Relatório - anp.gov.br€¦ · Rio de Janeiro, 17 de novembro de 2004 Agência Nacional do...

Relatório

Propostas para o Novo Modelo de Indústria de Gás Natural no Brasil

– Modelos Concorrencial e Cooperativo –

Rio de Janeiro, 17 de novembro de 2004

Agência Nacional do Petróleo

R. GARCIA CONSULTORES

Estudo para Elaboração de um Modelo de Desenvolvimento da Indústria Brasileira de Gás Natural Contrato N°. 7039/03 – ANP – 008.766


2

CONTEÚDO DO DOCUMENTO

I. INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 4

II. PRINCÍPIOS E OBJETIVO DO MODELO ...................................................................... 6

II.1.Princípios para a definição da proposta .................................................................... 7

II.2.Visão de longo prazo............................................................................................... 8 II.3.Objetivos para o novo Modelo do setor ....................................................................11

III. BASES INSTITUCIONAIS DOS MODELOS.................................................................13

III.1.Desenho institucional do setor de gás natural .............................................................13

IV. ALTERNATIVA MODELO CONCORRENCIAL............................................................22

IV.1Política de exploração e produção de gás natural e abertura da comercialização.......22

IV.2.Regulação da atividade de transporte.....................................................................26

IV.2.1Sistema tarifário ..................................................................................................42

IV.3.Política de formação de preços de gás natural até os City Gates..............................48

IV.4.Grau de integração vertical das atividades ..............................................................55

IV.5.Abertura do mercado downstream..........................................................................58

IV.6.Planejamento........................................................................................................65

IV.6.1Infra-estrutura de transporte ................................................................................65

IV.7.Interface com os demais setores energéticos ..........................................................72

IV.8.Importação e exportação de gás natural .................................................................73

V. ALTERNATIVA MODELO COOPERATIVO .................................................................77

V.1 Etapa I ...................................................................................................................77

V.1.1.Organização industrial do setor de gás natural....................................................78

V.1.2.Política de exploração e produção e diversificação do abastecimento......................................................................................................................81

V.1.3.Regulação da atividade de transporte ................................................................85

V.1.4.Política de formação de preços do gás natural até o City Gate.............................88

V.1.5.Grau de integração vertical das atividades ..........................................................95

V.1.6.Grau de abertura do mercado downstream .........................................................98

V.1.7.Planejamento da infra-estrutura .......................................................................101

V.1.8.Importação e exportação de gás natural ...........................................................104

V.2.Etapa II ................................................................................................................106

V.2.1Política de exploração, produção e diversificação do abastecimento.... ...............108

V.2.2.Regulação da atividade de transporte ..............................................................110

V.2.3.Política de formação de preços do gás natural até o City Gate...........................111

V.2.4.Grau de abertura do mercado downstream .......................................................112

V.2.5.Planejamento da infra-estrutura .......................................................................112

VI. OUTRAS REGULAÇÕES PARA AMBOS MODELOS. ...............................................114

VI.1.Classificação de dutos. .....................................................................................114


3

VI.2.Prioridades na utilização do gás natural .............................................................115

VI.3.Especificações e qualidade do gás natural .........................................................117

VII. CONSIDERAÇÕES FINAIS .....................................................................................119

VIII. ANEXOS ................................................................................................................121

VIII.1.Conselho Nacional de Política Energética – CNPE...............................................121

VIII.2.Ministério de Minas e Energia - MME ..........................Erro! Indicador não definido.

VIII.3.Empresa de Pesquisa Energética – EPE .............................................................124

VIII.4.Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP ...................124


4

I. INTRODUÇÃO

O presente documento tem como intuito apresentar duas linhas alternativas para a

estruturação de um novo modelo de organização da indústria do gás natural no

Brasil e é o produto referente à da Fase III do projeto executado pela STRAT/RG,

segundo previsto no Contrato No. 7039/03 – ANP – 008.766.

O projeto mencionado, na presente fase, tem os seguintes objetivos principais:

• Identificar as diretrizes de política energética que estimulem o processo de

investimento no setor;

• Apresentar possíveis modificações às normativas que regulam a atividade do

setor do gás natural;

• Estabelecer diretrizes para a implementação das reformas propostas.

Nos capítulos II e III são detalhados os objetivos e diretrizes de dois modelos

alternativos de organização da indústria: Modelo Cooperativo – já que sua essência

se baseia na cooperação entre Estado, Petrobras e os outros agentes do mercado –

com o objetivo de acelerar o desenvolvimento do mercado e da infra-estrutura de

escoamento de gás natural no Brasil; e Modelo Concorrencial, que apresenta

mudanças, já na sua fase inicial, de estrutura e de organização à atual configuração

da indústria do gás no Brasil, sustentando-se na eliminação de barreiras à entrada e

na consolidação de um ambiente de mercado na oferta de gás natural.

É necessário enfatizar que pela natureza da reorganização proposta para a indústria

a adoção de um novo Modelo, Cooperativo ou Concorrencial, requer a sanção de

uma Lei do Gás.

Neste sentido, a normativa atual necessita de uma adaptação com o objetivo de

atuar como uma ferramenta útil para a transformação que se propõe. Desse modo,

será necessário dotar as instituições do setor de atribuições que lhes permitam levar

adiante a visão de longo prazo que será apresentada.

A implementação dos modelos exige a aplicação gradual de instrumentos,

atendendo às particularidades do mercado de gás natural no Brasil e considerando a

complexidade das mudanças propostas.


5

No capítulo denominado Princípios e Objetivos dos Modelos são expostos os

principais objetivos e os princípios sobre os quais são delineados as diretrizes e

instrumentos apresentados neste relatório. Embora tais princípios e objetivos sejam

comuns a ambos modelos, as diretrizes e instrumentos de aplicação das políticas

são distintos.

Posteriormente, no capítulo referente às Bases Institucionais dos Modelos, são

descritas as diretrizes referentes aos distintos fatores chave para o desenvolvimento

da indústria:

• Desenho institucional;

• Política de exploração e produção;

• Regulação da atividade de transporte;

• Política de preços;

• Grau de integração vertical;

• Grau de abertura do mercado no downstream;

• Planejamento da infra-estrutura

Finalmente, nas Considerações Finais, realiza-se um resumo do exposto, traçando

as principais conclusões e ressaltando os temas mais relevantes a serem

considerados na implementação de um novo modelo de organização da indústria.

Vale ressaltar que as alternativas aqui apresentadas adotam como base o

diagnóstico gerado na Fase II do mencionado projeto, executado pelo consórcio

STRAT/RG, bem como as experiências internacionais, oportunamente estudadas na

Fase I do projeto.


