MARCELO VASCONCELLOS NASCIMENTOMARCELO VASCONCELLOS NASCIMENTO
O MERCADO DE GÁS NATURAL NO BRASIL E SUAS PERSPECTIVAS NO
MERCADO BAIANO
MARCELO VASCONCELLOS NASCIMENTO
O MERCADO DE GÁS NATURAL NO BRASIL E SUAS PERSPECTIVAS NO
MERCADO BAIANO
Trabalho de conclusão de curso apresentado no curso de Ciências Econômicas da Universidade Federal da Bahia como requisito parcial à obtenção do grau de Bacharel em Ciências Econômicas Orientador: Prof. Dr. Hamilton de Moura Ferreira Júnior
SALVADOR
2007
Dedico esta monografia a minha mãe Diva, meu pai Ney, minha namorada Jacqueline e a minha saudosa avó paterna Robélia que sempre estiveram presentes, incentivando o meu desenvolvimento e sucesso.
AGRADECIMENTOS
Primeiramente gostaria de agradecer ao meu orientador, Prof. Hamilton de Moura Ferreira
Jr., que me ajudou no direcionamento dos meus estudos e auxiliou na conclusão desta
monografia. Agradeço a todos os demais professores da Faculdade de Ciências Econômicas
da Universidade Federal da Bahia, em especial aos Professores Lielson Antonio A. Coelho,
Antonio Plínio Pires de Moura, Luiz Antônio Mattos Filgueiras e Oswaldo Ferreira Guerra,
que tiveram grande importância na minha formação acadêmica.
Agradeço ao Economista e consultor do Núcleo de Estudos sobre Regulação da UFBA,
Luís Alberto Lima Teixeira, que generosamente aceitou participar da minha banca
examinadora, juntamente com os professores Hamilton e Plínio.
Agradeço aos colaboradores do Núcleo de Estudos Conjunturais – NEC, dedicados a
avaliar a situação conjuntural da economia baiana, brasileira e mundial, que em muito
contribuíram para o meu desenvolvimento crítico e a minha capacidade
analítica/organizacional.
Agradeço também a meus amigos e colegas da COELBA, que me receberam de braços
abertos e em muito contribuíram para minha iniciação profissional, em especial aos amigos
que fiz na Superintendência Financeira e de Relações com Investidores.
Por fim, agradeço a meus pais, minha irmã, minha namorada, meus familiares e amigos, em
especial meu amigo João Inah (a quem serei sempre grato), minha tia Lúcia (com quem
contei em inúmeros momentos), meus padrinhos Aníbal – “tio Bal” e Andrelina – “tia
Quinha”, que, com muita paciência, me ajudaram na conclusão deste curso, estando sempre
presentes nos momentos mais difíceis.
“No começo tudo é loucura ou sonho. Nada
do que o homem fez no mundo teve início de outra maneira – Mas já tantos sonhos se
realizaram que não temos o direito de duvidar de nenhum.”
Monteiro Lobato
(Mundo da Lua, 1923)
RESUMO O mercado de gás natural tem apresentado crescimento significativo nos últimos anos. Com
um aumento substantivo de sua participação na matriz energética brasileira (desde 2000, a
oferta interna de gás natural no país tem crescido a uma taxa média de 17% a.a,
contribuindo para o crescimento do gás natural na participação da matriz energética
nacional de 5,4% em 2000 para 9,3% em 2005), o gás natural passou a ser uma alternativa
energética estratégica para o pais, deixando de ser um simples subproduto na produção de
petróleo. Porém, apesar de todo esse crescimento, algumas fragilidades precisam ser
sanadas, tais como a elevada dependência da importação, sobretudo do gás boliviano (a
importação de gás natural da Bolívia saltou de 84% do total importado no ano de 2001 para
96% no ano de 2005, correspondendo a 46% da oferta interna de gás) e a ausência de um
ambiente jurídico e institucional favorável aos investimentos privados, com vista a
possibilitar uma ampliação significativa da infra-estrutura de distribuição do produto,
permitindo uma maior democratização de sua utilização por todos os estados brasileiros.
PALAVRAS-CHAVE: gás natural. indústrias de rede. regulação. gasodutos virtuais.
agências reguladoras
LISTA DE TABELAS TABELA 1 – Vantagens da utilização do gás natural..........................................................23 TABELA 2 – Brasil: Reservas de gás natural – dezembro/2005..........................................28 TABELA 3 – Reservas provadas de gás natural, segundo países.........................................29 TABELA 4 – Produção de gás natural, segundo países.......................................................30 TABELA 5 – Produção nacional de gás natural em terra e no mar (offshore).....................32 TABELA 6 – Brasil: Produção de gás natural – 2005..........................................................34 TABELA 7 – Importação de gás natural por origem – 2000 a 2005....................................36 TABELA 8 – Descrição dos dutos de transporte de gás natural em operação.....................42 TABELA 9 – Redes de distribuição de gás natural no Brasil (distribuidoras).....................49
SUMÁRIO
1 APRESENTAÇÃO 10 2 BREVES CONSIDERAÇÕES SOBRE O GÁS NATURAL 12 2.1 PRODUTO 12 2.1.1 Aspectos Técnicos 13 2.2 CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL 14 2.3 USOS DO GÁS NATURAL 17 2.4 VANTAGENS DA UTILIZAÇÃO DO GÁS NATURAL 21 3 A INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL 24 3.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS 24 3.2 OFERTA DE GÁS NATURAL 24 3.2.1 As Reservas de Gás e a Produção Nacional 26 3.2.2 Importação de Gás Natural 35 3.3 INFRA-ESTRUTURA DE TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO 40 3.3.1 Alternativas de Transporte e Distribuição 43 3.3.2 Rede de Distribuição e Comercialização 47 3.4 UMA INDÚSTRIA DE REDE 50 3.5 DEMANDA DE GÁS NATURAL 53 4 O MERCADO DE GÁS NATURAL NA BAHIA 59 4.1 ANTECEDENTES 59 4.2 A BAHIAGÁS E A UTILIZAÇÃO DO GÁS NATURAL NO ESTADO 60 4.3 PERSPECTIVAS 65 5 NECESSIDADE DE UM ARCABOUÇO REGULATÓRIO EFICIENTE 73 5.1 AS AGÊNCIAS REGULADORAS 73 5.2 O PAPEL DA AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO 75 6 CONSIDERAÇÕES FINAIS 77 REFERÊNCIAS 79
1 APRESENTAÇÃO A presente monografia busca analisar o mercado de gás natural brasileiro, suas fragilidades
e potencialidades, e a inserção do mesmo na matriz energética nacional de forma a
consolidar o GN como uma alternativa real aos combustíveis fósseis tradicionais. Discute
também as características da Indústria de Gás Natural e a forma como ela se desenvolve,
enfocando o caso brasileiro, em que se faz necessário a criação de um ambiente jurídico e
institucional favorável aos investimentos privados (reduzindo as incertezas), com vista a
possibilitar uma ampliação significativa da infra-estrutura de distribuição do produto,
permitindo uma maior democratização de sua utilização por todos os estados brasileiros.
Também é objeto desse trabalho um relato sobre o quadro atual e perspectivas do mercado
baiano, Estado que foi pioneiro na produção e utilização de gás no Brasil, em seus
diferentes segmentos.
Para tanto, no segundo capítulo são feitas algumas considerações sobre o gás natural, no
que tange ao produto em si; seus aspectos técnicos; seu processo de extração e distribuição;
sua grande versatilidade, permitindo o seu uso em inúmeros setores e por fim, são feitas
inúmeras ponderações quanto às vantagens da sua utilização.
No terceiro capítulo, será analisada a Indústria de Gás Natural no Brasil, suas
características, peculiaridades e desenvolvimento. Em primeiro lugar, será mostrado o
crescimento da oferta de gás natural no país (a uma taxa média de 17% a.a), sendo
insuficiente para diminuir o alto grau de dependência do gás boliviano. Posteriormente será
observado o estágio, ainda incipiente, de desenvolvimento das redes de transporte e
distribuição e suas alternativas, com destaque para o GNL e o GNC. Também será visto a
grande concentração da malha de distribuição de gás nas cidades do Rio de Janeiro e de São
Paulo e a apresentação das 26 distribuidoras responsáveis pela comercialização do gás
natural em todo país. Outro ponto abordado serão os problemas contratuais que costumam
estar presentes nas chamadas indústrias de rede. Por fim será observado o grande aumento
no consumo do gás natural ao longo dos últimos anos, assim como suas motivações.
O quarto capítulo busca discutir a necessidade de um arcabouço regulatório eficiente, a fim
de reduzir os riscos de comportamentos oportunistas e do sub-investimento. Neste sentido,
as agências reguladoras exercem um papel fundamental, cabendo a elas regular setores
importantes de serviços públicos e áreas econômicas estratégicas para o país como gás,
petróleo, energia e telecomunicações. Será dado destaque para a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP.
