Ano 1, nº 1 30 de Novembro de 2000

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Editorial: Por que Petróleo & Gás Brasil?

O Instituto de Economia da UFRJ em parceria com a Organização Nacional da Indústria doPetróleo tem o prazer de lançar o primeiro número de Petróleo & Gás Brasil. Um boletim mensal deanálise da conjuntura da indústria brasileira do petróleo e do gás. Este boletim encontra suasjustificativas nas transformações radicais introduzidas na regulação e na forma de organização dasindústrias brasileiras de petróleo e gás. A quebra do monopólio estatal do petróleo, o processo deprivatização das empresas no setor de distribuição do gás natural, a entrada de novos agentes emdiversos segmentos da cadeia destas indústrias abrem espaço para um rápido desenvolvimento daconcorrência nestes segmentos. Este desenvolvimento requer maior transparência eindependência das informações, que devem estar disponíveis a um número cada vez maior deagentes, que agora participam do "jogo" do petróleo e do gás no Brasil. No atual contexto, novasfontes de informação e análise tornam-se mais do que nunca necessárias.

O boletim Petróleo e Gás Brasil espera contribuir para uma maior transparência na indústria, nãoapenas informando, mas auxiliando os principais agentes no acompanhamento e compreensãodos fatos econômicos mais relevantes da nova dinâmica industrial e dos mercados do petróleo edo gás. Ressaltamos o apoio imprescindível do CTPETRO-FINEP e da Agência Nacional doPetróleo para este projeto, tendo esta última viabilizado o desenvolvimento da área deconcentração em Economia do Petróleo e do Gás no Instituto de Economia, através de seuPrograma de Formação de Recursos Humanos.

Este primeiro número do boletim traz 10 matérias com análise de questões-chave para uma melhorcompreensão do momento atual dos mercados, dos investimentos e da dinâmica industrial nasindústrias de petróleo e do gás no Brasil. As matérias tentam apresentar elementos de análise paraas questões recorrentes na conjuntura atual da indústria.

Editor Responsável: Edmar de AlmeidaColaboradores: Fernanda Laureano, Gabriel Ulyssea, Helder Queiroz Pinto Jr., João Lizardo de Araujo,Marcos Perazo, Luciano Losekann, Rodrigo Valle Real, Rodrigo Pedrosa, Rosemarie Broker Bone. Tel (21) 295 1447 R. 221 e 222 Fax (21) 541 8148e-mail: infopetro@ie.ufrj.br

PETRÓLEO & GÁS BRASILANÁLISE DA CONJUNTURA DAS INDÚSTRIAS DO PETRÓLEO E DO GÁS

PETRÓLEOEditorial: Por que Petróleo & Gás Brasil?Um Novo Choque do Petróleo _____________________________________________________ 2Produção Nacional de Petróleo: Petrobrás Cumpre Metas Do Plano Estratégico_________ 3Competitividade dos Fornecedores Nacionais na Pendência de uma Política Tributária _ 5Perspectivas do “Project Finance” No Brasil ________________________________________ 6

GÁS NATURALGeração Elétrica a Gás : Grande Mercado com Grandes Problemas____________________ 9Gás Natural Veicular : Vantagens e Evolução Recente do Mercado___________________ 11A Nova Regulamentação da Tarifa de Transporte para os Gasodutos da Petrobrás _____ 12Estratégias da Enron para o Brasil ________________________________________________ 13A Gradativa Liberalização do Mercado Europeu de Gás Natural ______________________ 14Ensaio do Mês: a Questão dos Índices para tarifas de Serviços Públicos______________ 17Estatísticas_____________________________________________________________________ 19

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PETRÓLEO

Mercados

Um Novo Choque do Petróleo

A economia mundial atravessou no início dosegundo semestre de 2000 uma série deturbulências associadas à alta dos preçosinternacionais do petróleo. O comportamentodos preços passou a ser diariamentemonitorado pela imprensa nacional einternacional, e as reações de paísesimportadores e dos membros da Opepvoltaram a ser destaque.

Chegando ao fim do ano 2000, essemovimento arrefeceu, de certo modo, e opreço parece ter se acomodado em torno dopatamar de US$ 33, após ter passado abarreira dos US$ 35.

Naquele momento, não faltaram análisesprecipitadas e projeções pessimistas. Atônica principal dessas análises estavacentrada na “volta do cartel da OPEP” e nosefeitos a termo deste terceiro choque dopetróleo. Reconhecemos aqui o peso dadimensão geopolítica nas decisões daindústria. Porém, o papel atribuído à OPEPparece exagerado, pois as contradiçõesinternas e os conflitos entre os países-membros estão longe de umequacionamento que permitiria uma efetivaatuação como cartel.

Independentemente da qualidade eseriedade que possa ser atribuída a essasanálises, muitas vezes prejudicadas pelapressa, é extraordinário constatar que ainterpretação de fenômenos econômicos sejatão prisioneira de idéias facilmenteassimiláveis. Assim, se os preços subirammuito, é “evidente” que se trata de um novochoque.

O movimento recente guarda muito poucodos traços marcantes dos aumentos depreços de 1973 e 1979. Vamos verificar, deforma esquemática, as duas principaisrazões:Primeira, as estruturas de oferta e dedemanda são muito diferentes daquelas

observadas na década de 70. Comoresultado das políticas de diversificação dasfontes de suprimento, as matrizesenergéticas dos países importadores setornaram menos dependentes do petróleo enovas regiões produtoras surgiram. Alémdisso, como resultado da interrupção daregularidade de crescimento econômico, ademanda foi fortemente desacelerada. Oresultado foi a transição de um contexto deoferta limitada e concentrada nos países daOPEP e forte crescimento da demanda, paraum contexto de oferta mais diversificada edemanda estabilizada.

Segunda, ao longo dos anos 80, emdecorrência da ausência da regularidade decrescimento da economia mundial, oaumento da incerteza quanto aocomportamento de variáveis-chave daeconomia modifica a percepção dos agentesquanto ao risco e às expectativas de longoprazo. Ora, em tais circunstâncias, ocomportamento dessas variáveis torna-semenos previsível e volátil. Essascaracterísticas fertilizaram o terreno para aampliação de inovações financeirasvisando a cobertura de riscos, como osmercados futuros, onde as empresasindustriais, através de operações desecuritização, tentam se proteger daflutuação de preços. Assim, ao acoplaremcontratos financeiros aos negócios físicosconseguem uma melhor gestão financeirados seus fluxos de caixa. Portanto, não é poracaso que o primeiro contrato de petróleo nomercado futuro tenha sido negociado apenasem 1983. Até então, o problema davolatilidade dos preços não era crucial. Atéporque a maior parte do comérciointernacional estava ancorada em contratosde longo prazo, seguindo o preço dereferência do mercado. A necessidade dediversificar as fontes de suprimentoaumentou significativamente as negociaçõesno mercado spot, onde as flutuações depreço são correntes.

Esses dois fatores modificaramsubstancialmente o regime de formação depreços nos mercados internacionais.Com o desenvolvimento de mercados decontratos, a volatilidade passa a ser um traçomarcante desse novo regime de preços. Demaneira muito rápida, os principaisoperadores de petróleo passaram também a

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atuar nesses mercados. Outro traço dessemovimento é o descolamento do mercadofísico do mercado de contratos que, porvezes, pode vir a desestabilizar o equilíbriode mercado.

Nesse contexto, é natural que o preçointernacional flutue. Essa flutuação, durante asegunda metade da década de 90, ficourestrita a uma faixa larga, entre os patamaresde US$ 12 e US$ 25. Também é de seesperar que em determinados momentos, ospreços possam se situar temporariamentefora dessa faixa, o que conduziria, inclusive,a uma revisão desses patamares,especialmente se o comportamento da ofertae da demanda se alteram. Porém, avolatilidade permanece sendo o traçocaracterístico desse regime de preços. Noinício de 1997, o preço chegou a US$ 24; emjaneiro de 1999, a cerca de US$ 10, pontomais baixo desde o início do movimentoprogressivo de alta.

Voltemos aos analistas. A base decomparação para analisar esse “novo”choque tem sido este último ponto, abaixo dado piso de flutuação observado na década de90, levando à conclusão (pouco qualificada)de que os preços triplicaram. Se comparadoscom o preço de janeiro de 1997, o aumento ésensivelmente inferior. Porém, apesar darecuperação da demanda na Ásia, não foramregistrados sobressaltos no comportamentoda demanda que justifiquem tão expressivaalta. Como podemos notar, a alta atual nadatem a ver com os dois primeiros choques.Antes de 1973, os preços ficaram durantemuito tempo estabilizados em torno de US$ 3por barril; após o primeiro choque, mantidoem torno de US$ 12.

Porém, desequilíbrios no mercado decontratos, cujos dados não sãosistematizados e são de difícil análise devidoàs trocas constantes de posições, podemalterar o preço nos mercados futuros e, comoocorre sempre em fenômenos especulativos,gerar uma demanda adicional por novoscontratos, contribuindo para acentuar o efeitoda alta de preços.