6

II. PRINCÍPIOS E OBJETIVO DO MODELO

O presente capítulo tem como objetivo a elaboração de um marco a partir do qual

serão definidas as principais linhas de política para o setor e os instrumentos

necessários para implementá-las. Antes, porém, é conveniente explicitar a

metodologia de trabalho seguida durante a construção dos Modelos. O Quadro II-1

apresenta os distintos elementos que compõem o raciocínio de construção dos

Modelos.

Quadro II-1: Metodologia seguida para a construção dos Modelos.

Definir as premissas para a

definição das propostas.

Definir as premissas para a

definição das propostas.

Explicitar visão de longo prazo e os

objetivos do modelo

Explicitar visão de longo prazo e os

objetivos do modelo

Estruturar diretrizes e instrumentos para

superar os problemas detectados na Indústria

Estruturar diretrizes e instrumentos para

superar os problemas detectados na Indústria

2

1

3

Discutir com a ANP

Discutir com a ANP

4FEEDBACK

Neste capítulo, são detalhados os pontos 1 e 2 da metodologia exposta no Quadro

II-1, isto é, os princípios para a definição da proposta e os objetivos traçados para o

setor.

Definir os princípios para a

definição de propostas

1


7

II.1. Princípios para a definição da proposta

A construção de um modelo para a indústria do gás natural requer a definição de

certos princípios sobre os quais se espera que o setor opere.

Os princípios que sustentam os Modelos Concorrencial e Cooperativo são

semelhantes, à medida que ambos:

• Compartilham o mesmo ponto de partida e a mesma visão de longo prazo de

conformação da indústria do gás natural;

• Reconhecem que os principais problemas detectados no diagnóstico da indústria

refletem, em grande medida, indefinições do modelo de organização do setor

decorrente da Lei do Petróleo;

• Assumem que é a intenção do Governo Federal elaborar e implementar uma

política para o desenvolvimento do gás natural no País.

É importante ressaltar a existência de alguns pontos contidos em um “Cenário Base”

que a STRAT/RG considera como realidade política e econômica deste mercado no

Brasil, quais sejam:

• O monopólio da atividade de distribuição cabe aos Estados da Federação, sendo

esta uma premissa fundamental a ser respeitada a fim de garantir que o Modelo

proposto não fira a Constituição Federal;

• A política tributária vigente concede aos estados poderes para alterar tributos

que impactam a cadeia do gás natural. Esta atribuição não se modifica nos dois

Modelos, ambos procuram obter acordos voluntários, por parte dos estados, com

relação aos impostos e outros aspectos;

• A União é acionista majoritário da Petrobras. Como conseqüência, a ação da

Petrobras estará parcialmente relacionada às políticas de Estado executadas

pelo Ministério de Minas e Energia (MME), levando-se em conta a característica

da Petrobras como empresa de capital misto;

• A conformação societária da Petrobras também representa um desafio

institucional de organização do setor, ao mesmo tempo em que o Estado assume


8

diversos papéis, os quais podem não ser independentes, gerando conflitos na

busca dos objetivos propostos. É necessário, portanto, esclarecer os papéis de

cada instituição e garantir que o papel da Petrobras seja, principalmente, o da

persecução dos seus interesses empresariais;

• O Governo Brasileiro tem como objetivo a integração dos estados através da

infra-estrutura, com especial interesse no desenvolvimento da região Nordeste

do país, por meio da interconexão com o sistema Sudeste de transporte de gás

natural, e o desenvolvimento do consumo de gás nas áreas que ainda não

contam com o fornecimento do produto;

• O setor de gás natural no Brasil conta com atores – nacionais e estrangeiros –

que têm investido abundantes recursos financeiros nos diferentes elos da cadeia.

Por conseguinte, nos presentes Modelos, busca-se não prejudicar os direitos

contratuais já existentes. Ao contrário, procura-se promover mudanças

voluntárias e aceitáveis entre os diferentes investidores;

• Do mesmo modo, a própria existência desses investimentos implica que os

mesmos devem ter, dentro de cada Modelo contemplado, um retorno financeiro

justo. Este retorno poderá ser alcançado mediante o respeito aos contratos e

direitos de propriedade adquiridos, ou mediante compensações em função de

eventuais alterações dos lucros.

II.2. Visão de longo prazo

Para definir as diretrizes é fundamental contar com uma visão de longo prazo capaz

de realizar os objetivos propostos para o setor. A visão de longo prazo que aqui se

expressa está associada à resposta da seguinte questão: que configuração do setor

se busca obter no longo prazo, em termos de, entre outros, determinação de preços,

grau de integração vertical e opções para o consumidor?

Os elementos que compõem a visão de longo prazo são comuns ao Modelo

Cooperativo e ao Competitivo. Essa visão sustenta-se no estudo detalhado das

experiências internacionais da Fase I e nos problemas que estes modelos buscam

solucionar, os quais foram diagnosticados na Fase II. Os elementos que compõem

essa visão são apresentados a seguir:


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• Definição dos objetivos, papéis e funções das instituições e da organização das

transações na indústria, com o objetivo de garantir que a ação de política

energética se dê em um ambiente com uma regulação efetiva e com menor grau

de conflito;

• Um mercado crescentemente integrado e competitivo, com uma infra-estrutura

mais desenvolvida. No caso brasileiro, parte-se de uma rede relativamente

pouco desenvolvida em relação ao tamanho do mercado. Entretanto, a

existência de uma infra-estrutura bem desenvolvida, conectando centros de

consumo e de suprimento, constitui uma base necessária para gerar alternativas

de abastecimento e promover concorrência no suprimento;

• A prestação do serviço de gás deve ser realizada através de uma estrutura

segmentada e com total separação das atividades que se constituem monopólios

naturais. A separação jurídica e contábil é necessária para atingir maiores efeitos

sobre a concorrência nos segmentos que não se constituem monopólios

naturais. Por outro lado, o objetivo de concorrência no longo prazo vai se

consolidando lentamente, passando, em um primeiro estágio, por uma fase onde

a indústria necessita desenvolver a infra-estrutura;

• Planejamento do desenvolvimento da infra-estrutura de transporte, em

consonância com os objetivos de política energética. Entende-se que esta

atividade será necessária para uma maior coerência nas ações de política

energética e trará vantagens como: maior transparência na participação do

capital, privado ou misto; melhor coordenação para as opções de abastecimento

energético (se implementada de forma adequada); e maior transparência em

relação aos papéis do setor privado e do Estado (minimizando a ocorrência de

conflitos);