No quinto capítulo é feito um breve relato da situação do gás natural na Bahia, Estado que
foi pioneiro na produção e utilização de gás no Brasil, em termos de produção física; infra-
estrutura produtiva; perfil da Bahiagás, distribuidora estadual, e o quadro atual e
perspectivas do mercado baiano em seus diferentes segmentos.
No sexto e último capítulo são feitas as considerações finais. A metodologia escolhida para a realização do presente trabalho constituiu da revisão
bibliográfica e do levantamento de dados a partir de fontes secundárias.
2 BREVES CONSIDERAÇÕES SOBRE O GÁS NATURAL 2.1 PRODUTO O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que, em condições normais de
temperatura e pressão, permanece no estado gasoso. Na natureza, ele é encontrado em
acumulações de rochas porosas no subsolo (terrestre ou marinho), acompanhado de
petróleo ou não. É inodoro, incolor e não-tóxico.
O gás natural dissipa-se facilmente na atmosfera em caso de vazamento, por ser mais leve
que o ar. Para inflamar é preciso que seja submetido a uma temperatura superior a 620°C.
Vale lembrar que o álcool se inflama a 200°C e a gasolina a 300°C. Além disso, o gás
natural queima com uma chama quase imperceptível.
Apesar de não-tóxico, quando inalado em altas concentrações pode levar a asfixia. Por isso,
para ajudar a sua percepção em casos de vazamento, compostos à base de enxofre são
adicionados ao gás, lhe dando um cheiro marcante. Esse processo é chamado de
“odorização do gás”.
O gás natural é um combustível extremamente versátil, podendo ser utilizado em vários
segmentos para fornecimento de calor, geração de força motriz e de eletricidade; como
matéria-prima nas indústrias química, petroquímica, siderúrgica e de fertilizantes. Na área
de transportes pode ser utilizado como substituto do óleo diesel, gasolina e álcool. Além
disso, o gás natural é ambientalmente pouco restritivo comparado a outros combustíveis
fósseis. Por esses e outros motivos, o gás natural vem ocupando fatias cada vez mais
expressivas na matriz energética do Brasil e de diversos países no mundo.
Entre todos os combustíveis atualmente disponíveis em larga escala, o gás natural é aquele
que se destaca como o mais versátil, econômico e limpo.
2.1.1 Aspectos Técnicos Quanto à origem, o gás natural pode ser classificado em duas categorias: associado e não
associado. O gás associado é aquele que, no reservatório, encontra-se em companhia do
petróleo, estando dissolvido no óleo ou sob a forma de uma capa de gás. Nesses casos há
predominância do petróleo, que será separado do gás durante o processo de produção. O
gás não-associado é aquele que, no reservatório está livre ou quase livre do óleo e da água
sendo obtido em grande quantidade diretamente do reservatório. Nesses casos há
predominância do gás, sendo o petróleo um co-produto.
Também pode ser denominado de gás úmido, o gás que contém frações líquidas de
hidrocarbonetos comercialmente recuperáveis, e de gás seco, aquele que tem a fração
líquida retida depois de processado na Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN).
No quadro abaixo é mostrado um esquema da origem e extração do gás natural.
Quadro 1 - Origem e extração do gás natural Fonte: Bahiagás A composição do gás natural pode variar de campo para campo, devido ao tipo de matéria
orgânica que lhe deu origem, aos processos naturais a que foi submetido, pelo fato de estar
ele associado ou não ao óleo e também em função de ter sido ou não processado em
unidades industriais, dentre outros fatores. Sua composição consiste predominantemente de
metano (CH4) e quantidades menores de etano, propano e outros hidrocarbonetos de maior
peso molecular (SANTOS, 2002).
Além desses compostos, são encontrados nitrogênio, dióxido de carbono, água e compostos
de enxofre, em forma de impurezas, porém, com baixo teor. O metano é o hidrocarboneto
existente na natureza que apresenta a maior relação de hidrogênio em relação ao carbono, o
que favorece a menor formação de CO2 na reação de combustão. Sendo essa a principal
razão para que o gás natural, com uma composição predominante em metano, gere menos
CO2, em relação à combustão de outros combustíveis (BAHIA GÁS DOCUMENTA,
2005).
2.2 CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL
A cadeia produtiva do gás natural pode ser classificada em cinco etapas básicas: exploração
(em terra ou no mar), produção, processamento, transporte e distribuição.
Quadro 2 - Cadeia produtiva do gás natural Fonte: CTGÁS – Centro de Tecnologias do Gás No processo de exploração, o gás é extraído através da exploração de rochas no solo e no
mar. Para isso é feito um estudo que consiste no envio de ondas sonoras, chamadas de
ondas sísmicas, através das rochas. As ondas sísmicas são refletidas como ecos das
camadas das rochas até a superfície. Os cientistas colocam o padrão das ondas sonoras num
equipamento especial chamado sismógrafo, que gera um gráfico. Os geólogos analisam este
gráfico para detectar se há um padrão nas rochas que possa indicar um depósito de petróleo
ou de gás. Estes são armazenados num local chamado trapa.
O próximo passo é descobrir se existe petróleo ou gás na trapa. Isso é feito perfurando um
poço, através de uma plataforma de perfuração1. A perfuração é feita por uma torre,
chamada torre de perfuração. Uma broca de perfuração muito resistente e pesada usa seus
dentes para triturar a rocha ao máximo. A broca é aparafusada na ponta de um cano longo
articulado chamado corda de perfuração. À medida que a broca vai perfurando, pedaços de
cano são acrescentados da torre de perfuração para aumentar a corda. Pedaços de rocha
triturados são resgatados do fundo do poço e analisados para saber se há petróleo ou gás na
rocha. Vários poços podem ser perfurados para checar se há bastante petróleo ou gás no
reservatório. Se uma quantidade grande for encontrada, uma plataforma fixa é colocada no
fundo do mar, sobre o reservatório, para que possa produzir petróleo ou gás durante vários
anos.
O petróleo e o gás não são encontrados em grutas ou lagos localizados em rochas bem
abaixo do solo ou do mar. Eles são retidos em rochas de arenito ou calcário, isolados por
capas impermeáveis de rochas para que não escapem. Quando um poço é perfurado para
dentro da rocha que contém petróleo ou gás, eles podem subir com a sua própria pressão.
Portanto, nessa etapa é feita uma análise dos custos e benefícios da possível extração de gás
das reservas em questão e de sua viabilidade para fins comerciais.
Na fases seguintes o gás natural é extraído de um ou mais poços e transportado para as
Unidades de Processamento – UPGN’s, onde irão receber os primeiros tratamentos, tais
como a retirada de impurezas e a separação dos hidrocarbonetos pesados. Antes de chegar
1 Esse tipo de plataforma é chamada de plataforma auto-elevatória, uma vez que, suas bases de sustentação podem ser removidas e transferidas para um outro local para perfurar outro poço.
ao seu destino final, o gás passa também por Estações de Redução de Pressão – ERP, que
dependendo do uso final do produto, do mercado a ser atendido e do gás que este último
deseja, recebe tratamento distinto.
No caso específico de um projeto offshore, o gás é trazido até a costa por meio de
gasodutos, colocados no fundo do mar. Ele é distribuído até uma UPGN, onde é tratado e
medido. Do terminal o gás tem que ser colocado sob pressão antes de ir para o gasoduto
que o levará as indústrias, restaurantes, postos de combustíveis, residências, etc, na última
etapa da sua cadeia produtiva.
Quadro 3 - Exemplo de projeto de gás offshore Fonte: GASPETRO
A distinção existente entre a etapa de transporte e a de distribuição está fundamentalmente atrelada ao volume de gás envolvido. Quando se trata do deslocamento de grandes volumes de gás através de gasodutos de grande diâmetro desde os campos de produção até os pontos de entrega às distribuidoras temos o caso de transporte de gás natural. Quando o deslocamento do gás é feito pelas distribuidoras no interior das cidades até chegar aos clientes finais ou para atendimento a clientes industriais na periferia das cidades, temos o caso de distribuição (BRITO, 2006, p.35).
2.3 USOS DO GÁS NATURAL Como dito anteriormente, uma das grandes vantagens do gás natural é a sua versatilidade. E
graças a essa sua característica é um competidor potencial de quase todos os demais
combustíveis alternativos. Na geração de eletricidade o gás natural concorre com o carvão,
o óleo combustível, a hidroeletricidade ou a energia nuclear. Em aplicações residenciais,
comerciais e industriais, concorre com o óleo diesel e o GLP.
Por sua vez, o gás natural está fadado a enfrentar em qualquer segmento que atue a
concorrência de outros energéticos substitutos, uma vez que, em nenhum desses segmentos
ele é um fator preponderante, podendo ser substituído por outro combustível.