Essas características do regime de preçosinternacionais do petróleo tornam ainda maiscomplexo o exame criterioso docomportamento da indústria mundial do

petróleo e tiram o sono daqueles queapreciam as análises rápidas. Porém, umponto é certo: a volatilidade é a tônica doregime de preços e os operadores aindaestão aprendendo a lidar com ela.

Produção nacional de petróleo:Petrobrás cumpre metas do planoestratégico

Os resultados operacionais e financeirosrecentes da Petrobrás vieram a confirmar asprojeções de crescimento divulgadas noPlano Estratégico do Sistema Petrobrás emoutubro do ano passado. Os resultadosobtidos têm sido tão expressivos que, deacordo com apresentação, do DiretorInternacional da Petrobrás, Sr. JorgeCamargo, na Rio Oil & Gas Expo 2000, muitoprovavelmente, as projeções de crescimentoda produção serão revistas para patamaresmais elevados.

De acordo com o Plano Estratégico, aPetrobrás será uma empresa de energia comatuação internacional e líder na AméricaLatina em 2005. Mais ainda, o PlanoEstratégico indica que a estratégia daPetrobrás será consolidar sua liderança nomercado brasileiro dentro das novas regrasde concorrência do setor, com foco narentabilidade e na expansão de sua atuaçãointernacional. Para tanto, espera elevar suacapacidade de produção de óleo,assegurando sua colocação e expandindo acomercialização de derivados. Espera-setambém criar mercados para assegurar acolocação da produção de gás natural.

No que concerne à produção de petróleo,dentre as metas estabelecidas no PlanoEstratégico, está a produção de 300 milbarris/dia de óleo e gás natural no exterioraté 2005 (170 mil barris/dia de óleo), o querepresenta um aumento de aproximadamente30% ao ano em sua produção externa.Atualmente, a produção externa da Petrobrásé de aproximadamente 80 mil barris/dia e,em 1999, sua produção média diária ficou emtorno de 74,7 mil barris/dia.

Além disso, o Plano Estratégico prevê umaumento da produção nacional de óleo e deLGN de 80% nos próximos cinco anos,atingindo cerca de 2 milhões de barris/dia em

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2005, dos quais 1.850 mil barris/dia seriamproduzidos pela Petrobrás. Portanto, até2005, a Petrobrás continuará sendo aprincipal responsável pela produção depetróleo no país. Destes 1.850 mil barris/dia,espera-se que cerca de 1.500 mil barris/diaprovenham da Bacia de Campos (quadro 01).

Para tanto, o Plano Estratégico prevêinvestimentos significativos em E&P: aPetrobrás investirá US$ 32,9 bilhões noperíodo 2000/2005. Destes, 68% serãodestinados a área de Exploração & Produçãocom o intuito de aumentar reservas,desenvolver a produção de óleo e gás ereduzir custos de produção. O crescimentoda produção estará focado nos projetos emáguas profundas, com prioridade paraprojetos economicamente robustos, de maiorreserva e potencial de produção, tais comoMarlim, Marlim Sul, Barracuda e Roncador.

Neste ano, como já dito, a Petrobrásconseguiu obter resultados significativos. Emjulho desse ano, a Petrobrás chegou à marcahistórica de produção de um milhão de barrisde petróleo por dia na Bacia de Campos, dosquais mais de 500 mil barris do Campo deMarlim. Outro marco significativo deste anofoi a completação de um poço para produzira 1.877 metros de profundidade, emRoncador. E ainda, no final do mês deoutubro, a Petrobrás confirmou novo recordede produção diária, quando o volume deprodução atingiu a marca de 1,422 milhão debarris. Cabe ainda ressaltar a recentedescoberta de um campo de gás gigante naBacia de Camamu, sendo a primeiradescoberta realizada sob o regime deparcerias com empresas privadas.

Em 2000, a expectativa da Petrobrás é quesua produção seja de aproximadamente de1,3 milhão barris/dia. Em 1999, sua produçãomédia foi de aproximadamente 1,1 milhão debarris/dia, dos quais 80% foram produzidosoffshore. No primeiro trimestre deste ano, aPetrobrás aumentou em 6% sua produção de

óleo e LGN, se comparado com o mesmoperíodo de 1999. Foram produzidos 1.251 milbarris/dia dos quais 1.193 mil barris/dia nomercado nacional. Em março, sua produçãomédia diária foi de 1.230 mil barris/dia.

No segundo trimestre de 2000, a Petrobrásaumentou a produção de petróleo em cercade 10%, se comparado ao mesmo período de1999. Foram produzidos 1.273 mil barris/dia,sendo 1.218 no Brasil e o restante noexterior. A produção média diária emJunho/2000 foi de 1.250 mil barris/dia e em30 de Junho, a Petrobrás bateu recorde deprodução diária, com o nível de 1.291 milbarris.

Comparando o primeiro semestre deste anocom o primeiro semestre de 1999 (quadro02), houve um aumento de 8% da produçãode petróleo da empresa. A produção médiado semestre, proveniente de mais de 8 milpoços, foi de 1.262 mil barris/dia, enquantono mesmo período do ano passado aprodução média fora 1.172 mil barris/dia.

Em agosto, a Petrobrás produziu 1.231,8 milbarris por dia no Brasil e 50,9 mil barris pordia no exterior. O recorde da produção diárianeste mês foi de 1.346,1 mil barris. Emsetembro a companhia, novamente bateu orecorde de produção de petróleo, tendo sidoproduzidos 1,337 milhão de barris por dia,volume 8,5% superior à produção do mês deagosto. Somadas as produções da estatal noBrasil e no exterior foram produzidos 1,387milhão de barris diários.

No que concerne à importação de petróleo,em 1999 importaram-se aproximadamente360 mil barris/dia de petróleo, sendo 34%provenientes da América Latina, 35% doOriente Médio e 31% da África. Este ano, asimportações até o mês de agosto alcançarama média de aproximadamente 320 milbarris/dia.

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Quadro 01

PRODUÇÃO DE PETRÓLEO DA PETROBRÁS NO BRASIL(mil bpd)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Mar 913 1.129 1.253 1.453 1.536 1.597 1.665

Bacia de Campos 996 1.104 1.279 1.428 1.490 1.562

Terra 218 170 165 162 159 148 135

NovasDescobertas

- 1 2 5 15 35 50

Total 1.131 1.300 1.420 1.580 1.710 1.780 1.850

Fonte: ANP

Quadro 02

PRODUÇÃO DE PETRÓLEO MENSAL 2000 (mil bpd)

Produção 1999 Jan -00 Fev – 00 Mar - 00 Abril - 00 Maio - 00 Jun - 00 Jul - 00

Brasil 1.131 1.187 1.152 1.193 1.161 1.199 1.246 1.222

Petrobrás 1.191 1.251 1.273

Petrobrás no Brasil 1.131 1.193 1.218

Fonte: ANP

Quadro 03

IMPORTAÇÃO DE PETRÓLEO – 2000 ( mil bpd)

1999 Jan Fev Março Abril Maio Jun Jul Ago Set Out

360 142 235 294 205 254 353 353 430 330 246

Fonte: ANP

Investimentos

Competitividade dos FornecedoresNacionais na pendência de uma políticatributária justa

A entrada de novos atores na indústria depetróleo no Brasil abre a possibilidade degrande crescimento do setor de bens eserviços destinados à exploração e produçãode petróleo. Segundo dados da ONIP,deverão ser investidos em torno de U$100bilhões nos próximos 10 anos, abrindograndes oportunidades para a geração derenda e emprego no País. Porém, existe umobstáculo importante para a concretizaçãodesta oportunidade, ligada à estruturatributária em vigor no Brasil que impede que

empresas nacionais fornecedoras de bens eserviços tenham igualdade de condições deconcorrência, em relação às empresasestrangeiras.Visando melhorar a atratividade dos blocoslicitados nos rounds 1 e 2, o governobrasileiro editou, em 21 de dezembro de1998, o Decreto n.º 2.889 que dispõe sobre aadmissão temporária de bens para utilizaçãoeconômica no País e define quedeterminados bens poderão ser importadossob o regime de admissão temporária, semexigência de tributos, o que resultou em umdesequilíbrio competitivo entre fornecedoresnacionais e estrangeiros. Para corrigir estedesequilíbrio, o governo federal criou oREPETRO – regime aduaneiro especial deexportação e de importação de bensdestinados às atividades de pesquisa e delavra de petróleo e gás natural. O REPETROpermite às empresas nacionais obter osmesmos benefícios concedidos às

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companhias estrangeiras através domecanismo de exportação com saída fita. Aoperação se processa como se oequipamento nacional fosse exportado e “re-importado” sob o regime de admissãotemporária.