• Um marco regulatório claro para a tomada de decisões de consumo e

investimento. A prestação não integrada do serviço de gás requer regras e

procedimentos transparentes que transmitam os sinais de investimento em toda

a cadeia. A estabilidade nos procedimentos e na ação regulatória fomenta a

formação de capital na indústria. Estas regras e ação regulatória se estendem às

relativas ao acesso, à resolução de conflitos e à formação de preços, dentre

outros;


10

• Um sistema de preços e tarifas que reflita os custos econômicos da prestação do

serviço em todos seus elos. Por um lado, os serviços de transporte e distribuição

continuarão sendo regulados pela Autoridade Competente; por outro lado, o

preço da commodity gás, cujo mercado é potencialmente concorrencial, requer

uma estrutura de mercado mais competitiva que a atual. Quando se diz que as

tarifas reguladas refletem os custos de prestação, significa que as mesmas, logo

após um período de transição, refletirão os fatores determinantes do movimento

de seus custos. No caso do transporte, isso significa ainda incorporar

adequadamente o fator distância na formação das tarifas. Em resumo, tarifas e

preços devem refletir os custos econômicos em contraposição ao critério destino

/ atividade / uso do gás. Esta situação configura uma indústria com opções de

suprimento para os consumidores, hipótese esta realista face à estrutura e à

organização das transações em seus mercados para os modelos que se

propõem (estrutura segmentada, mercados não concentrados na oferta e

demanda de gás, acesso aberto contratual e tarifas reguladas para o uso da

infra-estrutura, obrigações de serviço para os fornecedores, e opções de pacotes

de serviços); e

• Crescente competitividade na oferta de gás natural e serviços. Entende-se que a

estruturação da indústria já madura, com opções de suprimento e em

concorrência com outros energéticos, permitirá consolidar a competitividade do

gás natural em usos alternativos.

Os Modelos partem de uma realidade distante da visão acima traçada. Como

diagnosticado na Fase II do projeto, o mercado atual não possui regras claras de

formação de preços; encontra-se altamente concentrado e integrado verticalmente

ao longo de toda a cadeia; e, com diferentes regimes de custos de transporte que

não necessariamente refletem custos de serviço ou de oportunidade.

O Modelo Cooperativo procura em uma primeira etapa assegurar o desenvolvimento

do mercado de gás natural, baseando-se nas vantagens da integração vertical das

atividades do setor, para, em um segundo momento, gerar maior concorrência e a

inclusão de novos e variados agentes.

No Modelo Concorrencial as diretrizes estão baseadas no desenvolvimento da

concorrência naqueles segmentos da cadeia nos quais seja possível, com

separação definida daquelas que se constituem monopólios naturais, como o


11

transporte e a distribuição de gás, o que pode ser facilitado por meio de uma

estrutura segmentada das atividades.

II.3. Objetivos para o novo Modelo do setor

Dados os princípios do “cenário base” sobre o qual se sustentarão os Modelos, e

partindo da visão de longo prazo que motiva o desenvolvimento dos mesmos, há

que se estruturar os objetivos a serem cumpridos por parte dos instrumentos

gerados, a fim de alcançar uma estrutura de mercado que reflita a visão antes

especificada. Os modelos irão se aperfeiçoando na suas fases de implementação a

partir do cumprimento dos objetivos e de sua proximidade prática à visão de longo

prazo de conformação da indústria do gás natural.

Os objetivos para ambos os Modelos são:

Acelerar a penetração do gás natural na matriz energética brasileira a fim de

capturar os benefícios derivados da utilização deste energético, sempre que a

estratégia escolhida represente o menor custo integral do abastecimento e o menor

impacto ambiental em relação a outros energéticos;

Assegurar o menor custo econômico de abastecimento com gás natural frente

a outros energéticos e usos alternativos. No Modelo Concorrencial, pretende-se

cumprir esse objetivo a partir da reestruturação proposta, na qual se contempla a

eliminação de barreiras artificiais à concorrência com outros energéticos,

provenientes fundamentalmente de políticas de preço que não satisfazem o critério

de prestação a custo econômico. No Modelo Cooperativo, este objetivo estende-se

de modo particular a cada segmento da indústria ou setor no qual o gás natural é

utilizado, seja como matéria-prima em um processo de produção ou como

energético, com o objetivo de ampliar o desenvolvimento setorial e uma maior

competitividade.

Contribuir para o processo de desenvolvimento industrial do país, gerando:

o Deslocamento de derivados básicos, melhorando o saldo da balança

comercial do setor energético e reduzindo a dependência externa de

petróleo e seus derivados;


12

o Uma indústria nacional que, a partir da utilização de gás natural, seja

capaz de oferecer produtos e serviços de melhor qualidade, tanto no

mercado doméstico como no exterior;

o Uma infra-estrutura básica que permita a localização de indústrias em

regiões do país com baixo desenvolvimento econômico; e

o Disponibilidade de matéria-prima para o desenvolvimento das indústrias

de fertilizantes, aço, química e petroquímica.

Assegurar o abastecimento energético e sua confiabilidade. Em ambos

modelos, os instrumentos de planejamento, regulamentação e regras contratuais

claras e previsíveis procuram diminuir os riscos associados à coordenação e aos

custos de transação entre os agentes privados para conduzir os investimentos

necessários à garantia de oferta e confiabilidade do sistema, inclusive na sua

interface com o setor elétrico. O emprego adequado desses instrumentos permitirá,

além disso, diminuir os custos de infra-estrutura e, conseqüentemente, os custos

finais para os consumidores.

Viabilizar a expansão da infra-estrutura e sua utilização eficiente, assegurando

o tratamento isonômico de potenciais e atuais usuários. Em ambos os Modelos,

procura-se o desenvolvimento eficiente da infra-estrutura de conexão entre sistemas

e regiões.

Construir a infra-estrutura necessária para desenvolver a termoeletricidade no

Brasil, dentro do estabelecido no novo modelo para o setor elétrico;

Assegurar a formação transparente de tarifas e preços, e a modicidade tarifária

nas atividades reguladas. O No Modelo Concorrencial é mais importante enfatizar

o custo eficiente de fornecimento do serviço (transporte e distribuição) do que o

destino ou uso do gás, que pode significar uma diferença entre a tarifa ou o preço, e

seu custo de prestação. Apesar disso, a conformação dos preços finais deve seguir

regras já conhecidas pelos agentes ofertantes como pelos demandantes do serviço,

com o objetivo de se evitar tratamentos preferenciais ou discriminatórios não

contemplados na política setorial, assim como prover a melhor tomada de decisão

de investimento dos agentes (seja de fornecimento de serviço ou de conversão ou

maior utilização de um combustível).