Dentre as várias utilizações do gás natural, vale destacar seu uso com matéria prima; na
recuperação do petróleo e como combustível (uso energético), sobretudo nos setores
industrial, veicular, comercial e residencial, na geração de eletricidade e na cogeração. O
uso do gás natural nesses mercados propicia um ganho tanto na qualidade do produto final
como na conservação e no uso racional da energia.
Um bom exemplo do uso do gás natural como matéria prima seria sua utilização na
indústria gasquímica e de fertilizantes (aplicação não energética do gás natural). A
quantidade de gás utilizado nessa modalidade não chega a 10% da demanda mundial do
produto. No Brasil não é diferente, até a construção do Pólo Gás-Químico do Rio de
Janeiro, localizado próximo a Refinaria Duque de Caxias, a Fábrica de Fertilizantes
Nitrogenados (Fafen), operada pela Petrobrás na Bahia, era uma das poucas a utilizarem o
gás como matéria prima. A indústria petroquímica, até então, sempre foi assentada na nafta.
Essa mudança poderá baixar custos e diminuir riscos ambientais.
Outro grande consumo de gás natural se dá na própria indústria gasífera e petroleira. Uma
parte do gás associado retirado de um campo é reinjetado no próprio campo ou em outro
campo vizinho para manter a pressão do reservatório e aumentar a recuperação de petróleo.
Em seguida, usa-se o gás para gerar a energia necessária aos equipamentos de separação de
óleo e gás, bem como para as demais necessidades energéticas nas áreas de produção. Os
gasodutos de transporte e transferência também consomem uma parte do gás natural em
suas estações de compressão. Sendo assim, uma parte do gás pode ser utilizada em
refinarias, seja como combustível, seja como matéria-prima a ser adicionada nas misturas
dos produtos refinados (SANTOS, 2002).
Nas indústrias, o uso do gás pode se dá em diferentes atividades, com destaque para os
setores de metalurgia e siderurgia, vidro, alimentos e bebidas, têxtil, papel e celulose,
cerâmica e fundição. Aqui o gás será utilizado, principalmente, na geração de vapor para
posterior processamento dos produtos, bem como através de sistemas de cogeração ou na
geração de energia elétrica.
O gás natural veicular (GNV), nada mais é do que o gás natural comprimido a uma pressão
de aproximadamente 220 atm e armazenado em cilindros que são colocados nos
automóveis. Sua utilização foi muito disseminada no segmento de transportes,
principalmente em grandes áreas metropolitanas. O GNV quase não apresenta emissões de
fuligem e compostos de enxofre. Por essas razões um automóvel movido a gás natural pode
reduzir em mais de 90% as emissões de material particulado e de óxidos de enxofre
(PRAÇA, 2003).
Sua utilização vem apresentando expansão notável nos últimos anos. No ano de 2005 foram
feitas 224.337 adaptações de veículos leves para o gás natural, o que levou a frota nacional
a atingir a considerável cifra de 1 milhão de veículos nessas condições, um crescimento de
24% em relação ao ano anterior. O número de veículos movidos a gás atingiu 5,3% da frota
total de veículos leves nesse mesmo ano de 2005, contra 0,88% em 2000. Esse crescimento
também pode ser observado no gráfico a seguir que mostra a frota nacional de GNV nos
últimos 4 trimestres de 2006 e no último trimestre desse ano.
O Rio de Janeiro é o Estado brasileiro que detém a maior frota de carros movidos a GNV,
seguido por São Paulo. Em 2005 esses números eram de 417.786 e 260.462
respectivamente. Nesse estados observamos uma redução do IPVA de 75% no Rio de
Janeiro e de 25% em São Paulo, como forma de estimular a demanda por veículos movidos
a GN.
Temos a segunda maior frota de veículos movidos a gás natural do mundo, atrás apenas dos
nossos vizinhos Argentinos.
Gráfico 1 - Frota Nacional de GNV Fonte: IBP No comércio o gás natural pode ser usado em diversos setores tais como: panificações
(fornos), lavanderias (secadoras de roupas), clubes (geradores de água quente), hospitais
(incineradores), restaurantes (equipamentos para cocção), clínicas (caldeiras), churrascarias
(churrasqueiras e frangueiras), academias (equipamentos para sauna), além de shoppings,
supermercados, motéis, escolas, creches, universidades, laboratórios, lanchonetes e uma
infinidade de outros setores cada qual com a sua especificidade e necessidade energética.
Em mercados residenciais, as aplicações do GN não devem restringir-se à cocção, como
ainda ocorre na maior parte das cidades brasileiras. Além da cocção e do aquecimento de
ambiente, os consumidores residenciais podem utilizar o gás natural para o aquecimento de
água, a lavagem / secagem de roupas, refrigeração, bem como em lareiras ou em outros
usos menos comuns. Os equipamentos de gás têm evoluído muito em termos de
praticidade, redução de custos e, principalmente, segurança. Para que esse setor deslanche,
principalmente nas camadas mais pobres da população, é fundamental a existência de
incentivos que induzam a escolha, por exemplo, do aquecedor a gás ao invés do chuveiro
elétrico, uma vez que implicará em um impacto econômico positivo.
Nos países do hemisfério norte, ou mesmo mais ao sul, como a Argentina e o Chile a
demanda para aquecimento de ambiente é o grande vetor de consumo.
A geração de energia elétrica pode ser obtida através de várias tecnologias, como a nuclear,
a hidráulica e a térmica. Fazendo uma comparação entre a tecnologia hidráulica, a mais
utilizada no país, e a térmica, podemos observar que: no caso da hidreletricidade, seu
insumo é um fluxo aleatório, baseado no regime de chuvas, o que implica maior incerteza e
complexidade no planejamento do gerador. A utilização do gás natural, um dos insumos
das usinas termelétricas, é um fluxo não aleatório, e sua disponibilidade é passível de
decisão do gerador.
Sendo assim, a economia de escopo, relacionada às possibilidades de gestão dos estoques,
associadas às tecnologias que utilizam o gás natural como insumo, é mais ampla do que a
possibilidade de economia de escopo apresentada pela tecnologia hidráulica
(TOLMASQUIM, 2002).
Pro fim, alguns consumidores tradicionais já começam a desenvolver a cogeração, ou seja,
no lugar de queimar o gás e produzir apenas o vapor que precisam, também gerar
eletricidade, ainda que seja apenas nos horários de pico, quando os custos da energia são
mais elevados. Essa prática tende a se acentuar graças à sofisticação da tecnologia que vem
permitindo geradores cada vez mais baratos e accessíveis. Representando para o
consumidor uma alternativa à energia comprada da distribuidora.
2.4 VANTAGENS DA UTILIZAÇÃO DO GÁS NATURAL
Dentre as vantagens econômicas do uso do gás natural, sua ajuda na melhoria dos padrões
ambientais é de longe sua maior contribuição. Os problemas ambientais associados ao uso
de combustíveis fósseis são cada vez mais evidentes, principalmente os que estão
relacionados à combustão: o aquecimento global do clima, principal conseqüência das
emissões antropogênicas de gases de efeito estufa, sendo o principal deles o dióxido de
carbono (CO2) - mais importante produto da combustão de compostos hidrocarbonetos, a
exemplo do carvão e do petróleo; a ocorrência de chuva ácida, devido a emissões de
dióxido de enxofre (SO2) e óxidos de nitrogênio (NOx); além de problemas de saúde
pública, como a formação de ozônio e o smog2 fotoquímico, conseqüência da geração de
NOx e a formação de material particulado, que causa graves danos à saúde, além de
poluição visual (BAHIA GÁS DOCUMENTA, 2005).
Devido a essa redução nos índices de poluição, o gás natural é responsável pela melhoria da
qualidade do ar que respiramos e, por conseguinte, da diminuição de doenças respiratórias.
Assim, do ponto de vista ambiental, o gás natural leva uma grande vantagem em relação
aos demais combustíveis fósseis em praticamente todos os quesitos (qualidade local do ar,
2 Termo que designa genericamente a névoa amarelada que costuma ser vista em áreas de grande concentração urbana durante os finais de tarde.
chuvas ácidas, efeito estufa, ataque à camada de ozônio). Em comparação com a energia
nuclear ou hidroelétrica, o gás natural perde em termos de emissões de gases que conduzem
ao efeito estufa. Porém, apresenta vantagens significativas no sentido de não gerar resíduos
radioativos de alta periculosidade (como ocorre com a energia nuclear) e não apresentar
grandes impactos de reassentamento de populações ou obstrução de áreas produtivas (como
ocorre com as hidroelétricas).
No quesito segurança, o gás natural apresenta menores riscos de explosão em caso de
choque no seu processo de manipulação e transporte, uma vez que é menos inflamável,
quando comparado com a gasolina ou querosene. Ainda no quesito segurança, o gás natural
é mais leve do que o ar, portanto em caso de vazamento ele tende a dissipar-se com rapidez,
diferentemente do gás liquefeito de petróleo – GLP, constituído de butano e propano, que
por ser mais pesado do que o ar tende a acumular-se no local do vazamento, podendo
provocar na presença de faíscas elétricas ou centelhas grandes explosões.