No entanto, esta iniciativa do governo federalnão tem sido suficiente para garantirisonomia entre produtos nacionais eimportados uma vez que incide, apenassobre os bens nacionais, o ICMS, decompetência estadual. Alguns Estados,como Espírito Santo, Rio de Janeiro, Paranáe de São Paulo, concedem incentivos fiscaisdesonerando do ICMS, total ou parcialmente,os fornecedores de bens e serviços para aindústria do petróleo. O Estado do EspíritoSanto, por exemplo, isenta o fornecedor localdo pagamento do ICMS dos bens“repetráveis” e o Rio de Janeiro já concedeisenção do imposto para insumos e materiaisdestinados à construção e reparo deembarcações a serem utilizadas naexploração, perfuração e produção depetróleo e gás natural. O Estado de SãoPaulo, do mesmo modo, decidiurecentemente conceder isenção de ICMSpara insumos, materiais e equipamentosdestinados à indústria naval, plataformas depetróleo e embarcações de apoio offshorepara a indústria de petróleo.

Neste contexto, a ONIP promoveurecentemente uma mesa redonda paradebater o impacto da carga tributária no setorpetróleo. Durante o evento, verificou-se queos fornecedores locais de bens para o setorestão sujeitos ao pagamento de ICMS (entre12 e 18%) enquanto os fornecedores fora doPaís, livres da cobrança deste imposto,arcam apenas com o custo de frete, por voltade 7%, dependendo do produto, mais custosportuários de aproximadamente 3%, gerandoum diferencial da ordem de 8% em favor dobem estrangeiro. Este fato é agravado ainda,se levarmos em conta a tendência dasoperadoras estrangeiras de compraremequipamentos de fornecedores jáconhecidos, com os quais já tenhamrelacionamento comercial de confiança,mesmo que o produto nacional fosse de 5 a10% mais barato, o que torna a situação dosfornecedores nacionais ainda mais delicada.Visando tornar os produtos nacionaiscompetitivos frente aos importados, é

necessário, portanto, que os Estadosdesonerem do ICMS os bens “repetráveis” defabricação nacional. Para tanto, oinstrumento mais adequado é um convêniono âmbito do Conselho de PolíticaFazendária (CONFAZ), que se reúne dia 15de dezembro próximo e deverá apreciar amatéria.

Com o objetivo de gerar emprego e renda noPaís, outras iniciativas vêm sendoempreendidas pelo governo federal no apoioà indústria nacional. Em outubro, a AgênciaNacional do Petróleo – ANP disponibilizou,para consulta pública, regulamento sobreaquisição de bens e serviços nos contratosde concessão para exploração,desenvolvimento e produção de petróleo egás natural. O regulamento determina o quesão bens e serviços nacionais e fixa índicesde nacionalização mínimos de 60% sobrebens e 80% sobre serviços para que sejamconsiderados de procedência nacional.Estas regras visam estabelecer, de maneiraclara para todos, como deverá ser calculadoo índice de compra local de maneira apermitir o acompanhamento doscompromissos mínimos assumidos por cadaconcessionário nos dois leilões já realizadospela ANP. O regulamento estabelece ainda,de que maneira deverá ser assegurada àindústria nacional ampla e igualoportunidade, junto aos seus concorrentesestrangeiros, na aquisição de bens e serviçospara o setor.

Financiamento

Perspectivas do “Project Finance” noBrasil

Project finance define-se como a captação derecursos para financiar projetos deinvestimento de forma independente docapital dos parceiros. Neste tipo deoperação, os leaders percebem a viabilidadedo projeto através do estudo de viabilidade(due diligence), mais concretamente, atravésdo fluxo de caixa como fonte primária paraatender o pagamento do empréstimo e comoretorno do capital investido – lucro. Muitasoutras definições são usadas. Entretanto,deve-se ter o cuidado de não se confundirproject finance com financiamento eparcerias que usam os instrumentos doproject finance

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No project finance, a maior atenção deve serdada à performance do projeto e não àperformance dos parceiros, porque estaúltima é totalmente descasada da viabilidadee sucesso do primeiro.

Os principais objetivos do project financepodem ser resumidos, como se segue:manter a capacidade de endividamento dosparceiros; minimizar os riscos dos parceiroscom relação ao projeto; e, realizar um projetoque seria inviável com apenas umparticipante. Para que se realize a separaçãodos riscos e o aumento da capacidade deendividamento dos participantes, é criadauma Sociedade de Propósito Específico –SPE, que tem como finalidade darpersonalidade jurídica ao projeto, com capitalsocial próprio, e responsabilizar-se pelo ativo,passivo e fluxo de caixa (positive covenants).Este procedimento contábil permite que aSPE concentre para si todas as obrigaçõesadvindas das fases de execução do projeto,ou seja, o financiamento é feito fora dobalanço (off balance sheet) do patrocinador.Os graus de liberdade dos administradoresda SPE, concedidos pelos credores,caracterizam um corporate governance, cujopropósito é a redução dos riscos de não sehonrar os compromissos assumidos peloprojeto. São as obrigações junto aoscredores que restringem seus atosadministrativos (negative covenants).

O sucesso de um project finance depende daestrutura do contrato entre os parceiros querequer ampla utilização de instrumentosfinanceiros, comerciais e legais. O contratojurídico é condição necessária para o projectfinance, porque permite que todas asempresas saibam das suas reaisresponsabilidades, assim como dos demais,sobre todas as fases do projeto (implantação,operação inicial e maturação). Os riscosoriundos da execução do projeto devem-se,na maioria das vezes, aos desvios do fluxosde caixa, em relação ao previstooriginalmente. Neste caso, são osfinanciadores aqueles que devemimplementar instrumentos de proteção. Estesdesvios são causados por variações nospreços do produto, aumento dos custos eoutros riscos, inerentes ao contexto sócio-econômico do investimento; por exemplo:risco de mercado, político, ambiental, etc.

Os principais parceiros envolvidos nosprojetos são: patrocinador, SPE(contratante), fornecedores, compradores,empresas independentes (engenheiros,advogados, consultores financeiros e deseguros), financiador/financiado, bancocustodiante, entre outros. A formação de jointventure é uma forma importante paraviabilizar operações de project finance. Alémde ser uma forma de incentivo à parceria econquista de know how, pode possibilitaruma melhora do nível de rating dosparceiros. Enquanto as empresasisoladamente detém um rating de alto risco(sub-investment grade), a parceria no projetopode ter um rating de baixo risco (investmentgrade), que dá maior credibilidade aosinvestidores e empresas envolvidas.

O project finance possui característicasbásicas, quando implementado na formaoriginal (teórica); a saber: expressivo riscooperacional e financeiro; fluxos de caixaesperado, conforme fundamentoseconômico/financeiros; comprometimentototal dos parceiros quanto aos riscos doempreendimento; complexa engenhariafinanceira como forma de alocar riscos eretornos entre todos os parceiros;envolvimento de terceiros com avaliações epareceres sobre o andamento do projeto;financiamento "non recourse" ou "limitedrecourse" de regresso ao patrocinador;estrutura contratual reforçada.

Nos últimos anos da década de 90, o setorde energia foi o propulsor das iniciativas deinvestimento através do project finance. Aabertura da economia latino americana gerouum ambiente favorável para os investimentosdo setor de energia dada a ampliação decapacidade produtiva neste mercado.Segundo dados da Thompson FinancialSecurities, o Brasil chegou a ocupar aterceira posição os países que maiscaptaram recursos destinados ainvestimentos no setor de energia no ano de1998 (gráfico 1).

Este ambiente positivo foi duramente afetadopelas crises financeiras no final da década de1990. Em 1999, o nível de captação do Brasilcaiu substancialmente em função da crisefinanceira do país, passando a ocupar a

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oitava posição entre os tomadores derecursos para o setor energético (gráfico 2).

Gráfico 1

Empréstimos para o Setor de Energético por País - 1998

0,00

5.000,00

10.000,00

15.000,00

20.000,00

25.000,00

30.000,00

35.000,00

Rússia US

Brasil

Índia

Venez

uela

China

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Canad

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US

$ m

ilhõe

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Gráfico 2

Empréstimos para Setor Energético por País - 1999

0,00

5.000,00

10.000,00

15.000,00

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Rússia US UK

Qatar

Austrá

lia Índia

Líbia

Brasil

US

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Fonte: Townsend (2000)

O aumento dos riscos cambiais com a novapolítica de câmbio flexível geram incertezasimportantes, com impactos significativos naviabilização financeira de projetosenergéticos. Ademais, um forte obstáculo épercebido no front. O crescimento continuadoda economia dos EUA tem oferecido aosinvestidores fonte de oportunidades eretornos elevados, o que desvia parte dofluxo de capital para aquele país. Atualmente,observa-se que 60% dos projetos se dirigempara os mercados emergentes, dentre eles aAmérica Latina. O percentual era próximo de70% no período anterior às crises recentesda Ásia e Rússia (Townsend, 2000).

Além do contexto econômico-financeiro maisdifícil, outro obstáculo para implementaçãodo project finance no Brasil é o fato dos seuscontratos estarem baseados no direito anglo-saxão. Ou seja, estes contratos estão

ancorados em experiências anteriores sendoauto-explicáveis sem referências a códigosou outros diplomas legais. Portanto, estescontratos ainda precisam se adaptar aoarcabouço jurídico brasileiro.