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Além dos objetivos finais já vistos, em ambos Modelos prevêem-se alcançar

objetivos intermediários que permitam a condução eficaz dos anteriores. A interação

do Estado com os agentes é maior do que no Modelo Concorrencial. Em ambos,

assume-se que as ações do Estado, através de suas instituições, guiem-se pelos

mesmos princípios e façam Garantir a transparência nas decisões a fim de atingir

uma ação de política energética e regulatória efetiva. Neste sentido, cobra-se

particular atenção ao objetivo intermediário no Modelo Cooperativo de Facilitar a

cooperação e associação entre o Estado e outros agentes do setor, como

ferramenta para o desenvolvimento do setor de gás natural, aproveitando as

sinergias entre os participantes citados, e a conformação atual do mercado.

III. BASES INSTITUCIONAIS DOS MODELOS

III.1.DESENHO INSTITUCIONAL DO SETOR DE GÁS NATURAL

Além do Ministério das Minas e Energia, órgão do poder executivo federal

responsável pela formulação das políticas o setor energético, o quadro institucional

para a indústria do gás natural inclui o Conselho Nacional de Política Energética –

CNPE – criado a partir da Lei 9.478/1997, encarregado de assessorar o Presidente

da República na formulação de políticas nacionais e medidas específicas vinculadas

ao setor, e a Agência Nacional de Petróleo – ANP –, também estabelecida pela

mesma Lei, que atua como órgão regulador da indústria de petróleo e gás natural.

Recentemente, a partir da Lei 10.847/2004, foi proposta a criação da Empresa de

Pesquisa Energética - EPE, com a finalidade de prestar serviços na área de estudos

e pesquisas que sirvam de subsídios ao Ministério de Minas e Energia para a

formulação do planejamento setorial e a implementação de ações no âmbito da

política energética do Brasil.

Apesar da abrangência das instituições governamentais do setor, uma análise mais

detalhada revela a inexistência de um planejamento energético integrado no país.

Até o momento, as definições de políticas energéticas não conseguiram acomodar

setores que deveriam estar harmonizados entre si, tais como o de derivados de

petróleo, gás natural e geração elétrica.

Ao contrário, os "modelos" de cada setor tendem a se desenvolver em paralelo e de

forma independente e as instituições reguladoras, tanto as setoriais como as


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ambientais, não realizaram um planejamento conjunto que viabilizasse o

cumprimento de seus objetivos individuais.

Um outro ponto importante destacado na análise do setor de gás natural refere-se à

falta de clareza quanto ao poder normativo da ANP. Embora o exposto no artigo 8º

da Lei 9.478/97 afirme que ANP tem por finalidade promover a "regulação,

contratação e fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do

petróleo”, o poder normativo da ANP não se encontra claramente atribuído e definido

na legislação vigente. Aspectos considerados fundamentais para o processo

regulatório e para o fortalecimento do regulador e de suas funções são

estabelecidos através de Portarias / Resoluções, o que aumenta a percepção de

risco para agentes do setor.

No que diz respeito ao marco legal vigente, a intervenção da ANP, em matéria de

acesso ou tarifas, encontra-se circunscrita à resolução de conflitos entre os agentes

da indústria; isto é, assume o papel de árbitro nestes conflitos (casos: TBG – Enersil,

TBG – BG).

A faculdade de intervir em questões tarifárias está expressamente prevista na Lei

9.478/97, enquanto que a faculdade para impedir os conflitos de acesso às

instalações pode ser inferida do art. 58 da referida lei (Portaria ANP N.º 254/01).

Considerando que as atribuições da EPE abrangem tanto o setor de energia elétrica

como o de petróleo e gás natural, entende-se que a participação desta empresa no

setor energético contribuirá para o desenvolvimento de um planejamento integrado,

promovendo a convergência entre os setores de energia.

Diretriz: Fortalecer as instituições e a ação de planejamento e regulação do setor

O desenvolvimento das atividades da indústria do gás natural requer uma

organização institucional que controle e regule o setor de forma efetiva. Para isto,

torna-se necessário que as funções de cada uma das instituições e organismos

participantes do setor tenham um suporte legal e regulamentado e que estejam

claramente delimitadas a fim de evitar sobreposição, burocratização ou conflitos de

interesses.

Considera-se também necessária a coordenação de ação das instituições de

distintas esferas - Autoridades Federais, Agências ou Entidades Reguladoras e


15

Autoridades Estaduais, objetivando a harmonização da regulação entre os diversos

segmentos da cadeia do gás natural.

Ressalta-se que não se julga conveniente a criação de novos organismos de

política, planejamento, regulação e fiscalização1 no setor, dado que a proliferação e

a superposição de organismos e funções podem levar a atuações conflitantes e a

uma perda efetiva da ação tanto do MME quanto das demais instituições do setor,

bem como ao não cumprimento dos objetivos que se pretende alcançar. Assim

sendo, são mantidas as atuais instituições e/ou organismos interventores no setor,

recomendando-se o fortalecimento de suas funções e a delimitação clara de suas

competências, de modo a gerar um ambiente institucional e regulatório efetivo para

o desenvolvimento da indústria do gás natural.

Os objetivos desta diretriz consistem na geração de um ambiente de ação

regulatória efetiva, que fomente a transparência nas transações e a entrada de

novos agentes, ao inibir práticas abusivas ou anticompetitivas.

Assim, são propostos os seguintes instrumentos:

• Definição de um arcabouço regulatório para o setor de gás natural de maior

efetividade, especificidade e clareza, com uma definição mais clara dos limites

das competências das instituições e organismos envolvidos, incorporando as

novas responsabilidades destas entidades, de acordo com o modelo proposto;

• Elaboração de planejamento energético integrado entre o setor elétrico e o de

gás natural, ordenado pelo MME, a partir dos estudos realizados pela EPE;

• Determinação de coordenação entre as distintas instituições do setor, nos

âmbitos federal e estadual.

• O fortalecimento do papel regulador da ANP em matéria normativa,

administrativa e jurídica e como órgão de assessoramento, a partir de sua

capacidade técnica.

A utilização destes instrumentos contribuirá para:

1 Excluem-se dessa afirmativa os órgãos responsáveis pela operação do sistema de gás natural. Como será mostrado no decorrer do trabalho, haverá a proposição da criação de novos entes, como por exemplo, o Operador do Sistema de Gás Natural.