O gás natural ainda proporciona grandes economias na instalação dos equipamentos e
manutenção. Por um lado, o sistema de canalização usado para o suprimento do gás,
otimiza o espaço, não comprometendo tanto o local destinado à estocagem de combustíveis
no local de consumo. Por outro, o fato do gás não provocar deposição de impurezas nas
superfícies de troca térmica, o seu uso evita a corrosão e prolonga a vida útil dos
equipamentos.
Sendo assim, o gás natural surge como a opção mais imediata de recurso energético
ambientalmente sustentável e economicamente viável, antes que novas tecnologias
energéticas estejam disponíveis.
Como nem tudo são flores, Cecchi (2000) chama a atenção para o grande poder de fixação
de preço que tem o fornecedor do serviço de gás, uma vez que o consumidor terá grandes
dificuldades em trocar o produto adquirido e pelo fato do mercado em questão não dispor
de outros concorrentes, ficando o consumidor “refém” da companhia distribuidora. Daí
vem a necessidade de um marco regulatório eficiente capaz de resolver esses problemas.
Outros problemas provocados pela utilização do gás natural são o fato de grande parte dele
ser importado, e com isso o balanço de pagamentos do país sofre uma sobrecarga extra,
sem falar na vulnerabilidade a preços determinados no exterior. Outro aspecto é que as
centrais a gás necessitam de volumes enormes de água para o sistema de resfriamento, o
que gera problemas ambientais, principalmente em regiões mais densamente habitadas
(BRASIL, 2002).
Tabela 1 - Vantagens da Utilização do Gás Natural
Fonte: GEPEA* *Grupo de Energia do Departamento de Engenharia de Energia de Automação Elétricas da
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo
3 A INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL 3.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS A Indústria de Gás Natural possui características tanto de indústria extrativista mineral ,
tal qual a indústria petrolífera, como de indústria de rede, onde a construção de infra-
estrutura de transporte e distribuição requer um alto investimento inicial. Sendo assim,
apresenta nas diversas etapas do processo um risco bastante elevado (LAUREANO, 2002).
Diante desse cenário de elevados investimentos, altos riscos e grandes custos de transação,
os contratos de longo prazo são uma ferramenta de diminuição das incertezas, na medida
em que ajudariam a inibir comportamentos oportunistas e facilitariam a atração de novos
investimentos.
Segundo dados de 2005, 77% da eletricidade produzida no país era fruto de usinas
hidroelétricas. Trata-se de geração de energia dependente de recurso renovável,
diferentemente das usinas térmicas que em geral utilizam recursos não-renováveis, tais
como carvão, urânio, óleo e gás natural. Tendo como exceção usinas que têm com
combustível a biomassa, principalmente o bagaço de cana.
Com isso, a hidroeletricidade e a bioeletricidade constituem nosso grande diferencial em
relação a outros países. Mas existe um consenso, entre os especialistas, de que nossa matriz
elétrica deve ser diversificada, com a inclusão de fontes não renováveis. Essa preocupação
motivou o programa nuclear da década de 70 e a tentativa atual do governo em adotar
térmicas movidas a gás natural e retomar a construção de usinas nucleares.
3.2 OFERTA DE GÁS NATURAL Há quase uma década, a oferta interna de gás natural tem apresentado um crescimento
médio bem maior do que o crescimento da economia brasileira. Enquanto o crescimento
médio da oferta interna foi de 17% a.a., o crescimento médio da economia não passou de
2,2% a.a.. Sem falar no crescimento médio da oferta interna de energia que ficou na casa
dos 3% a.a. no mesmo período. Não por acaso a participação do gás natural na matriz
energética nacional saltou de 5,4 % em 2000, para 9,3% em 2005.
Gráfico 2 - Matriz energética brasileira - 2005 Fonte: BEM A oferta de gás natural no Brasil é formada em parte pela produção interna e em parte pela
quantidade de gás comprada de outros países - importação.
Diante dessas duas partes que compõem a oferta nacional de gás, vale destacar a taxa média
anual de crescimento das importações na casa de 32%. Esse elevado crescimento pode ser
explicado fundamentalmente pelo início, em julho de 1999, da operação do Gasbol3. Em
contrapartida, nesse mesmo período, a produção nacional cresceu a uma taxa de 9% a.a.,
elevando fortemente a participação das importações na oferta de gás natural do país. Em
2000, dos 23,6 milhões de m3/dia comercializados internamente, o gás importado
representou 26%, enquanto em 2005, como pode ser visto no Gráfico 3, a parcela
importada representou 48% da oferta interna disponível de 51,3 milhões de m3/dia.
3 Gasoduto Bolívia-Brasil.
Gráfico 3 – Oferta nacional de gás natural Fonte: ANP 3.2.1 As Reservas de Gás e a Produção Nacional Entende-se como Reservas os recursos descobertos de gás natural comercialmente
recuperáveis a partir de uma data de referência. A estimativa desses valores incorpora um
certo grau de incerteza quanto às informações de geociências, engenharia e de natureza
econômica. Em função disso, elas são classificadas como:
• Reservas Provadas - são aquelas que, com base na análise de dados geológicos
e de engenharia, se estima recuperar comercialmente com elevado grau de
certeza;
• Reservas Prováveis - são aquelas cuja análise dos dados geológicos e de
engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada
com a estimativa de reservas provadas.
• Reservas Possíveis - são aquelas cuja análise dos dados geológicos e de
engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada
com a estimativa de reservas prováveis.
• Reservas Totais - representa o somatório das reservas provadas, prováveis e
possíveis (ANP, 2006).
As reservas provadas de gás natural cresceram a uma taxa média de 7,4% a.a., no período
compreendido entre os anos de 1964 e 2005. Esse crescimento é atribuído aos enormes
esforços do país na busca em reduzir o grau de dependência do Petróleo. As principais
descobertas ocorreram na Bacia de Campos (bacia sedimentar onde se encontra a maior
concentração de campos gigantes do país, tais como Albacora, Marlim e Roncador), bem
como na Bacia do Solimões (bacia sedimentar onde se encontram o Pólo de Urucu - local
onde boa parte do gás é reinjetado, e a jazida de Juruá) (ANP, 2006).
Em 2005, as reservas provadas de gás natural ficaram em torno de 306,4 bilhões m³, uma
redução de 6,0% em relação a 2004.
Gráfico 4 - Reservas provadas de gás natural - 1965-2005 Fontes: ANP/SDP; MME De todo o gás natural descoberto no país, 23,4% estão em terra – principalmente no campo
de Urucu (AM) e em campos produtores no Estado da Bahia –, enquanto que os 76,6%
restantes estão localizados em mar, principalmente na Região Sudeste (67%), nas Bacias de
Campos (detém 42,2% de todas as reservas deste energético no Brasil), Espírito Santo e
Santos, próximas dos grandes centros consumidores (São Paulo e Rio de Janeiro). A Região
Norte possui uma grande reserva concentrada na Bacia do Rio Solimões, entre os Rios
Urucu e Juruá, como pode ser observado na Tabela 2 (ANP e PRATES, 2006).
Tabela 2 – Brasil – reservas de gás natural – dezembro/2005
As reservas de gás natural se mostram bastante concentradas ao longo do globo. Se
considerarmos os dez países com as maiores reservas provadas, veremos que juntos detêm
75,64% do total.
A maior reserva provada de gás natural é a da Rússia, com 26,59% do total mundial,
seguida pelo Irã com 14,87% e pelo Catar com 14,34%. Somente esses três países são
responsáveis por 55,80% das reservas provadas de gás natural no mundo. Na América
Latina, as maiores reservas estão localizadas na Venezuela com 2,40% e na Bolívia com
0,41%. O Brasil possui apenas 0,17%.
Tabela 3 – Reservas provadas de gás natural, segundo países
A produção de gás natural também se mostra bastante concentrada ao longo do globo. Os
dez maiores produtores respondem por 67,49% da produção mundial. Assim como nas
reservas, a Rússia é a maior produtora de gás natural do planeta com uma produção em
2005 de 598 bilhões de m3, seguida pelos EUA que produziram 525,70 bilhões de m3 e pelo
Canadá que produziu 185,50 bilhões. Esses três países respondem por 47,37% da produção
mundial. Na América Latina os maiores produtores são Argentina com uma produção de
45,6 bilhões de m3 em 2005, seguida por Trinidad e Tobago e Venezuela com uma
produção de 29 e 28,9 bilhões de m3 respectivamente. O Brasil produziu nesse mesmo ano
um total de 12,2 bilhões de m3, o equivalente a 0,4% da produção mundial.