Apesar destas dificuldades, as recentesdescobertas da Petrobrás na Bacia deCampos são um fator de otimismo, quanto àviabilização de novos projetos deinvestimentos no setor de petróleo. Osprincipais analistas têm se referido a estanova fase da exploração como sendo umanova era do setor de petróleo na AméricaLatina. Embora as novas perspectivasestejam dando alma nova ao mercado,muitas empresas estrangeiras ainda apontama existência de obstáculos importantes paraa viabilização destes novos projetos.Basicamente, estas empresas temem umanova onda de desvalorização dos seusinvestimentos, que são cotados em dólar, emfunção da depreciação da moeda local(Real).

A relevância da Petrobrás na exploraçãodessas áreas e na promoção de parceriastem gerado grandes expectativas nosanalistas de mercado. Muitos deles têmindicado a Petrobrás como o ator chave paraviabilizar novos projetos financiados. Isto sedeve ao know-how acumulado pela empresana exploração de águas profundas, e seupoder de mercado no Brasil e na AméricaLatina. No mês de novembro deste ano, naConferência Anual da J.P. Morgan, a InvestorRelations Magazine indicou a Petrobrásdentre as empresas finalistas do concurso dedestaques em investimentos.

O project finance tem sido um instrumentoimportante para a viabilização de novosinvestimentos da Petrobrás. O project financefoi utilizado para o financiamento dosprojetos de Barracuda Caratinga e Marlim,com um custo total de $ 2800 mil e $ 2330mil, respectivamente. Estes contratos foramfechados em 2000, e seguiram a modalidadede project finance - BOO (build, own andoperate). Entretanto, o aproveitamento dopotencial de alavancamento de recursosatravés de operações de project finance,dependerá, sobretudo, de um ambientemacroeconômico menos incerto, emparticular no que se refere à taxa de câmbio.

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Referência :.TOWNSEND, David (2000). Project Finance-powering ahead. Petroleum Economist, abril.

GÁS NATURAL

Mercados

Geração elétrica a gás : grande mercadocom grandes problemas

A reforma da indústria de suprimento deeletricidade brasileira tem como objetivosprincipais a introdução de pressõescompetitivas e a atração de investimentosprivados. Assim, busca-se introduzirconcorrência nas duas pontas da cadeia desuprimento (geração e comercialização) paraestimular a eficiência nestas atividades.Concomitantemente, pretende-se que o setorprivado seja responsável pela recuperaçãodos níveis de investimento no sistemaelétrico brasileiro, que, como conseqüênciado esgotamento da capacidade de investirdas empresas estatais, se reduziriamfortemente durante as duas últimas décadas.

Apesar de já definida a nova estruturainstitucional da indústria, persistem algunsentraves e indefinições que não permitemque os objetivos da reforma sejamalcançados. As indefinições da reformaresultam em incertezas e riscos que osagentes não se dispõem a arcar, retardandoa decisão sobre investimentos em novascentrais. Assim, os investidores privados têmmostrado resistências para realizar novosinvestimentos, tornando o risco de déficit noabastecimento elétrico cada vez maispreocupante.

Para enfrentar esta situação, o governoestruturou um conjunto de medidastemporárias para estimular o investimento emcentrais térmicas alimentadas a gás naturalcom previsão de conclusão até 2003,denominado Programa Prioritário deTermeletricidade. O Programa inclui 49projetos de termelétricas, quecorresponderiam a uma adição de 15 GW decapacidade. Entre as medidas se destacam:a oferta de contratos de compra (PPA) pelaEletrobrás, a fixação do preço do gás (US$

2,26 por milhão de BTU), e o crédito doBNDES para aquisição de equipamentos.Para as centrais que entram em operaçãoaté 2001, que também são chamadas dePrograma Emergencial, foram concedidosbenefícios adicionais.

O Programa terá fortes impactos sobre ademanda de gás natural. Se o programa forexecutado em sua totalidade, a capacidadeinstalada em centrais termelétricasalimentadas à gás natural alcançará 17 GW(o programa também contempla a conversãopara gás natural de quatro usinas quetotalizam 2 GW de capacidade).Considerando uma demanda média de gásnatural de 4 milhões de m3/dia por GW, ototal demandado por estas centrais alcançará68 milhões de m3/dia. Os termos dereferência para o fornecimento de gás jáassinados entre a Gaspetro e distribuidorasestaduais, que ainda não contemplam atotalidade dos projetos de termelétricas doPrograma, já envolvem um volume de 52milhões de m3/dia.

No entanto, a execução plena do programa éincerta já que vários problemas continuampendentes. O mercado mundial de turbinaspara geração termelétrica é controlado por,basicamente, quatro empresas (GeneralElectric, Siemens-Westinghouse, Alstom eMitsubishi) e como a demanda tem sidosuperior à oferta, o prazo de entrega é de, nomínimo, 3 anos. Vários projetos ainda nãoefetuaram encomendas de turbinas, o quegera dúvidas quanto ao cumprimento dosprazos firmados.

A execução dos projetos também dependeda concessão de licenças ambientais. O quepode atrasar o cronograma dos projetos,especialmente em localidades em que osníveis de poluição já são elevados, onde aconcessão de licenças envolve a execuçãode estudos e audiências públicas. No Estadode São Paulo, onde se localiza grande partedos projetos, o prazo para a liberação delicenças pode superar um ano.

Por outro lado, existem dúvidas se ascondições criadas pelo programa sãosuficientes para estimular os investimentos.Os empreendedores apontam que tanto amargem de remuneração quanto os riscosenvolvidos, principalmente o risco cambial,

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não viabilizam os projetos. Estima-se que ocusto médio das centrais térmicascontempladas pelo programa seja próximo aUS$ 40,00/MWh, montante superior aosvigentes nos contratos iniciais e ao valornormativo para suprimento de energiaelétrica, dificultando a obtenção de margensde lucro razoáveis. Como as centrais utilizamgás natural importado com tarifas reajustadastrimestralmente, segundo a variação depreços de combustíveis no mercadointernacional, e as alterações de preço dogás não podem ser repassadasimediatamente às tarifas elétricas, já queseus reajustes são anuais, as variaçõescambiais têm forte impacto sobre arentabilidade dos projetos e dificultam acaptação de financiamentos.

Atualmente, o governo está empenhado emencontrar uma solução para eliminar o riscocambial dos empreendedores, pois apercepção do Ministério é que os projetosnão serão executados se investidorestiverem que assumi-lo. Em um primeiromomento, a Petrobrás iria assumir esserisco, tornando o reajuste do gás naturalanual, mas o aumento de preço do gásreivindicado pela empresa para realizar estamodificação, US$ 2,475 por milhão de BTU,não foi bem aceito pelos investidores.Também houve dificuldade para estruturaroutras operações de hedge, já que o custodas operações para cobertura do risco seriamuito elevado. Como a hipótese de“dolarização” das tarifas tem sido fortementecriticada, o ministério e a ANEEL estudam acriação de um fundo setorial que compenseas perdas causadas pela desvalorização quefuncionaria semelhantemente à contapetróleo.

Os projetos do Programa que estão maisavançados são aqueles nos quais aPetrobrás está envolvida. A empresa estatalestá presente em 10 projetos do PlanoEmergencial (execução até 2001) e 16 doPlano Prioritário que totalizam,respectivamente, 1,7 GW e 5,7 GW decapacidade. A participação da Petrobráscontorna parte dos problemas citados, já quea empresa utiliza capital próprio paraexecutar os investimentos e tem facilidadepara negociar a aquisição de turbinas com osfornecedores. Utilizando o poder debarganha decorrente da participação em

vários projetos, a Petrobrás e seus sócios jágarantiram as turbinas para 4 projetos(Refap, Ibirité, Três Lagoas e Piratininga).

O Programa Prioritário representa umainflexão nos rumos da reforma do setorelétrico brasileiro. Face às dificuldadesencontradas no decorrer da reforma e àcrescente perspectiva de déficit noabastecimento, o governo optou por adotarmedidas contrárias ao seus objetivos iniciais.As garantias estabelecidas pelo Programanão são compatíveis com a competição, jáque os preços passam a não ser o resultadodas forças de mercado. Por outro lado, oEstado voltou a ocupar papel preponderantena gestão e execução dos investimentos,através da Petrobrás.

É bom destacar que apesar de temporário, jáque só é válido para as centrais que entramem operação até 2003, o Programa teráconsequências duradouras para o setorelétrico brasileiro, pois provoca umaalteração da trajetória tecnológica do setor,onde a capacitação dos agentestradicionalmente se orientou para atecnologia hidráulica, acarretando em umadrástica dependência externa para aaquisição de equipamentos e de gás natural(o percentual de equipamentos e instalaçõesfornecidos domesticamente alcança 80%, e oprevisto é que este totalize apenas 20% nosprojetos do Programa). Por outro lado, ascondições criadas geram vantagenscompetitivas para as usinas contempladaspelo Programa distorcendo a concorrência nosetor elétrico durante um longo período.