16

• Aperfeiçoamento dos atuais mecanismos regulatórios e o estabelecimento de

regras claras que orientem os investidores,

• A harmonização das políticas e da regulamentação do setor, favorecendo a

penetração do gás na matriz energética e evitando a superposição de

responsabilidades entre os diversos órgãos governamentais do setor;

• Uma visão e ação sustentada pelas autoridades do setor, a fim de ratificar e

implementar as medidas necessárias para consolidar o modelo adotado.

Em seguida são expostas, para cada organismo governamental, as principais

funções para o planejamento, desenvolvimento e implementação de diretrizes e

ações relativas ao setor de gás natural, ressaltando-se as novas responsabilidades

atribuídas, quando for o caso, nos Modelos propostos:

a) Conselho Nacional de Política Energética – CNPE2:

O CNPE, órgão de assessoramento do Presidente da República, regulamentado

pela Lei 9.478/97 e Decreto 3.520/00, tem por finalidade a formulação de políticas e

diretrizes de energia.

Em coordenação com o MME e a ANP e dentro da esfera de suas atribuições,

intervenção em circunstâncias de crise de abastecimento em qualquer setor

energético a fim de definir as medidas a serem adotadas durante o decorrer do

estado de crise.

b) Ministério de Minas e Energia - MME3

O MME, de acordo com o Decreto 5.267/04, apresenta atribuições referentes ao

planejamento de políticas integradas para o setor de energia, de acordo com as

diretrizes de política energética propostas pelo CNPE, bem como promover e

desenvolver ações relativas aos setores de petróleo e gás natural, especificamente.

Novas atribuições decorrentes dos Modelos propostos:

• Estabelecer critérios às exceções ao acesso contratual regulado;

• Definir a política de preços para o gás nacional na boca do poço;

2 O detalhamento das atribuições do CNPE encontra-se no Anexo do presente documento. 3 O detalhamento das responsabilidades do MME encontra-se no Anexo do presente documento.


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• Planejar e elaborar critérios para a condução de licitações das concessões de

infra-estrutura de transporte; e

• Coordenar políticas de homogeneização das operações das distribuidoras

estaduais.

c) Empresa de Pesquisa Energética – EPE4

A criação da EPE foi autorizada através da Lei N.º 10.847, de 15 de março de 2004,

com a principal responsabilidade de subsidiar, através de estudos e pesquisas, a

formulação, o planejamento e a implementação de ações do Ministério de Minas e

Energia, no âmbito da política energética nacional.

Em coordenação com o MME e a ANP, no contexto de suas atribuições para

elaborar estudos relativos ao plano diretor para o desenvolvimento da indústria de

gás natural: realizar estudos de planejamento de expansão e extensão da infra-

estrutura do setor de gás natural:

• Formular os planos de criação e ampliação de infra-estrutura para alcançar os

objetivos estabelecidos em matéria de: segurança e confiabilidade de

abastecimento, concorrência, e outros de desenvolvimento regional em

consonância com o Plano Mestre de Implementação do Modelo Concorrencial;

• Quantificar os benefícios das expansões e extensões de infra-estrutura;

• Coordenar, integrar e valorar adequadamente a expansão e extensão de infra-

estrutura em transporte de gás com a de outras fontes alternativas para alcançar

os objetivos de política energética;

• Dar publicidade ao plano de forma pública para receber opiniões dos agentes da

indústria;

• Requerer da ANP a recomendação com relação ao tipo de tarifa a aplicar às

expansões de transporte;

• Propor a qualificação das extensões e expansões em função dos critérios

estabelecidos pelo MME; e

4 O detalhamento das atribuições da EPE encontra-se no Anexo do presente documento.


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• Solicitar a colaboração dos Estados e das distribuidoras nas extensões e

ampliações que conectem com o transporte a nível federal.

d) Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bioconbustível – ANP5

A ANP, segundo a Lei N.° 9.478/97, tem como finalidade promover a regulação, a

contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do

petróleo e dos combustíveis renováveis, cabendo-lhe implementar, em sua esfera de

atribuições, a política nacional de petróleo e gás natural, contida na política

energética nacional.


• Regular o acesso à infra-estrutura e transporte de gás, incluindo questões

tarifárias;

• Aprovar os Termos e Condições Gerais dos Serviços (TCG) e o regulamento de

despacho a ser aplicado pelas transportadoras da rede básica.

• Criar contratos padrão para cada tipo de serviço de transporte;

• Impor penalidades pelo não cumprimento das normas vigentes;

• Avaliar o cumprimento das metas de desenvolvimento alocadas aos agentes que

participem do Modelo Cooperativo, e retirar incentivos pelo não cumprimento de

metas;

• Controlar a alocação e utilização dos subsídios para o desenvolvimento da infra-

estrutura.

• Elaborar regulamentos em matéria técnica, de segurança, e manutenção dos

bens envolvidos no desenvolvimento das atividades (definição de especificações

técnicas para a construção e operação de dutos de transporte, terminais de GNL,

redes de captação, plantas de processamento e demais instalações de produção

e transporte de gás natural);

• Intervir na resolução de conflitos relacionados às atividades de exploração,

produção, refino, processamento, transporte, importação e exportação de

hidrocarbonetos.


19

e) Agências de Defesa da Concorrência (CADE / SEAE / SDE)

De acordo com a Lei 8.884/94, as principais atribuições dos órgãos de defesa da

concorrência são:

• Zelar pela livre concorrência, difundir a cultura da concorrência por meio de

esclarecimentos ao público sobre as formas de infração à ordem econômica e

decidir questões relativas às mesmas infrações (CADE);

• Orientar e coordenar ações com vistas à adoção de medidas de proteção e

defesa da livre concorrência e dos consumidores, bem como prevenir, apurar e

reprimir as infrações contra a ordem econômica (SDE);

• Estruturar e acompanhar a implantação de novos modelos de regulação e

gestão, em articulação com as Agências Reguladoras e demais órgãos afins,

acompanhando e avaliando os reajustes e as revisões de tarifas de serviços

públicos e de preços públicos, os processos licitatórios que envolvam a

privatização de empresas pertencentes à União, a evolução dos mercados,

especialmente no caso de serviços públicos sujeitos aos processos de

privatização e de descentralização administrativa, para recomendar a adoção de

medidas que assegurem a livre produção, comercialização e distribuição de bens

e serviços (SEAE).