Reservas provadas de gás natural (trilhões m3) 2005
Rússia 47,82 26,59% Irã 26,74 14,87%
Catar 25,78 14,34% Arábia Saudita 6,90 3,84%
Emirados Árabes Unidos 6,04 3,36% EUA 5,45 3,03%
Nigéria 5,23 2,91% Argélia 4,58 2,55%
Venezuela 4,32 2,40% Iraque 3,17 1,76% Brasil 0,31 0,17%
Fonte: ANP Elaboração Própria
Tabela 4 – Produção de gás natural, segundo países
Tendo em vista que a maior parte do gás natural existente no país (76%) é do tipo associado
ao petróleo, fica evidente a alta correlação da produção nacional de ambos os produtos. Não
é para menos que, entre 2000 e 2005, a produção de petróleo cresceu 33% e a de gás 34%,
como pode ser observado no Gráfico abaixo. (PRATES, 2006)
Gráfico 5 – Produção de óleo e gás Fonte: ANP
Produção de gás natural (bilhões m3) 2005
Rússia 598,00 21,64% EUA 525,70 19,02%
Canadá 185,50 6,71% Reino Unido 88,00 3,18%
Argélia 87,80 3,18% Irã 87,00 3,15%
Noruega 85,00 3,08% Indonésia 76,00 2,75%
Arábia Saudita 69,50 2,51% Holanda 62,90 2,28%
Brasil 12,24 0,44% Fonte: ANP
Elaboração Própria
Principais Países %
Prates (2006) destaca a constante queda no Brasil da participação do gás associado no total
produzido desde o ano 2000, quando saiu de 81% para chegar aos atuais 76%, marcando o
início da tendência de modificação da estrutura da produção de gás. Essa trajetória
certamente será consolidada com a entrada dos novos campos produtores de gás não-
associado no Sudeste, com destaque para os campos de Peroá e Cangoá, na Bacia do
Espírito Santo, e os campos de Mexilhão, Cedro e BS-500, na Bacia de Santos. Segundo
informações da Petrobras, a produção de gás natural não-associado vai representar, em
2010, cerca de 50% da produção nacional. Na maioria dos países produtores de gás as
maiores ocorrências são do tipo não-associado.
Esse gás natural não-associado pressupõe um índice de perdas mais baixo, o que garante
uma maior confiabilidade na sua extração. Além disso oferece maior grau de flexibilidade
operacional, o que possibilita adequar o nível de produção com a sua própria demanda.
Outra peculiaridade do mercado de gás brasileiro é o fato de grande parte da produção se
dar no mar (offshore), o que acarreta em maiores custos na exploração e na produção dos
campos produtores. E pelo visto essa característica tende a se acentuar, na medida em que
as maiores reservas recém-descobertas também estão localizadas no mar, com destaque
para a Bacia de Santos, cujos investimentos são da ordem de US$ 18 bilhões pelos
próximos dez anos.
Tabela 5 - Produção nacional de gás natural em terra e no mar (offshore)
Fonte: Revista Brasil Energia
É necessário que se diga que o volume de gás natural produzido não é inteiramente
disponibilizado para venda, uma vez que parte desse volume extraído é destinada a:
• Consumo próprio - parcela da produção utilizada para suprir as necessidades
das instalações de produção;
• Queima e perda - parcela do volume extraído do reservatório que foi queimada
ou perdida ainda na área de produção;
• Reinjeção - parcela do gás natural produzido que é injetada de volta nos
reservatórios;
• LGN - parcela de hidrocarbonetos mais pesados (etano, GLP e gasolina natural)
extraída do gás natural nas plantas de processamento (ANP, 2006).
Gráfico 6 – Produção nacional de gás Fonte: ANP O gás remanescente de todo esse processo recebe o nome de disponibilidade interna. Sendo
assim, após a contabilização dos volumes de gás para reinjeção, queima e perda e consumo
próprio em 2005, o país disponibilizou para comercialização 26,7 milhões de m3/dia, o que
representa cerca de 52% da oferta interna total de gás natural de 51,3 milhões de m3/dia
(PRATES, 2006).
Gráfico 7 - Produção nacional de gás natural – fez/00 à dez/06 Fontes: ANP/SCM; ANP/SD No Brasil, a produção de gás natural concentra-se em poucos estados. Três estados (Rio de
Janeiro, Amazonas e Bahia) são responsáveis por 76% da produção nacional e a Região
Sudeste detém a metade da produção. E se depender das novas descobertas (notadamente
nas Bacias de Santos, Espírito Santo e Campos), a produção nacional ficará ainda mais
concentrada com o passar dos anos.
Tabela 6 – Brasil – produção de gás natural - 2005
Gráfico 8 - Produção de gás natural por Unidade da Federação – 2006 Fonte ANP/SDP Nota: Percentuais obtidos a partir de valores médios do ano de referência. 3.2.2 Importação de Gás Natural Desde a construção do Gasbol, em julho de 1999, a Bolívia se tornou o nosso maior
fornecedor de gás natural. Em seu primeiro ano, a sua vazão média foi de 5,7 milhões de
m3/dia. Seis anos depois, a vazão média já se encontrava na casa de 23,6 milhões de m3/dia
médios.
O Gasoduto Bolívia-Brasil é o maior da rede de transporte operante no país e tem uma
extensão de 3.150 quilômetros (567 km em solo boliviano e 2.583 km em solo brasileiro) e
liga Santa Cruz de La Sierra (Bolívia) a Porto Alegre (Estado do Rio Grande do Sul –
Brasil), possuindo uma capacidade de transporte de até 30 milhões m3/dia. A infra-estrutura
de dutos - de 32 a 16 polegadas - é formada por dois trechos: o Trecho Norte, que liga
Corumbá (MS) a Guararema (SP) e o Trecho Sul, que liga Campinas (SP) à Refinaria
Alberto Pasqualini (Refap), localizada em Canoas (RS). Sua operação é realizada pela
Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S.A – TBG, constituída em 1997. A
empresa nasceu de uma associação entre Petrobras, através da subsidiária Petrobras Gás
S.A – Gaspetro, e outras importantes empresas no setor de energia, com uma estrutura
acionária composta com as seguintes participações: Gaspetro com 51%, BBPP Holding
com 29%, Transredes com 12% e Shell com 4% e Prisma Energy com 4% (ANP, 2006).
Portanto o Gasbol abastece os estados do Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa
Catarina e Porto Alegre, que juntos respondem por uma fatia significativa do PIB e do
consumo energético nacional.
A importação do gás boliviano foi responsável por uma grande modificação no mercado
consumidor brasileiro, uma vez que propiciou que uma ampla malha de transporte e
distribuição começasse a ser desenvolvida no país. Hoje é crescente a utilização do gás
natural em automóveis, em residências, em indústrias ou em usinas termelétricas. Para se
ter uma idéia, somente a Companhia de Gás de São Paulo – Comgás mais que dobrou o
volume de gás distribuído, passando de 3,3 milhões de metros cúbicos/dia em maio de
1999, para 8,6 milhões em fevereiro de 2003. A sua rede de distribuição passou de 2.400
Km para 3.200 Km. O número de cidades atendidas passou de 17 para 41. O número de
city-gates4 passou de 6 para 11 (BURANI, 2004).
Desde 2001, é ascendente a participação da Bolívia na importação de gás natural. Saltou de
84% do total importado no ano de 2001 para 96%5 no ano de 2005 (correspondente a 46%
da oferta interna de gás), o que tornou o Brasil ainda mais dependente do gás boliviano(a
produção nacional se expandiu bem menos que o consumo).
Tabela 7 – Importação de gás natural por origem – 2000 a 2005
4 local onde o gás passa da rede de transmissão para a de distribuição. 5 Deve-se destacar que a Argentina enfrenta grave crise na produção em função do congelamento dos preços, restringindo constantemente o envio de gás para o sul do Brasil.
Até o primeiro trimestre de 2006, o gás importado da Bolívia correspondeu a 44% da oferta
interna de gás, uma pequena queda frente a 2005. A situação é ainda mais grave quando
analisamos essa dependência em alguns estados brasileiros. No Estado de São Paulo, o
mais importante do país, o gás boliviano responde por 91% do consumo total do produto.
Em outros estados como Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso e Mato
Grosso do Sul essa dependência chega a 100% do consumo a depender do setor analisado.
Como forma de atenuar os prejuízos com os compromissos da cláusula de take or pay6
acordado entre a Petrobrás e a YPFB7 a empresa brasileira resolveu expandir a demanda
interna do produto. Nesse intuito a Petrobrás passou a substituir por gás natural os
combustíveis utilizados em suas unidades, tais como as refinarias, para elevar seu consumo
do produto.
Esse objetivo ganhou estímulo com o racionamento de energia, em 2001, que lançou
incertezas sobre a oferta de eletricidade. Com a utilização do gás e de geradores especiais,
as empresas podem produzir a própria eletricidade. Além disso, o aumento no preço do
petróleo também contribuiu para aumentar a venda do gás natural (GUERRA, 2006).