Gás Natural Veicular : as vantagens e aevolução recente do mercado

O futuro da indústria automobilística e seuscombustíveis no Brasil estão estreitamenteligados ao contexto internacional, que definepadrões tecnológicos, fluxos deinvestimentos das montadoras, preços doscombustíveis etc. Essa questão envolve aacomodação de interesses dos diversosagentes envolvidos: a indústria petrolífera, aindústria automotiva, os consumidores e osgovernos. Os consumidores desejam selocomover de forma mais eficiente,percorrendo maiores distâncias a custosmenores; as indústrias almejammanter/aumentar sua participação no

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mercado e defender suas matrizestecnológicas, e o governo quer arrecadarmais impostos e ter flexibilidade na adoçãode políticas públicas . No cenário mundial,enquanto o debate nos anos 70 e 80 estavafocado no crescimento das necessidades detransporte versus esgotamento dos recursosnaturais, hoje centra-se na necessidade detransporte versus controle de emissões.

O vetor energético do transporte rodoviárioainda se concentra, quase queexclusivamente, nos derivados de petróleo. Ocrescimento demográfico e odesenvolvimento de regiões ainda poucoequipadas tornam possível uma nova ondade motorização. “Esta aspiração legítima àmodernidade vai inevitavelmente fazercrescer a frota automotiva mundial [...] Ademanda mundial de carburantes tradicionaisdeverá crescer fortemente na próximadécada. Em 2010, haverá um equilíbrio entreos países desenvolvidos e o resto do mundo.Paralelamente, novas fontes de energia (gásnatural, biomassa, hidrogênio, eletricidadeetc.) aparecerão no setor de transportesrodoviário, inicialmente em nichos demercado e depois, mais amplamente, seseus desempenhos técnico-econômicosforem favoráveis. Entretanto, esta penetraçãoserá lenta e, no horizonte de uma geração, adependência do petróleo permanecerá comoregra [...].” (Correia, 2000).

Neste contexto, ressalta-se o potencial dedifusão do gás natural na indústriaautomotiva brasileira devido às suascaracterísticas e sua eficiência.Economicamente, há redução de custostanto no preço do combustível quanto namanutenção do veículo. Um exemplo práticode economia com a utilização do gás natural:um carro Omega/gasolina, rodando emmédia 200 km por dia, faz 7,4 km/litro decombustível, com uma despesa mensal deR$ 444,00. O mesmo carro movido a gásnatural faz uma média de 11 km por m³, comuma despesa de R$ 170,00 por mês. O queequivale à economia média mensal de R$275,00 , ou seja, 62%. Além disso, o gásnatural é um combustível seco e, por isso,não dilui o óleo lubrificante no motor doveículo. Sua queima não produz depósitos decarbono nas partes internas do motor, o queaumenta sua vida útil e o intervalo da trocade óleo, e reduz a freqüência na troca do

escapamento do veículo, pois a queima dogás natural não provoca formação decompostos de enxofre, diminuindo acorrosão.

Em termos de segurança, o gás natural é omais seguro de todos os combustíveislíquidos utilizados. O gás natural, por sermais leve que o ar, no caso de vazamentosse dissipa na atmosfera, reduzindo o risco deexplosões e incêndios. Por outro lado é umcombustível ecologicamente correto. Aqueima do gás natural é muito mais completado que a da gasolina, álcool ou diesel. Porisso, os veículos que a utilizam emitemmenos poluentes, tais como óxidos nitrosos(NOX), dióxido de Carbono (CO2) eprincipalmente monóxido de carbono (CO).Assim, o gás natural é uma grande opçãocomo combustível nos grandes centrosurbanos, ajudando no controle dos níveis depoluição e melhorando a qualidade de vidada população.

Todas estas vantagens estão se traduzindoem expansão do mercado. Entre janeiro1997 e setembro de 2000, o volume de gásvendido para o mercado de GNV aumentoucerca de 8 vezes. A participação do GNV nomercado de gás saltou de 1% em 1997 para6%, atualmente. Apesar deste crescimentoespetacular, 70% do mercado ainda seencontra concentrado nas cidades do Rio deJaneiro e São Paulo, onde a infra-estruturade abastecimento está mais desenvolvida.Entretanto, as perspectivas para estemercado fora do eixo Rio-São Paulo não sãodesanimadoras. Pelo contrário, asdistribuidoras de gás dos estados onde omercado de gás encontra-se numa faseincipiente vêm o GNV como um mercadoestratégico para viabilizar os investimentosnas redes de distribuição residencial ecomercial, com os quais se comprometeramnos seus contratos de concessão. Aconstrução de ramais de distribuição noscentros urbanos exige investimentoselevados, que só se justificam com umademanda mínima no mercado a ser atendido.O mercado de GNV apresenta duascaracterísticas favoráveis para estesempreendimentos: i) envolve um volumerelativamente grande por cada consumidor;ii) maior facilidade e rapidez para negociaçãodos contratos de fornecimento, em relaçãoaos mercados comercial e residencial.

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Referências :Correia, E.L. & Mattos, J.A. (2000) – O futurodos veículos automotivos no Brasil no limiardo ano 2000.Dounaud, A. & Girard, C. (1998) – LesNouvelles Technologies de Moteurs et deCarburants pour les Transports Routiers. 17ºCongresso do Conselho Mundial de Energia.

A nova regulamentação da tarifa detransporte para os gasodutos daPetrobrás

A nova regulamentação da tarifas detransporte para o gás natural de produçãonacional, através da Portaria da ANP n. 108de 28 de julho de 2000, representa um marcoregulatório para a indústria de gás naturalnacional. Esta portaria regulamenta asalterações na definição dos componentes dopreço de venda do gás provocadas pelaPortaria Interministerial 03/00, cujos objetivosfundamentais foram avançar no sentido daseparação das atividades de comercializaçãoe transporte do gás natural no Brasil. A novaregulamentação separa a tarifação do gásem duas parcelas: uma referente ao produtoe outra, aos serviços de transporte; aomesmo tempo em que introduz,progressivamente, a distância no cálculo dospreços máximos de venda do gás.

O princípio contábil fundamental do cálculoda tarifa de transporte é a separação doscustos fixos dos custos variáveis. Os custosfixos são constituídos pelos custos deinvestimento e os custos fixos de operação emanutenção. Já custos variáveis estãoassociados fundamentalmente às perdas eaos custos com combustíveis consumidosnas estações de compressão. Enquanto oscustos variáveis dependem do volumetransportado, os custos fixos sãoproporcionais à extensão do gasoduto(distância transportada) e capacidademáxima de transporte. Um vez que o custofixo representa a maioria dos custos totais deum gasoduto médio (cerca de 80%), adistância passou a ser um fator determinanteno cálculo dos serviços de transporte nosgasodutos da Petrobrás.

O sistema tarifário adotado considera cadaestado da federação como uma zona dereferência para o cálculo da tarifa. Assim,para cada estado a tarifa varia de acordocom a distância média entre os city-gates eos pontos de carga. A tarifa de transporte é amesma no interior de cada estado. A tarifa detransporte que antes era a mesma para todosos estados (R$19,40/mil m³) passou paraR$26,49/mil m³ em Minas Gerais,R$23,97/mil m³ em São Paulo e R$16,46/milm³ no Sergipe, apenas para citar apenasalguns Estados.

A portaria n. 108 prevê ainda um aumentoprogressivo da participação do fator distânciano cálculo dos custos fixos, iniciando-se comum fator de ponderação de 30%. Estastarifas serão reajustadas a cada 12 mesespelo IGP-M da Fundação Getúlio Vargas,partir de 1 de julho de 2001.

Embora esta nova metodologia representeum avanço para a transparência na formaçãode preços e um estímulo à eficiência nautilização da rede de transporte, ela nãoresolve os grandes desequilíbrios nos preçosdo gás de diferentes fontes de suprimento.Dois fatores principais explicam estesdesequíbrios: i) a nova metodologia para ocálculo do preço máximo passou a ser válidaapenas para a infra-estrutura de transporteda Petrobrás já em operação, não sendoaplicável ao Gasoduto Brasil-Bolívia e aosinvestimentos vindouros; ii) a metodologia docálculo do custo de investimento dosgasodutos resultou em valores muitoinferiores à tarifa de transporte vigente nogasoduto Brasil-Bolívia e, provavelmente,dos novos a serem construídos.

O cálculo do custo de investimento dosgasodutos que transportam gás nacionallevou em conta o custo de reposição de cadagasoduto diminuído da depreciação dosmesmos. A estimativa do valor dadepreciação foi conservadora e considerouum tempo de vida útil dos gasodutos de 30anos, implicando nos baixos valores do custofixo dos gasodutos da Petrobrás, quandocomparados ao Gasoduto Bolívia-Brasil. Estadiferença é agravada pelo uso da tarifa postalno Gasoduto Brasil-Bolívia, não sedistinguindo diferentes pontos de entrega, aolongo do gasoduto.