No contexto das atuais atribuições , e em coordenação com as demais instituições

do setor:

• Garantia do grau de concorrência efetiva na produção e comercialização de gás

natural; e

• Parecer com relação à conveniência da desregulamentação do preço do gás

natural nacional.

f) Governos Estaduais

5 O detalhamento das atribuições da ANP encontra-se no Anexo do presente documento.


20

Os governos estaduais são responsáveis pela regulação do segmento de

distribuição de gás natural, através de Agências Reguladoras ou organismos

estaduais).


• A harmonização da regulação em toda a cadeia do gás natural (produção /

transporte / distribuição);

• A coordenação de uma política de penetração do gás natural em nível federal e

estadual (Acordo de Adesão dos Estados a Regras de Incentivo à Concorrência);

• A coordenação da avaliação do cumprimento de metas de desenvolvimento de

mercado por parte das distribuidoras.

Um aspecto básico que deve se esclarecer ao desenvolver as propostas para um

modelo institucional de organização da indústria de gás refere-se à participação do

Estado como financiador através da alocação de subsídios e /ou investimentos

diretos.

Ambas as propostas alternativas de organização da indústria contidas no presente

documento prevêem a ação do Estado no financiamento da expansão da infra-

estrutura, ainda quando esta participação realiza-se de diferente forma e

intensidade. Portanto, resulta importante destacar que as fontes de recursos

públicos que poderão arcar com tais investimentos devem observar a

regulamentação atual que já prevê a existência de organismos específicos como

CDE e CIDE, entre outros, para sua implementação. Do mesmo modo, em alguns

casos, o Estado poderia ter uma participação direta como investidor através de

entidades como, por exemplo, o BNDES.

Do mesmo modo, é muito importante ressaltar que a exeqüibilidade da aplicação de

subsídios está vinculada com a disponibilidade de fundos públicos, o qual será o

resultado das prioridades de política pública a serem estabelecidas pelo governo

federal e pelos governos estaduais.

Neste sentido, a magnitude dos fundos disponíveis que sejam destinados para

subsídios e incentivos ao setor de gás natural terá limites que afetarão a velocidade

do desenvolvimento da infra-estrutura, em maior medida no Modelo Cooperativo,


21

dado que no Modelo Concorrencial se prevê uma participação mais imediata do

capital privado.


22

IV. ALTERNATIVA MODELO CONCORRENCIAL

IV.1. POLÍTICA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL E

ABERTURA DA COMERCIALIZAÇÃO

Um dos objetivos da reforma setorial foi promover a concorrência na

comercialização dos energéticos. No entanto, a alteração no marco legal não foi

suficiente para alcançar esta meta, o que pode ser comprovado pela entrada

limitada de novos agentes no segmento e, conseqüentemente, a elevada

concentração da oferta.

A entrada de novos agentes no segmento de comercialização vem sendo viabilizada

pela promoção de licitações de blocos de exploração, realizadas pela ANP-MME.

Entretanto, os novos agentes que participaram nas licitações o fizeram, em sua

grande maioria, associados à Petrobras6 A estratégia adotada pelos novos

entrantes de estabelecer parcerias com a empresa, que deteve o monopólio desta

atividade até 1997, está relacionada com a redução da percepção do risco, dado

poderem usufruir de alguns atributos específicos da empresa, como o conhecimento

geológico e o domínio de competência técnica nas atividades produtivas específicas.

Apesar da quebra legal do monopólio, a Petrobras continua possuindo elevado

poder de mercado (inclusive no mercado de derivados do petróleo), atuando como

agente hegemônico da comercialização do gás, o que resulta em poucas opções de

fornecedores7 para as concessionárias de distribuição8.

6 De fato, apenas 4 empresas, além da Petrobras (Anadarko UP Petróleo Ltda., Petrosynergy Ltda., Shell Brasil Ltda., Washington Empreendimentos e Participações Ltda.) produzem atualmente um pequeno volume de gás. Contudo, este gás é comercializado pela própria Petrobras.

7 Na atualidade, a Petrobras, através de sua subsidiária GASPETRO, comercializa praticamente todo o gás de produção nacional e é a responsável pela comercialização de 88% do total do gás importado de Bolívia e Argentina.(Fonte: Boletim Mensal da Gás, publicado pela ANP, website , Primeiro Semestre de 2003)

No segmento de transporte, observa-se a posição dominante da Petrobras:

• Operação dos dutos de transporte nacional (malhas) realizada através de sua subsidiária Transpetro (por meio da qual se verifica o problema da falta de separação real entre o carregador Petrobras e o operador).

• Importação de gás natural através do Gasoduto Bolívia-Brasil (gasoduto operado pela TBG e que tem a GASPETRO como acionista majoritário).

A relação entre o upstream e o midstream (transporte) esteve marcada por conflitos severos, revelando que a falta de alternativas no segundo segmento impediu uma maior concorrência no primeiro:


23

Conforme o exposto, uma premissa básica na elaboração da proposta do Modelo

Concorrencial consiste em diversificar a oferta de produção de gás no Brasil,

reconhecendo as importantes restrições técnicas derivadas da falta de certeza com

relação ao eventual descobrimento de reservas de magnitude por parte de

produtores menores.

Embora existam alguns produtores de gás natural além da Petrobras, estes têm

como característica a produção de volumes reduzidos, não constituindo em

alternativa concreta para permitir assegurar uma maior abertura efetiva do upstream9

no curto e médio prazo. Podem ter relevância os importadores de gás da Bolívia no

curto prazo e também os importadores de GNL no médio prazo. Mas não se deve

descartar a busca de novos ofertantes que venham a adquirir tal atributo em seu

papel de comercializadores de gás natural.

É importante enfatizar quais as condições de diversificação na produção doméstica

e na oferta por importação que incentivariam o surgimento de comercializadores

atuando de diversas formas entre os demandantes finais de gás e os ofertantes

primários – importadores e produtores.

Adicionalmente, no Modelo Concorrencial, ressalta-se também o direito efetivo às

alternativas de suprimento, condição necessária para que ofertantes também

busquem opções de venda, nas quais os usuários possam usufruir das vantagens

oferecidas na comercialização do gás natural.

• O número de produtores na Bolívia não gerou uma concorrência refletida no midstream ;

• A falta de previsibilidade nas regras de jogo reduziu o interesse de novos agentes no desenvolvimento do midstream (como alternativas ao GASBOL ou competindo como carregadores pela permissão de utilização de capacidade).