Seguindo seu projeto de expandir a demanda, em janeiro de 2003 foi iniciada pela
Petrobrás uma política de desconto no preço do gás boliviano, com a prática do preço-teto
boliviano. Além disso a Petrobrás durante 32 meses iniciados em agosto de 2005 não
repassou os reajustes ocorridos no contrato da empresa com a YPFB.
6 Obriga o comprador a pagar pelo gás, mesmo que este não tenha sido efetivamente consumido. 7 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, criada em 21 de dezembro de 1936, é uma empresa pública boliviana dedicada a exploração, destilação e venda do petróleo e seus produtos derivados.
Em dezembro de 2006, o volume importado pela Petrobrás atingiu 23,3 milhões m³/d, o que
representou um aumento de 0,7% em relação ao volume registrado no mês anterior. Nesse
mesmo período a importação total de gás natural foi de 26,5 milhões m3/d.
Vale lembrar que além da Petrobrás, existem outras quatro empresas importadoras de gás: a
Sulgás, a BG Comércio e Importação Ltda., a EPE – Empresa Produtora de Energia Ltda. e
a BG Comércio e Importação Ltda..
No mês de dezembro de 2006, a importação de gás natural no Brasil se mostrou da seguinte forma:
• Por origem: gás boliviano –92,1% e gás argentino – 7,9%; • Por empresa: Petrobras – 87,7%, Sulgás – 7,9%, BG – 1,8%, EPE – 2,5% e
CGS – 0,01%. Esse alto grau de dependência acaba provocando um demasiado poder de barganha do
fornecedor assim como aumenta sobremaneira os riscos de falha de suprimento.
Somado-se a isso, tivemos em 1° de maio de 2006, instituída pelo Decreto 28.701 a
nacionalização da produção de gás natural da Bolívia, e o inevitável aumento das incertezas
nas operações de todas as empresas de petróleo que lá estão.
O caso mais recente, que exemplifica bem essa situação, aconteceu em Cuiabá (MT). A
empresa Pantanal Energia (controlada pela britânica Ashmore), que opera a termelétrica
Governador Mário Covas terá que se contentar com o fornecimento de 1,5 milhão de m3
por dia de gás boliviano para a usina, embora o volume acertado com a Bolívia em 2002
fosse de 2,2 milhões diariamente. Além disso, o preço do gás de Cuiabá subirá de US$ 1,19
por milhão de BTU (medida de energia) para US$ 4,20. A usina é responsável por 70% da
energia produzida em Mato Grosso (o consumo de gás na região centro-oeste está
concentrado no setor elétrico).
O acordo original, assinado em 2002, era válido até 2019, mas foi revisto por determinação
do presidente da Bolívia, Evo Morales. A Bolívia alega não ter capacidade de produção
suficiente para cumprir o acordo contratual. Na falta de gás, a usina, que tem potência de
480 MW, usa diesel, o que eleva o custo de produção (CORRÊA, 2007).
De acordo com avaliação do presidente da Petrobrás, para que a Bolívia possa cumprir não
só o contrato firmado com o governo brasileiro, mas também o contrato firmado com o
governo Argentino ela precisará investir em atividade exploratória. A capacidade atual de
produção da Bolívia está na casa de 40 milhões de metros cúbicos diários (m³/d), sendo que
desse total, o Brasil importa 24 milhões e tem perspectivas de expandir para 30 milhões
m3/dia. O país vizinho também exporta entre 6 a 7 milhões de m³/d para a Argentina, sendo
que já possui acordo firmado para que a venda alcance 27 milhões. Além disso, a demanda
interna está por volta de 4 milhões de m³/d.
Pensando justamente em reduzir esse grau de dependência, a Petrobrás lançou o Plangás8
2008, que prevê investimentos na ordem de R$ 17 bilhões para aumentar a produção de gás
natural no próprio país, sobretudo nas Bacias de Campos e de Santos, e transportá-lo em
um gasoduto direcionado para o mercado brasileiro. O Plano é constituído de projetos de
exploração e produção, processamento e infra-estrutura de transporte de gás natural no Sul-
Sudeste;
A companhia terá que nos próximos meses aumentar em 153% a oferta de gás natural na
Região Sudeste e espera-se um aumento da oferta dos atuais 15,8 milhões de metros
cúbicos por dia para 40 milhões, em fins de 2008. Ou seja, um acréscimo de 24,2 milhões
de metros cúbicos/dia (quantidade equivalente a tudo que se importa hoje).
Guilherme Estrella, diretor de Exploração e Produção da Petrobras, ressaltou o enorme
volume de obras, plataformas, gasodutos e unidades industriais a construir. O diretor da
Petrobras informou que serão investidos US$ 7,1 bilhões (R$ 15,5 bilhões) nas unidades de
produção e nos gasodutos.
8 Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural.
Ainda segundo Estrella, estão mantidas as importações de até 30 milhões de metros cúbicos
diários da Bolívia, conforme contrato existente, mas a Petrobras suspendeu os projetos para
aumentar o volume de suas importações. Inclusive o processo de expansão de capacidade
de transporte do Gasbol foi temporariamente cancelado.
Em complemento ao Plangás 2008 é importante ressaltar que, já está em andamento, o
Plangás 2010, cujo intuito é alcançar 55 milhões m3/d no Sudeste até o final de 2010. A
Petrobras dispõe atualmente na Região Sudeste de 71 blocos exploratórios, próprios e em
parceria, que somam uma área de 62 mil km2, vários com significativo potencial para gás
natural.
3.3 INFRA-ESTRUTURA DE TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO O investimento em infra-estrutura é condição prioritária para qualquer país que tenha como
meta o crescimento econômico. Um dos exemplos mais contundentes dessa política é a
China. Nos últimos cinco anos, o governo chinês gastou 400 bilhões de dólares em projetos
de infra-estrutura. No Brasil, esses valores foram bem mais modestos: o governo
desembolsou em torno de 10 bilhões de dólares no mesmo período.
Os planos do governo em aumentar a participação do Gás Natural na matriz energética
nacional, que em 2005 era de 4,1%, dependem da viabilização de uma infra-estrutura de
transporte e distribuição, que permitam levar o produto aos mercados consumidores.
Gráfico 9 - Matriz de energia elétrica brasileira – 2005 (Oferta) Fonte: MME Nota: Inclui autoprodutores
Infra-estrutura de transporte de gás natural, nada mais é do que a rede de gasodutos que
leva o gás natural seco até os pontos de entrega às distribuidoras estaduais. Esta infra-
estrutura é composta por dois tipos e malhas: uma que escoa gás natural de origem nacional
e outra que escoa produto importado, totalizando 5.433,2 km de rede e capacidade de
transporte de 71,5 milhões de m3/d, dos quais 45,9% são operados pela
Petrobras/Transpetro e o restante por novas entrantes do setor.
Os gasodutos que transportam gás de origem nacional são ativos da Petrobras, da
Transpetro, da Nova Transportadora do Nordeste - NTN e Transportadora Nordeste Sudeste
- TNS e somam 2.533,2 km de extensão. A malha de gasodutos que escoa produto
importado é formada pelo gasoduto Bolívia–Brasil (operado pela TBG), pelo Gasoduto
Uruguaiana-Porto Alegre (trechos 1 e 3 - operado pela TSB) e pelo Gasoduto Lateral
Cuiabá (operado pela Gasocidente), perfazendo um total de 2.900,0 km, com capacidade de
escoamento de 35,3 milhões de m3/d (ANP, 2006).
TABELA 8 – Descrição dos dutos de transporte de gás natural em
operação
Dos gasodutos descritos acima, vale destacar: o sistema Gasbol–Sudeste, que atende os
estados da região sudeste e da região sul, além de parte do Mato Grosso do Sul e o sistema
Nordeste, que atende o litoral dos estados do nordeste.
Vale destacar que a infra-estrutura de transporte no Brasil é pouco desenvolvida e
concentrada em alguns estados. Dentre as nossas maiores fragilidades destacam-se: I)
várias regiões do país não são atendidas por gasodutos; II) falta de interligação entre as
Comprim. Capacidade (Km) (mil m3/dia)
1. Bolívia-Brasil
2. Malha Sudeste Gasduc Macaé (RJ) D. Caxias (RJ) 182 4.000 Gasbel D. Caxias (RJ) B. Horizonte (MG) 357 2.000 Gasvol D. Caxias (RJ) Volta Redonda (RJ) 95 4.000 Gaspal Volta Redonda (RJ) Mauá (SP) 325 4.000 Gasan Mauá (SP) Cubatão (SP) 42 960 3. Espírito Santo Lagoa Parda-Vitória Cacimbas (ES) Vitória (ES) 100 1.000 Gasvit Serra (ES) Viana (ES) 46 660 4. Malha Nordeste Candeias-Aratu Candeias (BA) Aratu (BA) 21 700 Santiago-Camaçari I Santiago (BA) Camaçari (BA) 33 1.000 Santiago-Camaçari II Santiago (BA) Camaçari (BA) 33 1.800 Candeias-Camaçari Candeias (BA) Camaçari (BA) 37 600 Gaseb Atalaia (SE) Catu (BA) 230 1.100 Gasalp Pilar (AL) Cabo (PE) 204 2.000 Nordestão Guamaré (RN) Cabo (PE) 424 850 Gasfor Guamaré (RN) Pecém (CE) 384 800 Termopernambuco Cabo (PE) UTE Termof (CE) 12 2.200 Candeias-Dow Candeias (BA) Aratu (BA) 16 2.700 Ramal Aracati Aracati (CE) Aracati (CE) 7 35
5. Outros
Urucu-Coari Urucu (AM) Coari (AM) 280 4.000 Fonte: Elaboração própria com base em dados do Departamento de Gás, Petróleo e Fontes Alternativas de Energia da Área de Infra-Estrutura do BNDES.