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Esta nova regulamentação terá grandesconseqüências econômicas para a indústriade gás nacional. Primeiramente, as relaçõescontratuais entre os agentes envolvidos como gás nacional deverão ser reestruturadas,para adaptarem-se ao novo quadroregulatório. Atualmente, os contratos defornecimento da Petrobrás não prevêem aseparação dos serviços de transporte dacomercialização do produto. Além disso, agrande diferença entre os preços do gásnacional e o gás boliviano tende a gerarpressões para renegociações dos contratosrelativos ao gás boliviano. A entrada denovos fornecedores de gás argentino ouboliviano, através do livre acesso à infra-estrutura de transporte, pode ser uma dasformas de materializar estas pressões.Finalmente, a grande disparidade entre asmetodologias de cálculo do custo dosserviços de transporte - uma metodologiapara o livre acesso, outra para o GasodutoBolívia-Brasil e outra para os gasodutos quetransportam gás nacional - e,conseqüentemente, dos preços do gás, podeser um obstáculo importante para aviabilização de projetos de novos gasodutos.

Indústria

Estratégias da Enron para o Brasil

A empresa norte americana Enron, com sedeem Houston, Texas, foi criada no início dadécada de 80, visando o aproveitamento dosprocessos de desregulamentação daindústria energética dos Estados Unidos e,dessa forma, tornar-se uma empresacomercializadora de energia. Atualmente,90% de seu faturamento está associado àatividade de revenda, seja de energia seja degás. O desenvolvimento da Enron vem sendoobservado com atenção pelos concorrentesdo setor, tendo em vista o sucesso de suaestratégia inovadora, como empresa deenergia. O faturamento de todo o grupoEnron cresceu mais de 300% entre 1995 e1999, atingindo US$ 40,1 bilhões de dólaresem 1999.

A Enron é atualmente o player mais atuanteno segmento da comercialização de energianos Estados Unidos, Canadá e Europa. Suaperformance nesta atividade melhorou aindamais com o surgimento do portal EnronOnline. Atualmente em torno de 45% das

transações e 33% do volume comercializadopela empresa são feitos através do comércioeletrônico.

A empresa buscou ao longo da últimadécada diversificar sua área de atuação einternacionalizar suas atividades, na medidaem que a taxa de crescimento da demandaem seu mercado de origem estavareduzindo. Esse processo foi tão bemsucedido que, atualmente, o mercadoexterno responde por cerca de 40% dofaturamento da empresa. A diversificação denegócios resultou num amplo leque deatividades que inclui atuações no segmentode gás natural (transporte e distribuição),petróleo, geração de energia elétrica, e-commerce, carvão, turbinas de energiaeólica, saneamento e comunicação.Entretanto, esta diversificação não desviou aempresa de sua atividade principal, que é acomercialização de energia. A diversificaçãode atividades visa sobretudo viabilizar umgrau de integração, capaz de prover àempresa grandes vantagens competitivasassociadas a economias de escopo econseqüente redução de custosoperacionais.

No tocante ao processo deinternacionalização, a Enron vem atuandocom forte potencial na Europa, Índia eAmérica do Sul, além de outras regiões comoCaribe e Austrália. A estratégia da empresa éformar sistemas regionais integrados deenergia que sejam capazes de colocar aempresa bem posicionada frente aosmercados locais. A entrada nestes novosmercados tem se dado com a compra deconcessões de serviços públicos, através doprocesso da privatização. Na América do Sul,principalmente no Cone Sul (Argentina,Bolívia e Brasil), a Enron vem desenvolvendouma estrutura energética integrada, que sejacapaz de reduzir custos e consolidar suaposição, aproveitando-se de economias deescala e escopo. Apesar de ter ingressadonesse mercado há menos de 5 anos, suaestrutura já é bem desenvolvida, com grandequantidade de gasodutos, concessões deenergia elétrica e gás, além de usinas degeração e de uma subsidiária ligada ao seucore business de comercialização de energia.

Com participação na rede de gasodutos daBolívia, no Gasoduto Bolívia- Brasil e na TGS

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(Argentina), além da construção de umgasoduto entre a Bolívia e Cuiabá e,objetivando construir outros dois dutos (umno Uruguai e outro no Nordeste), a empresapretende, dessa forma, criar uma rede capazde gerar poder de mercado para atuação nossegmentos de gás e eletricidade.

A Enron vem desenvolvendo também usinastermelétricas de geração em Cuiabá e no Riode Janeiro, de forma que possa integrar-sena cadeia energética. Atualmente, a Enronpode transportar gás através de gasodutosnas empresas em que participa, distribuiratravés de sua própria concessionária (Ceg),gerar energia com gás em suas termelétricase vender esta energia para a suadistribuidora (Elektro) ou através do MAE(Mercado Atacadista de Energia). Um outroprojeto importante é a construção de umausina termelétrica junto com a Petrobrás naBolívia (Puerto Suarez), onde o gás é maisbarato devido aos menores custos detransporte.

A intenção da empresa de aproveitar-se deprocessos de privatização pode ser ilustradapela aquisição do controle acionário daElektro (distribuição de energia em SãoPaulo) e por sua participação em 8companhias distribuidoras de gás (Ceg eoutras 7 através da sua empresa Gaspart),além de ter participado, sem sucesso, deleilões de privatização de distribuidoras degás e energia principalmente nos estados deSão Paulo e Paraná.

Uma análise das estratégias atuais da Enronpara o Cone Sul sugere uma contradição noque diz respeito à forma de atuação daempresa na região (através de concessõesde monopólio) e seu foco empresarial(comercialização). Entretanto, estacontradição é apenas aparente e reflete, istosim, a ausência de mercados livresdesenvolvidos para o gás e eletricidade noBrasil, tornando inviável, num primeiromomento, a comercialização direta deenergia e gás, por parte da Enron. Assim, oatual posicionamento da Enron pode ser vistocomo uma estratégia de entrada. Odesenvolvimento do mercado livre paraenergia e gás, abre espaço para umaretomada do foco estratégico da Enron noBrasil. No Brasil, esta nova estratégiaimplicaria na venda de suas participações na

distribuição de gás e eletricidade. O anúnciorecente pela Enron da intenção se vendersua subsidiária que controla a Gaspartconfirma esta tendência de reposicionamentoestratégico.

A Gradativa Liberalização do MercadoEuropeu de Gás Natural: Um Exemplopara o Brasil?

Até 1990, a questão da liberalização domercado de gás não figurava entre asprioridades da agenda da ComissãoEuropéia, uma vez que sua preocupaçãocom relação a este mercado se limitava,basicamente, a questões ligadas àsegurança do fornecimento. Dessa forma,era permitido aos países membros operar aindústria de gás de acordo com sua próprialógica, de maneira a atender seus própriosinteresses. Isso possibilitou, mesmo em setratando de um mercado com elevado graude interconexão, a constituição de modosnacionais de organização bastantediferenciados, ainda que articulados em tornode duas características básicas do modelotradicional: estruturas verticalizadas econtratos bilaterais de longo prazo.

Este modo de organização mostrou-seadequado durante um longo período detempo. Porém, a falta de harmonização e adiversidade de preços entre os diferentesmercados de energia, foi se tornando cadavez mais dissonante com o objetivo maior daU.E., que é constituir um mercado únicoeuropeu. Sendo assim, em 1988, a Comissãopublicou um white paper intitulado “TheInternal Energy Market”, o qual estabeleciacomo objetivo dos estados membros aimplementação gradativa do mercado únicode energia.

A primeira diretiva relevante nesse sentido foiaprovada em 1990, relativa à transparênciade preços para a indústria de gás (The PriceTransparency Directive); ela estabelecia queos estados membros deveriam transmitir àComissão informações detalhadas acercadas sete diferentes faixas de preços de gás.Esta diretiva não causou qualquer impactorelevante, uma vez que os preços do gás jáeram de conhecimento dos agentes,especialmente dos grandes consumidores.Não obstante, a mensagem por trás da

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diretiva era que os consumidores podiam sermelhor informados sobre o valor do gás, bemcomo as autoridades responsáveis poderiamidentificar mais facilmente práticas anti-competitivas, como discriminação de preçose subsídios cruzados.

A segunda diretiva, relativa ao acesso à infra-estrutura de transporte (Transit Directive), foiaprovada em 1991, e permitia que empresasde gás utilizassem gasodutos de outrasempresas, viabilizando, dessa forma, otransporte do gás, através da Europa.Eventuais conflitos de acesso entre duasempresas seriam arbitrados por um comitêformado pela Comissão e pela indústria degás. A exemplo da Price TransparencyDirective, esta diretiva tampouco tevemaiores implicações, servindo apenas paraformalizar regras que, na prática, já vinhamsendo adotadas.

