 2003.

Quadro X-3 – Gasodutos de integração

Comprimento (em Km) Gasodutos em operação

Em cada país Total Investimento (em MM US$)

ARGENTINA - CHILE Argentina Chile Total NorAndino 380 680 1.060 400 GasAtacama 531 410 941 450 GasAndes 313 154 467 325 Pacífico 296 342 638 430 Metanex Vários (a) 61 36 97 8,5 (b)

ARGENTINA - BRASIL Argentina Brasil Total TGM 615 (c) 615 250 (d)

ARGENTINA - URUGUAI Argentina Uruguai Total Petrouruguay 15 11 26 n.d. Cruz del Sur 13 130 208 120 (65 Km sob o rio)

BOLIVIA - BRASIL Bolívia Brasil Total Gasbol 557 2.583 3.140 1.719 Lateral Cuiabá 360 273 633 216 Gasyrg (e) 431 0 431 400


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Comprimento (em Km) Gasodutos em operação

Em cada país Total Investimento (em MM US$)

BOLÍVIA - ARGENTINA Bolívia Argentina Total Madrejones - Campo Durán 9 34 43 n.d.

Bermejo-Ramos 4 24 28 n.d. TOTAIS 8.327 4.319 (a) Inclui Metanex PA, YPF e SIP. (b) Somente do lado argentino. (c) Trecho I e II, de 25 Km c/u, já foram construídos. Trecho III: mais de 565 Km em construção. (d) Somente do lado boliviano.

(e) Atualmente estão se movimentando 2,5 MMm3. Para o fim do ano está previsto o início de operações da estação de compressão De Villa Montes que permitirá a ampliação da capacidade de transporte do gasoduto de 11 a 17 MMm3/dia.

Fontes: ENARGAS, Superintendencia de Hidrocarbonetos (Bolívia), CNE (Chile) e ANP (Brasil).

Quadro X-4 – Evolução da tarifa residencial

Índice base 100 = fevereiro 1991


100110

156 156

169

187192

10094

110 108 107 108

76

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Em pesos correntes

Em pesos constantes



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Quadro X-5 – Evolução da tarifa industrial 200 m3/dia



100 102 102 102

110

121125

10095

86 8487 89

51

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Em pesos correntes

Em pesos constantes


Quadro X-6 – Evolução da tarifa industrial 1.000 m3/dia firme



100

90 90 91

110

122127

100

83

76 76

8790

52

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Em pesos correntes

Em pesos constantes



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115

Quadro X-7 – Evolução da tarifa industrial 1.000 m3/dia interrompível



100

87 87 88

7370

74

100

81

73 73

58

51

30

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Em pesos correntes

Em pesos constantes


Quadro X-8 – Evolução da tarifa geração elétrica interrompível



100

113

121 121 121

110116

100

111117 115 113

99

48

01-02-91 01-04-91 01-02-92 01-03-92 01-12-92 01-12-01 Atual

Em pesos correntes

Em pesos constantes



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116

Quadro X-9 – Evolução da tarifa de gás natural na Capital Federal com impostos


Segmento Fev.91 Abr.91 Fev.92 Mar.92 Dez.92 Dez.01 Atual (*) Residencial (250 m3/mes) 100 113 159 159 167 170 56 Industrial (200 m3-dia) 100 105 103 104 109 109 37 Industrial (1.000 m3-dia) 100 93 91 93 109 111 37 Industrial (10.000 m3-dia) 100 90 88 90 72 63 22 Centrais Elétricas 100 116 123 123 120 99 34

(*) TC (AR$/US$) = 2,80


Quadro X-10 – Evolução da composição da tarifa residencial


Componente Fev.91 Abr.91 Fev.92 Mar.92 Dez.92 Dez.01 Atual

Tarifa final com impostos 100 113 159 159 167 170 56 Preço gás boca poço 100 109 107 107 104 122 44 Transporte e distribuição 100 121 224 219 284 268 87 Impostos nacionais 100 107 126 133 80 93 31


Quadro X-11 – Evolução da composição da tarifa industrial para grandes usuários


Componente Fev.91 Abr.91 Fev.92 Mar.92 Dez.92 Dez.01 Atual

Tarifa final com impostos 100 90 88 90 72 63 22 Preço gás boca de poço 100 109 107 107 104 122 44 Transporte e distribuição 100 72 71 71 49 28 9 Impostos nacionais 100 130 128 138 111 97 33



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117

ANEXO C – BIBLIOGRAFIA

1. ASOCIACIÓN DE DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL (ADIGAS). Sección

Industria del Gas. Buenos Aires: 2003;

2. COMPANÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO

S.A. (CAMMESA). MEMNet. Buenos Aires: 2003;

3. ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS). Sección Operación del

Sistema. Buenos Aires: 2003;

4. INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA). Regulatory Reform in Argentina’s

Natural Gas Sector. Paris: 1999. 142 p;

5. INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA). South American Gas: Daring to Tap

the Bounty. Paris: 2002. 248 p;

6. INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICAS Y CENSOS (INDEC). Sección

Índices de Precios. Buenos Aires: 2003;

7. SECRETARÍA DE ENERGÍA DE LA REPÚBLICA ARGENTINA. Sección

Información Mercado de Hidrocarburos. Buenos Aires: 2003.

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