2.800
Uruguaiana-Porto Alegre
1 1.700
Gasbol (trecho brasileiro - SE) Gasbol (trecho brasileiro - Sul)
30.000
6.000
regiões Sudeste/Nordeste (malha fragmentada); e III) pouca integração com outros países
produtores.
Na tentativa de amenizar essa situação, estão em estudo alguns projetos dos quais vale
destacar: a ampliação do Projeto Malhas; o Projeto Gascac que irá de Cacimbas (ES) até
Catu (BA); o Projeto Sul-Americano, que em seu trecho brasileiro ligará o estado de
Roraima ao Rio Grande do Sul; a ampliação do Gasbel e os dois trechos do Gasun, o seu
trecho meio norte que ligará Fortaleza (CE) a São Luís (MA) e seu trecho centro-oeste que
ligará Campo Grande (MS) a Brasília (DF).
3.3.1 Alternativas de Transporte e Distribuição Os gasodutos que operam hoje no país não conseguem atender a todas as regiões
interessadas na utilização do gás natural. Uma vez que a construção e operação de tais
gasodutos representam custos muito altos, eles se limitam a abastecer os grandes mercados
consumidores, onde existe um maior retorno financeiro (economia de escala).
Outros fatores que podem explicar a falta de transporte via dutos em determinadas
localidades, seriam a necessidade de criação de um mercado cativo antes da chegada dos
dutos e o fato de muitas vezes sua construção não ser tecnicamente possível por motivos
geográficos, sem falar nas questões ambientais.
E é justamente nesses locais, onde o transporte de gás por dutos não se mostra
economicamente viável, que fontes alternativas de suprimento (gasodutos móveis ou
virtuais) vêm ganhando cada vez mais espaço no país. Além disso, o elevado grau de
incerteza quanto ao fornecimento do gás boliviano, é outro fator que contribui para o
desenvolvimento e aplicação de tecnologias de transporte alternativo do Gás Natural.
Dentre as alternativas de transporte e distribuição, destacam-se o gás natural liquefeito –
GNL e o gás natural comprimido – GNC.
Gás Natural Liquefeito (GNL) é o gás natural resfriado até alcançar o seu estado líquido a
aproximadamente -161 °C. Após essa conversão seu volume reduz aproximadamente 600
vezes, facilitando o seu transporte e armazenamento. O peso do GNL é de 45% em relação
ao mesmo volume em água e é inodoro, incolor, não tóxico e não corrosivo.
O GNL é composto principalmente de metano, uma vez que, em seu processo de liquefação
se faz necessário a retirada de determinados componentes tais como a água e o dióxido de
carbono.
Gráfico 10 – Composição do GNL Fonte: Petrobras Elaboração Própria Ainda sobre os processos de liquefação, eles se dividem em dois tipos: os processos do tipo
base-load e do tipo peak-shaving. Esses dois tipos se distinguem quanto aos seus objetivos
e suas características técnicas. Os processos do tipo base-load têm como objetivo a
liquefação de Gás Natural em grandes volumes, visando o transporte por navios metaneiros
e comercialização do gás natural no mercado internacional. Enquanto isso, as plantas do
Composição do GNL
Metano Outros
tipo peak-shaving têm uma capacidade máxima de produção bem menor que a base load e
visam abastecer pequenos mercados consumidores, como postos de GNV e algumas
fábricas (PERRUT, 2005).
O transporte do GNL pode ser feito através de duas maneiras distintas: por via rodoviária e
por via marítima. Sua instalação requer a construção de uma estação de liquefação de gás e
de um terminal de despacho do gás liquefeito, a aquisição de caminhões (modal rodoviário)
ou navios-tanque (modal marítimo) para o transporte; a construção de uma estação de
gaseificação no terminal descarregador (local da recepção do gás) e de reservatórios para
armazenamento do produto (PRATES, 2006).
O projeto de GNL, por via rodoviária, envolve menores custos de investimento quando
comparado com o projeto via marítima. Esse fato se explica, pelo fato da escala do segundo
projeto ser, na maioria das vezes, muito maior e envolver a superação de distâncias
elevadas. É a forma mais viável de efetuar o transporte de GN entre continentes. Sendo
competitivo para o transporte de gás em grandes volumes e grandes distâncias.
Dentre as iniciativas utilizando esta tecnologia destaca-se a Gás Local, joint venture9 entre
a Petrobrás e a White Martins10, que deverá iniciar a comercialização de GNL em breve. O
empreendimento envolve uma planta de liquefação com capacidade de processar 380.000
m3 de gás natural, localizada em Paulínia (SP), ao lado da refinaria da Petrobrás, a
REPLAN, e o atendimento de pontos de consumo localizados em um raio de até cerca de
900 quilômetros. Assim, a Gás Local prevê o atendimento de clientes no interior de São
Paulo, norte do Paraná, sul de Minas Gerais, Goiás e Distrito Federal (PETROBRAS,
2007).
9 União de risco. Contrato entre partes para, em associação, desenvolver um projeto. Não configura uma fusão ou incorporação. 10 A White Martins é a maior empresa de gases industriais da América do Sul, presente em nove países do continente. É fornecedora de todos os pólos petroquímicos e uma das maiores parceiras da indústria siderúrgica brasileira. A empresa tem também uma forte presença no setor metal-mecânico, de alimentos, bebidas, meio ambiente e no segmento de clientes de pequeno consumo. É líder no setor médico-hospitalar.
O GNC consiste em transportar gás natural comprimido por via rodoviária. O GN
pressurizado ocupa um volume cerca de 268 vezes menor que o volume ocupado nas
condições normais. Seu funcionamento demanda a implantação de uma estação de
compressão e despacho do gás, a compra de caminhões especiais e a implantação de uma
estação de recepção do GNC e de reservatórios em um ou mais pontos de destino.
Portanto o GNC e GNL possuem características técnicas e econômicas bastante antagônicas
entre si. A tecnologia de compressão apresenta um grau de investimento inferior (menor
intensidade em capital), mas em compensação apresenta um custo operacional maior tendo
em vista que essa tecnologia tem uma menor capacidade de armazenamento, em outras
palavras, ocupa um volume maior. Já a tecnologia de liquefação apresenta um elevado
custo de capital inicial, porém consegue obter custos operacionais menores, aproveitando
melhor as economias de escala.
Este transporte através de gasodutos móveis se caracteriza pela maneira mais rápida e
econômica para suprir cidades com pequenas e médias demandas.
Na hora de optar por uma ou outra tecnologia, além das características técnicas de cada um,
o volume a ser transportado e o fator distância percorrida são os dois fatores mais
relevantes. Considerando o GNC e o GNL transportados via carretas, o primeiro atingiria
mercados localizados a distâncias de no máximo 200 Km, enquanto o segundo seria
direcionado para mercados a distâncias variando entre 500 e 1.000 Km.
Os Gasodutos Móveis vêm sendo utilizados em inúmeros países, como Rússia, Argentina,
EUA, Iran e Egito. No Brasil este tipo de projeto já vem ocorrendo em algumas cidades do
país mas ainda de forma tímida se comparada a outros países.
Estas formas alternativas de transporte de gás acabam por ajudar a fomentar novos
mercados (sobretudo no interior do país), desenvolvendo a cultura da utilização do
energético. Portanto além do menor custo e tempo de construção os gasodutos móveis
apresentam uma menor burocracia para sua implantação, quando comparados aos
gasodutos tradicionais.
É importante que se diga que os gasodutos móveis não devem ser vistos como concorrentes
à distribuição via dutos, mas como uma forma de antecipar ou completar o abastecimento
realizado pela tubulação convencional.
É muito provável que em pouco tempo, se continuarmos os esforços em pesquisa,
treinamento e normalização, surjam novas formas diferentes de transporte alternativo de
gás natural sem gasodutos, num momento em que o GN está se definindo como novo
combustível na matriz energética nacional.