Por fim, a terceira e mais importante diretiva(EU Gas Directive), datada de junho de 1998e efetivamente implementada em 10 deagosto deste ano, tem por objetivo a efetivaimplementação do mercado europeu de gás.A idéia é criar um mercado completamentecompetitivo, através da formulação de regrascomuns para a transporte, distribuição eestocagem. Portanto, a abertura das redesde transporte e da infra-estrutura deestocagem a terceiros possibilitandoconsumidores finais comprar o gásdiretamente dos produtores – o que tem sidochamado de forma genérica de Third PartyAccess (TPA) - torna-se essencial para ocumprimento deste objetivo. Esta aberturaocorrerá de forma gradativa, através dadeterminação de níveis mínimos: a aberturainicial abrange todos os geradores deeletricidade e os consumidores acima de 25milhões de metros cúbicos/ano, e um mínimode 20% de cada mercado nacional. Já em2008, a abertura atinge os consumidoresacima de 5 milhões de metros cúbicos/ano euma abertura de 33% dos mercadosnacionais. A diretiva inclui ainda outrospontos fundamentais; são eles:- no que diz respeito ao acesso à rede, adiretiva permite que os estados membrosescolham entre o TPA regulado (rTPA) e onegociado (nTPA). O primeiro implica em umdireito de acesso, com tarifas públicas pelouso do sistema e garantia de acesso emtermos previamente estabelecidos; já no

segundo, os consumidores negociamdiretamente com o operador da rede;- o unbundling contábil das atividades detransporte, distribuição e estocagem e,quando apropriado, de atividades nãocorrelatas;- possibilidade de requerimento (no curtoprazo), por parte das empresas, de umarevisão ou mesmo de dispensa dos requisitosde acesso à rede, em função das obrigaçõescontratuais do tipo take-or-pay;- distinção entre países onde o mercado degás já se encontra maduro e aqueles cujomercado ainda é considerado emergente.Países que provarem que a imediataimplementação da diretiva resultará emprejuízos ao desenvolvimento de seusmercados, podem requerer uma derrogaçãodas exigências da diretiva, como foram oscasos da Grécia e de Portugal;- os estados membros têm liberdade paraimpor obrigações de serviço público àsempresas de gás – princípio dasubsidiaridade.

Cabe agora discutir algumas das questões edificuldades levantadas pela implementaçãoda Diretiva do Gás. Uma primeira questãoque pode ser considerada seria, dada adiversidade dos modos de organizaçãonacionais, é bastante razoável supor queocorrerão diferenças substanciais na forma eno ritmo com que será implantada a diretivapelos diferentes países membros. E mais,será que o objetivo de um mercado único eplenamente competitivo será de fatoalcançado, ou será que os países membrosse limitarão a cumprir os requerimentosmínimos estabelecidos pela diretiva?

Não existem respostas definitivas para estasquestões, uma vez que o processo deliberalização ainda se encontra no seuestágio inicial, seus possíveisdesdobramentos ainda não estão claros eexiste um alto grau de incerteza associado aele. Não obstante, já é possível identificaralguns problemas que, de certa forma, estãoassociados às questões levantadas acima.

No tocante às possíveis diferenças, tanto nomodo quanto no ritmo de implementação dadiretiva, já é possível observar-se asdificuldades em torná-las um processouniforme e harmônico entre os diferentespaíses. O quadro abaixo é bastante

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ilustrativo no que diz respeito aos diferentesestágios em que se encontram os paísesmembros.

Uma rápida observação do quadro já nospermite identificar uma grande variedade dearranjos, particularmente no que diz respeitoao grau de abertura e ao sistema de TPA.Contudo, na maior parte dos países, o graude abertura superou com folgas o mínimo de20%, deixando a média para toda a U.E. emum patamar bastante elevado (78%). Outroaspecto relevante é que 8 dos 13 países

membros (excluindo deste grupo Grécia ePortugal, que receberam o direito dederrogação) escolheram aplicar o TPAregulado, o que sem dúvida é um aspectoessencial para o pleno desenvolvimento domercado único. Isso indica que a maior partedos estados membros está indo além e maisrápido do que o exigido pela diretiva, aindaque em ritmos diferentes. Por outro lado,Alemanha e França, dois países de extremaimportância dentro da U.E., não cumpriram ocronograma, atrasando a incorporação daDiretiva do Gás à sua legislação.

Quadro 1Abertura de Legislação Nacional Unbundling TPA ReciprocidadeMercado10/08/00

(Lei Principal)

Requerido na ReguladoDiretiva Mínimo de 20% Em 10/08/00 Contábil Negociado Possível

ou híbridoÁustria 49% Aprovada em jul/00 Contábil Regulado SimBélgica 47% Aprovada em abr/99 Contábil Negociado SimDinamarca 30% Aprovada em mai/00 Contábil Híbrido SimFinlândia 90% Aprovada em mai/00 Contábil Regulado NãoFrança 20% Até final de 2000 Contábil Híbrido NãoAlemanha 100% Até final de 2000 Contábil Negociado SimIrlanda 75% Aprovada em 1995 Contábil Regulado NãoItália 96% Aprovada em mai/00 Legal Regulado SimLuxemburgo 51% Até final de 2000 Contábil Regulado SimHolanda 45% Aprovada em jul/00 Contábil Híbrido SimEspanha 67% Aprovada em 1998 Legal Regulado SimSuécia 47% Aprovada em jul/00 Contábil Regulado SimReino Unido 100% Aprovada em 1998 Propriedade Regulado NãoU.E. 78% 3 estados atrasaramFonte: International Gas Report, 18/08/00

Isso mostra que ainda existem inúmerasdificuldades para tornar-se o mercado únicouma realidade. A falta de vontade política porparte de alguns estados membros talvez sejaa maior barreira a ser transposta. O casoalemão é ilustrativo: a Alemanha não cumpriua data limite estabelecida pela diretiva paraque ela fosse incorporada à legislaçãonacional e, além disso, optou por empregar oTPA negociado. Ambas as atitudesrepresentam entraves à implementação domercado único, sendo que em relação a esteúltimo não há nada que a Comissão possafazer, já que é permitido aos países optarpelo rTPA ou pelo nTPA. Um exemplo de

como isso pode prejudicar o andamento doprocesso de liberalização é o caso recenteda Enron, que só conseguiu assinar umcontrato de TPA com a empresa alemãRuhrgas após 6 meses de negociação.Apesar deste contrato significar um marcopara a liberalização dos mercados alemão eeuropeu, as condições para odesenvolvimento de um ambiente realmentecompetitivo ainda não estão criadas.Segundo um dos próprios diretores da Enron,para que haja competição de fato é precisoacelerar e simplificar o processo denegociação de acesso.

Com tudo isso, fica claro que ainda há umlongo percurso antes que um mercado

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europeu único de gás, completamentecompetitivo seja efetivamente implantado. ADiretiva do Gás, embora estabeleça ascondições técnicas necessárias para acriação do mercado único, por si só não serácapaz de assegurar a concorrência. Issoporque, apesar não obstante os aspectostécnicos inerentes a este processo, o lequede países e interesses nele envolvidos émuito amplo, o que o torna um processoessencialmente político, donde deriva aimportância da vontade política, citada acimacomo principal barreira à implementação domercado único.

Ensaio do Mês: A questão dos índicespara tarifas de serviços públicosJoão Lizardo R. Hermes de Araújo,Prof. Titular do Instituto de Economia/UFRJe-mail: lizardo@ie.ufrj.br

A discussão sobre os índices adequadospara reajuste das tarifas de serviços públicosestá mal colocada. De um lado, osinvestidores reivindicam dolarização e/ouindexação pelo IGP-M; de outro, osconsumidores acusam a opção pelo IGP-Mde ter levado as tarifas a um crescimentomuito acima da inflação. Com todo esteruído, onde está a razão? Para responder épreciso, de um lado analisar o histórico dosíndices e suas perspectivas; de outro, alógica mesma das reformas de estrutura eregulação dos serviços públicos, eimplicações globais das opções.

O IGP-M (Índice Geral de Preços doMercado) é um índice geral de preços (IGP),no qual os preços por atacado predominam.Desde a abertura, e mais ainda depois doPlano Real, esses preços cobremprincipalmente produtos que foramsubmetidos à competição com importados,ou são eles mesmos exportáveis (no jargãoeconômico, são tradables). Por outro lado, oÍndice de Preços ao Consumidor (IPC)contém não só produtos competindo com osimportados (“tradables”), como uma amplagama de serviços públicos ou pessoais, quenão competem com importados (no jargão,non tradables). Durante os primeiros anos doPlano Real, estes últimos tiveram umaumento notável em relação aos primeiros,que não tinham como crescer. De julho de

1994 até o início de 1996, o IPC aumentousignificativamente em relação ao IGP. Apartir daí até janeiro de 1999, os dois índicescresceram sensivelmente no mesmo ritmo. Apartir da desvalorização, no entanto,inverteu-se o movimento: o IGP passou acrescer mais rápido que o IPC. Como amaioria das privatizações ocorreu após 1995e tem cláusula de correção tarifária por IGP,o impacto junto aos consumidores foi altoapós a desvalorização.

Se o dólar ficar estável em torno de R$ 1,85,a tendência será os dois índices voltarem ater comportamento semelhante (embora comníveis defasados: a perda da desvalorizaçãojá está feita, seria necessário um expurgodos reajustes para voltar atrás). Todo oproblema, por trás do nervosismo deinvestidores e consumidores por razõesopostas, é que ninguém sabe se esse nívelse manterá. O comportamento dos últimos 18meses mostra uma subida irregular do IGPrelativo ao IPC. Na verdade, a discussãoentre investidores e consumidores ésimplesmente sobre como serão repartidosos custos de eventuais desvalorizações, querdiretamente (dolarização) quer através doíndice (IGP ou IPC). Para resolver a questão,é preciso olhar a lógica da reforma e oimpacto das decisões a serem tomadas.