Na verdade, apesar da existência de produtores e detentores de reservas de gás natural na Bolívia que podem competir com a Petrobras, a concentração na permissão de utilização da capacidade do transporte do TBG na figura da Petrobras não facilita a criação de outras comercializadoras na indústria. De fato, até o presente, como se destaca no Diagnóstico da Fase II, umas poucas transações tiveram lugar para transportar gás de importação utilizando a capacidade existente – em um ambiente de conflito.

8 A demanda de gás por outros agentes realiza-se através das distribuidoras, já que estas, como se destacou na Fase II desta consultoria (Diagnóstico), detêm a exclusividade ou o monopólio de compra e venda de gás em sua área geográfica de concessão na maioria dos casos. 9 “Upstream”: termo utilizado para denominar as atividades de exploração e produção de gás natural.


24

O Modelo Concorrencial visa a intensificação da concorrência entre bacias de gás,

porém a concorrência frente a combustíveis substitutos – através de uma

precificação adequada em todos os segmentos da cadeia – é, e continuará sendo

importante, mesmo em fases posteriores de desenvolvimento da indústria.

As experiências de reestruturação analisadas durante a Fase I e enfatizadas

posteriormente no diagnóstico da Fase II são ilustrativas com relação à necessidade

de gerar opções de fornecimento. Nas experiências dos países da União Européia,

estas opções foram fomentadas pelos Estados não só para permitir uma maior

segurança de fornecimento senão também para alcançar objetivos de abertura de

mercado e condições competitivas mais favoráveis para os usuários.

No caso da Espanha, liberalizou-se 25% do gás importado da Argélia para venda a

comercializadores; na Itália, aplicam-se limites à comercialização de gás quando um

importador / produtor toma uma participação significativa do mercado; ou a objeção

por parte da UE à Noruega pela modalidade de venda conjunta descumprindo as

regras de concorrência.

Diretriz: estabelecer condições favoráveis para diversificar a oferta de gás, atuando

sobre as participações de mercado, o tipo e o número de agentes

Os principais objetivos a serem alcançados no longo prazo por meio desta diretriz

são:

• Incentivar a entrada de novos ofertantes – importadores, produtores e

comercializadores - que possam participar em um mercado mais competitivo no

longo prazo; e

• Fomentar o desenvolvimento de reservas de gás natural não associado ao

petróleo.

Para atingir estes objetivos são propostos os seguintes instrumentos, cuja

implementação poderá requerer maior detalhamento:

• Dar prosseguimento às Rodadas de Licitações, organizadas pelo MME e a ANP,

para blocos exploratórios;


25

• Acelerar a licitação blocos com potencial para prospecção gasífera, de forma a

atrair investidores de risco, aumentando, com isso, a possibilidade de novas

descobertas;

• Criar mecanismos de formação de preços com referências claras, previsíveis e

competitivas, com o objetivo de reduzir as incertezas de maneira a incentivar o

investimento em exploração e sua produção (ver seção “precificação do gás

natural” neste documento);

• Estabelecer restrições à licitação de blocos a agentes predominantes no

segmento permitindo que participem apenas em joint ventures10, desde que de

maneira minoritária ;

• Fomentar licitações de um percentual da produção de gás (associado) a

comercializadores para a sua revenda no mercado doméstico para grandes

consumidores

• Manutenção da liberdade para importar gás;

• Readequação de algumas cláusulas dos contratos existentes de importação (gás

e transporte) que não permitem o desenvolvimento de um mercado

competitivo11;

• Limitar a participação no mercado para comercialização de nova oferta quando a

mesma é agregada por um agente de posição dominante no mercado;

• As medidas a seguir baseiam-se na organização da atividade de transporte que

facilitam a diversificação da oferta:

o Restringir a participação da Petrobras em novas ampliações da rede de

transporte12;

o Manter a capacidade não contratada no TBG pela Petrobras e as de suas

futuras ampliações por meio de Open Seasons às comercializadoras e/ou

10 “Joint venture”: negócio cuja participação acionária é compartilhada entre dois ou mais parceiros. 11Ver tratamento no título "Adequação dos contratos vigentes"no presente documento. 12 De acordo com o art. 3º, da Portaria ANP nº 98/01 , “Com o objetivo de estimular a entrada de novos supridores de gás natural, o Manual do Concurso Aberto deverá contemplar a restrição de limitar que carregadores possuindo mais de 50% da capacidade contratada firme da instalação de transporte antes da expansão possam contratar apenas 40% da capacidade ofertada”.


26

grandes usuários liberados, ainda que sujeitos à condições de preços e

serviço (contratos individuais por zonas tarifárias – ver precificação

transporte; tarifas por distância, dentre outros);

o Impor restrições a joint ventures de comercialização por parte de

produtores, caso ocorra aumento de poder de mercado:

§ Quando se demonstra que não há concentração de mercado

(índice inferior ao preestabelecido) , não convém impor restrições,

já que a materialização de um joint venture pode facilitar que os

produtores pequenos comercializem sua produção.

§ Dependendo do tamanho do sócio da joint venture, o índice de

concentração aceitável do mercado poderá ser menor;

O aumento do número de ofertantes no setor, como conseqüência dos instrumentos

acima mencionados, irá requerer vários anos e um monitoramento permanente, bem

como estudo e avaliação de medidas adicionais que poderão induzir à prática da

diversificação da oferta ao longo do tempo.

As medidas terão o efeito esperado, contanto que sejam pautadas em um

cronograma de abertura do mercado downstream13. Isto significa que a divisão da

comercialização do gás dos carregadores no duto terão os resultados esperados se

tais medidas forem acompanhadas da permissão para que determinados segmentos

de clientes escolham seu próprio fornecedor do gás e/ou transporte.

Ademais, a eventual readequação de algumas das cláusulas dos contratos vigentes

não deveria significar mudanças nos riscos relativos à percepção de renda por parte

da transportadora, a fim de que esta continue cumprindo com as suas obrigações

financeiras. Isto conduzirá à consideração dos custos de transição da mudança de

modelo (adequação dos contratos de transporte por distância).

IV.2. REGULAÇÃO DA ATIVIDADE DE TRANSPORTE

O modelo de abertura de mercado com acesso negociado no transporte mostrou-se

inadequado e ineficiente em relação ao perfil da estrutura da cadeia, caracterizada

pela forte integração vertical. O elevado grau de liberdade de negociação que se

13 “Downstream”: termo utilizado para denominar a atividade de distribuição de gás natural.


27

poderia esperar neste modelo deixa de existir em virtude da falta de alternativas de

fornecimento.