3.3.2 Rede de Distribuição e Comercialização Até o ano de 1988, apenas Rio de Janeiro e São Paulo possuíam Companhias Distribuidoras
Locais de gás canalizado. Nos demais Estados brasileiros, a Petrobrás fornecia gás, em
geral manufaturado, diretamente aos consumidores industriais. A partir do início da década
de 1990, diversas unidades federativas do País instituíram, por meio de Leis estaduais, suas
próprias distribuidoras de gás canalizado (ANP, 2004).
Segundo fonte da Abegás – Associação Brasileira das Empresas de Gás Canalizado – no
ano de 2005, a malha de distribuição de gás brasileira tinha cerca de 12,9 mil Km. Desse
total, 72% estava concentrada em poucos estados da região sudeste, sobretudo nos estados
do Rio de Janeiro e São Paulo.
No Brasil a comercialização do gás natural é feita através de 26 distribuidoras, onde grande
parte delas possuem vínculos com governos estaduais. Como resultado da abertura do setor,
vários estados brasileiros já operam em parceria ou concederam esses serviços de
comercialização à iniciativa privada.
A composição acionária da maioria das Companhias Distribuidoras Locais - CDLs baseia-
se em um modelo padrão tripartite, no qual o governo estadual controla a distribuidora com
51% de seu capital, a Petrobrás Gás S.A. (Gaspetro – subsidiária integral da Petrobrás)
dispõe de 24,5% de participação e a iniciativa privada detém os 24,5% restantes (ANP,
2004).
Contrariando esta regra, estão as Distribuidoras dos Estados do Espírito Santo, Minas
Gerais, Paraná, Rio de Janeiro e São Paulo.
No Espírito Santo, a concessão para a exploração dos serviços públicos de distribuição de
gás canalizado foi outorgada à Petrobrás Distribuidora S.A. (BR Distribuidora), empresa
subsidiária integral da Petrobrás, pelo período de 50 anos, contados a partir de 16 de
dezembro de 1993.
Tanto em Minas Gerais quanto no Paraná, as distribuidoras locais de GN pertencem as
companhias energéticas estaduais. Em Minas, a Gasmig é controlada pela Cemig e no
Paraná a Compagás é controlada pela Copel, tendo a Petrobrás também como acionista.
No caso dos Estados do Rio de Janeiro e de São Paulo, convém destacar que suas CDLs são
empresas privadas, cujos controles acionários pertencem a grupos empresariais
internacionais. As companhias CEG e CEG-Rio S.A. (RJ) foram privatizadas em julho de
1997, sendo, atualmente, controladas pela Gás Natural SDG, S.A.. A privatização da
Comgás (SP) ocorreu em abril de 1999, passando seu controle acionário às empresas BG
International e Shell. Quanto às distribuidoras Gás Brasiliano Distribuidora S.A. (SP) e Gás
Natural São Paulo Sul S.A. (SP), são controladas, respectivamente, pelos grupos ENI
International B.V./Italgas e Gás Natural SDG S.A. (ANP, 2004).
No Rio, a CEG atende a região metropolitana do Estado, enquanto a CEG-Rio S.A. atende
as regiões Norte Fluminense, Noroeste Fluminense, Baixadas Litorânea, Serrana, Médio
Paraíba, Centro-Sul e Baía da Ilha Grande, todas no Estado do Rio de Janeiro. Em São
Paulo, a Comgás atende a região metropolitana do Estado e regiões administrativas de
Campinas, Santos e São José dos Campos, a Gás Brasiliano atende o Noroeste do Estado e
a Gás Natural São Paulo Sul S.A. atende o Sul do Estado, abrangendo 93 municípios.
Tabela 9 – Redes de distribuição de gás natural no Brasil
Além das Distribuidoras verificadas acima, temos também na região Nordeste a Gaspisa –
Companhia de Gás do Piauí e a Gasmar – Companhia Maranhense de Gás; na região
Centro-Oeste a Goiasgás – Agência Goiana de Gás Canalizado e a Cebgás – Companhia
Brasiliense de Gás e na região Norte a Gasap, com área de concessão no Estado de
Roraima, a Cigás – Companhia de Gás do Amazonas e a Rongás – Companhia
Rondoniense de Gás S.A..
Dentre as CDLs de todo país, destacam-se a Comgás (SP) e a CEG (RJ), as maiores do país
em número de clientes, volume comercializado e extensão da rede de distribuição. Vale
sublinhar que após o processo de privatização foi observado um aumento significativo nos
investimentos para ampliação das redes nesses dois estados, inclusive possibilitando levar a
rede para além das capitais (no caso da Comgás, o contrato de concessão tem metas
mínimas de expansão da rede de distribuição).
Outro aspecto importante é que somente essas duas Companhias atendem de forma
relevante os mercados comercial e residencial. Devido à dificuldade em viabilizar uma rede
de distribuição somente para atender esses mercados (exigem uma rede mais capilarizada),
eles normalmente são desenvolvidos em um momento posterior ao da instalação inicial da
rede (PRATES, 2006).
O foco principal das demais distribuidoras é o mercado industrial e de geração elétrica e
vale frisar que o mercado de gás veicular vem ganhando um papel de crescente
importância. Em geral, a rede de distribuição, nesses casos, não é muito grande, fazendo
com que essas distribuidoras priorizem o atendimento de alguns clientes âncoras, em
distritos e áreas industriais.
Voltando ao caso de Minas Gerais e Paraná, onde a empresa de distribuição de gás pertence
à empresa de distribuição de energia elétrica, é curioso observar a existência de um conflito
de interesses, uma vez que em determinados mercados, o gás natural é concorrente da
energia hidroelétrica. Nesse caso pode haver uma espécie de obstáculo a novos
investimentos na rede de distribuição de gás, tendo em vista que o mercado de energia
elétrica tem maior maturidade e penetração que o GN e por esse motivo teria prioridade de
investimentos (PRATES, 2006).
3.4 UMA INDÚSTRIA DE REDE
O setor de infra-estrutura apresenta atributos técnico-econômicos que o tornam um setor especial da economia. Diante de peculiaridades técnicas, a maioria destas indústrias pode ser considerada de rede, ou seja, elas são formadas por diferentes atividades, que se constituem numa rede física necessária à operação e à prestação de serviço. (TOLMASQUIM, 2002)
Esse tipo de indústria é caracterizada por apresentar: I) grandes custos de implantação; II)
baixos custos de operação e manutenção; III) grandes ganhos de escala (retornos
crescentes); IV) existência de externalidades11; V) mercados concentrados e segmentados
(rigidez no abastecimento); VI) restrito número de operadores; VII) predomínio de
contratos de longo prazo.
O setor de gás natural, por ser de infra-estrutura, tem as mesmas peculiaridades citadas.
Sendo assim, o desenvolvimento da infra-estrutura de transporte e distribuição é condição
sinequanon para o também desenvolvimento da Indústria de Gás Natural.
Os altos custos de implantação (sobretudo na rede de transporte e distribuição) acabam
gerando fortes barreiras à entrada e à saída. Os gasodutos de transporte se mostram ativos
extremamente específicos, e uma vez construídos não podem ser transferidos para outro fim
sem perdas significativas (custos irrecuperáveis). Além do que demandam um elevado
tempo de maturação e por conseqüência um risco igualmente elevado. Para piorar no
Brasil, com esse patamar de taxa de juros, os investimentos em infra-estrutura de dutos
tornam-se menos atrativos aos investidores.
11 Também conhecida como economias externas, pode ter um efeito positivo ou negativo. Benefícios obtidos por empresas que se formam (ou já existentes) em decorrência da implantação de um serviço público (por exemplo, energia elétrica) ou de uma indústria, proporcionando à primeira vantagens antes inexistentes. A existência de economias externas permite em geral uma redução de custos para as empresas e significa uma importante alavanca do desenvolvimento econômico. O contrário acontece quando a instalação de certas atividades traz aumentos de custos para as empresas ou afugenta clientes ou, ainda, desestimula a demanda de certos produtos. Nesse caso, ocorrem as “deseconomias externas”. (SANDRONI, 1999, p.193)
Essas características da indústria de gás natural favorecem a formação de monopólios
naturais12, bem como a integração vertical das empresas de transporte e distribuição, se
fazendo necessário um arcabouço regulatório eficaz (nova estrutura regulatória), como
forma de inibir condutas de mercado não competitivas.
Devido as suas características, a Indústria de Gás Natural é bastante sensível a fatores
geopolíticos na execução de projetos internacionais para a comercialização de gás entre
países. Dessa maneira, se faz necessário um ambiente político favorável nos países
envolvidos a fim de possibilitar contratos de longo prazo, que venham a permitir a
viabilização dos financiamentos e a redução dos comportamentos oportunistas.
O conceito de contrato ganhou relevância na teoria econômica através da teoria dos custos
de transação. Essa teoria foi iniciada por Ronald Coase em 1937 e desenvolvida por
Williamson na década de 1970. Nesse momento os custos de transação deixam de ser
desprezíveis e passam a ser um elemento importante nas decisões dos agentes econômicos.
Até então os &uacut