Antes da reforma, as indústrias de infra-estrutura eram monopólios verticalmenteintegrados, com tarifas a custo de serviço. Areforma da infra-estrutura teve três leitmotivs:segmentação das indústrias, introdução daconcorrência nos segmentos em que fossepossível, e substituição das tarifas a custode serviço por tarifas a preço de contrato (ouprice cap), nos segmentos monopolistas,lidando com consumidores finais (cativos).Esta substituição tinha dois motivos básicos:primeiro, evitar subsídios cruzados quefariam os consumidores cativos pagar o ônusem lugar de outros (um risco, quando umaempresa tem consumidores livres quepoderiam trocar de fornecedor); segundo,incentivar a eficiência das empresas. Comefeito, a tarifação a custo de serviço nãoapenas não induz eficiência (já queaumentos de custos são repassadosautomaticamente) como distorceinvestimentos em favor de escolhastecnológicas intensivas em capital (já que aremuneração é proporcional ao capital

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investido). Notemos incidentalmente quetarifas a custo de serviço são, tradicional ecorretamente, reajustadas pelo IGP, quereflete melhor as variações de custos dasempresas.

A tarifação a preço de contrato, segundo omodelo adotado inicialmente na Inglaterramas depois em quase toda a parte, consisteno seguinte: as tarifas, individualmente ounuma “cesta”, são fixadas no contrato erevistas a intervalos de vários anos(normalmente 4 a 5); entre revisões, elasserão reajustadas segundo o índice depreços ao consumidor (IPC), menos umpercentual que o regulador estima viável paraganhos de produtividade (X). Se a empresaconseguir reduzir os custos em mais de X%ao ano, ficará com os lucros excedentes. Poreste motivo, este método de regulaçãotarifária é também conhecido como “IPC-X”.Em casos de choques externos pode haveruma parcela adicional (Y). A escolha do IPCnão é acidental. Ela diz o seguinte aoconsumidor: em termos reais, a tarifa desteserviço não aumentará mais que o conjuntode bens e serviços consumidos; se X>0,aumentará menos. Em outros termos, estemétodo não se preocupa com os custos doserviço, a não ser na hora de fixar ou reveras tarifas. Durante todo o resto do tempo,custos e tarifas são desvinculados. Osprimeiros são da conta da empresa, que teminteresse em reduzi-los tanto quanto possa.As segundas são fixas, com reajustesperiódicos em níveis iguais ou inferiores àinflação para o consumidor, que se beneficiatambém dos ganhos de eficiência daempresa.

Infelizmente, a opção tomada no Brasil peloIGP para reajustes tarifários confundiu osdois métodos. A opção pelo IGP para preçosde contrato muda radicalmente o discurso,que passa a ser dirigido à empresa (e não aoconsumidor). Agora, as tarifas não aumentammenos que os custos (já que o X tem sidoescolhido como zero em todos ou quasetodos os casos), de modo que qualquerganho de produtividade da empresa étotalmente retido por ela, sem que oconsumidor aufira benefício algum. Comoisto leva a lucros suplementares, diminui aindução à eficiência (até mesmo para nãochamar muita atenção sobre lucrosextraordinários). Em outras palavras, a

desvinculação entre custos e tarifas é parcial,e lembra muito o antigo método do custo deserviço (mas sem limitação de lucros domonopolista). A lógica da regulaçãoincentivada foi distorcida, resultando numprice cap troncho. Os consumidores têmrazão, não porque o IGP tenha crescidomais, mas porque o IPC é o índiceapropriado à reforma dos serviços públicos.Vale notar que os consumidores teriamperdido entre 1994 e 1996 porque, nesteperíodo, o IPC cresceu mais que o IGP(embora a perda seja teórica: asprivatizações só ocorreram a partir de 1995).O fato de que doravante o maior risco estáassociado ao IGP apenas reforça apreocupação.Para terminar, uma pequena observaçãosobre as reivindicações dos investidores paradolarizar tarifas. Estas reivindicações sãoaberrantes não só quanto à lógica da reformacomo quanto às conseqüências para aeconomia. A dolarização das tarifas deserviços públicos levaria inexoravelmente auma indexação generalizada das atividadeseconômicas sobre o dólar. Todo o sacrifícioenvolvido no programa de estabilização seriadeitado por terra e, com certeza voltaríamosa um regime de inflação acelerada. É difícilimaginar uma argumentação consistente emfavor de tal medida. Mesmo no caso de umchoque externo, que alterasse de modosignificativo o equilíbrio econômico-financeirodas empresas de serviços públicos, não fariafalta indexar: bastaria analisar medidaspontuais, que restabelecessem aqueleequilíbrio. Na verdade, a dolarização dastarifas aproveita apenas a uma categoria deinvestidores: os que não pretendem correrqualquer risco, ganhando ao mesmo tempoelevadas margens de lucro, como se a riscosestivessem expostos. Podemos chamá-losde investidores de curtíssimo prazo, deespeculadores financeiros ou deaproveitadores, pouco importa; importaapenas que não é possível ceder à suapressão. Choques sobre a economia afetama todos, e sua repartição deve ser objeto denegociação. Não cabe privilegiar umacategoria de agentes, com conseqüênciasdesastrosas para a economia. O preocupanteé que essas pressões se fazem sentir nummomento delicado, em que há prementenecessidade de investimentos na expansãode capacidade. A tentação em chantagear eem ceder à chantagem é grande.

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Tabela 1Produção Nacional

Petróleo Gasolinas Automotivas Óleo Diesel Óleo Combustível GLP Gás Natural

Unidade 103 b/d 103 m3 103 m3 103 m3 103 m3 103 m3 / d

Jan/99 1128 1480 2462 1493 553 32,3

Fev/99 1085 1446 2220 1326 503 32,8

Mar/99 1077 1602 2603 1458 590 32,3

Abr/99 1090 1650 2699 1289 591 32,4

Mai/99 1070 1478 2774 1344 580 32,3

Jun/99 1060 1626 2832 1132 589 33

Jul/99 1081 1730 2639 1080 602 32

Ago/99 1095 1341 2585 1241 565 33

Set/99 1110 1436 2475 1312 513 33

Out/99 1125 1494 2789 1387 560 33

Nov/99 1167 1478 2656 1357 588 33

Dez/99 1214 1479 2637 1125 595 33

Jan/00 1187 1341 2600 1274 560 34,5

Fev/00 1152 1469 2240 1234 555 34,8Mar/00 1193 1559 2786 1500 589 35Abr/00 1161 1455 2743 1342 576 35

FONTE: ANP

Tabela 2Consumo Nacional

Gasolinas Automotivas Óleo Diesel Óleo Combustível GLP Álcool Hidratado

Unidade 103 m3 103 m3 103 m3 103 m3 103 m3

Jan/99 1935 2549 738 435 478

Fev/99 1650 2243 749 408 366

Mar/99 1970 2901 876 398 416

Abr/99 1823 2631 787 912 446

Mai/99 1756 2633 871 938 448

Jun/99 1872 2619 855 839 434

Jul/99 1857 2559 906 839 418

Ago/99 1811 3012 950 981 466

Set/99 1791 2862 856 881 443

Out/99 1840 3101 875 1050 530

Nov/99 1709 3075 884 930 394

Dez/99 1981 2872 889 831 454

Jan/00 1758 2525 830 944 406

Fev/00 1910 2795 806 685 801

Mar/00 1751 2757 880 1063 388

Abr/00 1791 2801 745 1024 381

FONTE: ANP

Anexo Estatístico

Ano 1, nº 1 30 de Novembro de 2000

20

Gráfico 1Reservas Nacionais Provadas de Petróleo (106 BBL)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Mar

Terra

Fonte: ANP

Gráfico 2Reservas Nacionais Totais de Petróleo (106 BBL)

02.000

4.0006.0008.000

10.000

12.00014.00016.000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Mar

Terra

Fonte: ANP

Gráfico 3Produção Nacional de Petróleo (103 BPD)

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Mar

Terra

Fonte: ANP

Ano 1, nº 1 30 de Novembro de 2000

21

Gráfico 4Previsão da Produção de Petróleo da Petrobras 2000 – 2005 (103 BPD)

0

500

1.000

1.500

2.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Mar

Terra

Gráfico 5Reservas Totais Nacionais de Gás Natural (106 BBL)

0

5001.000

1.5002.000

2.500

3.0003.500

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Mar

Terra

Gráfico 6Vendas Totais de Gás Natural pelas Distribuidoras Estaduais

(milhões de metros cúbicos dia)

5000

7000

9000

11000

13000

15000

17000

19000

Jan/

97

Mar

/97

Mai

/97

Jul/9

7

Set

/97

Nov

/97

Jan/

98

Mar

/98

Mai

/98

Jul/9

8

Set

/98

Nov

/98

Jan/

99

Mar

/99

Mai

/99

Jul/9

9

Set

/99

Nov

/99

Jan/

00

Mar

/00

Mai

/00

Jul/0

0

Set

/00

Fonte: ANP