Merece destaque o fato de a garantia do desenvolvimento da infra-estrutura de

transporte para o gás boliviano (TBG) ter se sustentado no princípio do acesso

fechado e em privilégios de injeção e operação para o cumprimento do GSA (Cartas

de Intenção de ‘91, Contratos de Transporte de ‘93 a ‘99), que não coincidem com o

princípio de acesso aberto adotado pelo Brasil no artigo 58 da Lei 9.478/97. Tal

prática gerou diversos problemas, ainda sem solução.

Pode-se enunciar, resumidamente, os principais problemas detectados na situação

atual da seguinte forma:

• Falta de transparência na repartição de capacidade;

• Falta de contratos de transporte padronizados que garantam um tratamento

igualitário aos agentes da cadeia;

• Existência de conflitos no acesso ao transporte, potencializados pela integração

vertical da empresa líder; e

• Existência de rigidez (devido aos contratos de transporte já existentes) na

formação de mercados de gás, o que condiciona as opções para os usuários do

sistema.

Diretriz: Promover a figura do transportador independente.

A premissa básica para a organização do segmento de transporte consiste na

maximização do uso da capacidade de transporte existente, na promoção da

repartição dessa capacidade de forma eficiente e não discriminatória, e na

viabilização do crescimento da infra-estrutura de transporte. Este último também é

necessário para a diversificação de oferta e demanda de gás impulsionado pelo

modelo proposto, tal como foi exposto na seção sobre a abertura da oferta.

Os objetivos desta diretriz são:

• Gerar condições isonômicas para os carregadores;

• Dificultar as práticas anticompetitivas ou de abuso de posição dominante.


28

Com esta finalidade, devem-se promover os seguintes instrumentos:

• A atividade do transportador deve limitar-se à prestação dos serviços de

transporte de gás;13

• O transportador não deve poder comprar nem vender gás, salvo para consumo

próprio, compensação de perdas ou para manter em operação o sistema de

transporte ("line pack operativo" inicial ou de reposição). O objetivo é evitar que

os transportadores substituam aqueles que realizam habitualmente as operações

de compra e venda de gás.14 Permite-se, no entanto o desenvolvimento de

atividades independentes ou complementares a atividade de transporte, tais

como o processamento ou o armazenamento de gás;

• A pessoa jurídica habilitada deve contar com um objeto social limitado à

prestação do serviço autorizado (contempla as atividades independentes ou

complementárias);

• O transportador deve ser proprietário dos ativos relacionados com o serviço

(titularidade sobre os bens destinados à prestação do serviço);

A implementação desta diretriz permitirá superar alguns dos problemas

diagnosticados na Fase II desta consultoria. Em particular: i) evita ou desestimula

tratamentos preferenciais para empresas vinculadas, permitindo um maior grau de

transparência na repartição de capacidade; ii) evita a apropriação de rendas de

monopólio (facilitadas pela integração das atividades, da propriedade e dos níveis de

decisão); iii) promove a ausência de privilégios para determinados agentes, bem

como o tratamento igualitário para todos os atores da indústria, favorecendo a

entrada de novos agentes e o desenvolvimento de novos negócios; iv)propicia a

consecução dos objetivos perseguidos para o setor; e v) facilita a transição de um

modelo integral para um segmentado por atividade e para um modelo de

concorrência efetiva.

Instrumento legal

A figura legal contemplada pela Lei 9.478 (Art. N.º 56), para obter a habilitação para

transportar gás natural por dutos, é a autorização. A ANP editou em 1998 a Portaria


29

Nº 170 que dispõe a exigência da prévia e expressa autorização da agência para

construção, ampliação e operação de instalações de transporte de gás natural.

Levando-se em conta que um dos objetivos do novo Modelo é a viabilização da

expansão da infra-estrutura de transporte de gás natural, pode ser conveniente que

as novas habilitações para construir e operar novos dutos sejam outorgadas sob a

forma de Concessão. Embora, possam ser apontados na experiência internacional

casos onde o desenvolvimento da infra-estrutura e/ou a transformação do setor

ocorreram com a figura legal da autorização14;

Como forma de outorgar maior segurança aos potenciais investidores, propõe-se a

concessão como nova modalidade de habilitação. Esta não deve ser vista como uma

redução da soberania do Estado.

A concessão apresenta algumas vantagens em relação à autorização, em particular

por suas seguintes características: (i) ser um marco normativo integral; (ii) ser a

selecionado o prestador por via da licitação; (iii) a garantia de não modificação dos

direitos e obrigações das partes sem seu consentimento, ou a obrigatoriedade da

reparação dos danos; (iv) ter prazo determinado; (v) a garantia de que a rescisão do

contrato só efetive-se em decorrência do não cumprimento das obrigações do

concessionário;

Para adotar-se no futuro o regime de concessões em lugar do atual, considera-se

que durante um período de transição coexistirão os dois regimes legais. Embora

possível, tal coexistência não é prática nem eficiente desde a ótica regulatória. A tais

efeitos, pode-se estabelecer um período de transição durante o qual titulares de

autorizações outorgadas no contexto da Lei vigente possam optar por transformá-las

em concessões no contexto da nova Lei firmando contratos que reflitam e respeitem

as condições já outorgadas.

Pressupõe-se que os benefícios da instauração do novo regime sejam motivos

suficientes para o exercício desta opção.

Diretriz: Instrumentar o acesso contratual regulado.

14 Caso da Espanha apresentado no documento "A transformação da indústria do gás natural na Espanha" correspondente à Fase I desta consultoria.


30


• Garantir o acesso igualitário e não discriminatório à infra-estrutura através de

uma maior transparência nas transações do mercado de transporte; e

• Promover a interconexão e a interoperabilidade dos subsistemas da rede básica.

A fim de atingir os objetivos propostos, deve ser promovido o seguinte instrumento:

O acesso à capacidade de transporte sobre o sistema de rede básica deve ser

aberto regulado. A prática desse acesso deve ser não discriminatória, inclusive no

que disser respeito a contratos antigos, e permitir uma maior transparência nas

transações.

Modelos contratuais e pautas de despacho

A instrumentação de regras comuns de utilização da capacidade de transporte por

parte de todos os agentes é uma condição necessária para o desenvolvimento dos

processos de diversificação de oferta e de abertura dos mercados propostos neste

modelo.

O transportador deverá:

• Oferecer a todos os usuários: (i) Modelos de Contratos de Transporte

(Padronizados) e (ii) Termos e Condições Gerais de serviço (TCG) para cada

tipo de serviço firme e interruptível;

• Oferecer pautas de operação e despacho (Regulamento de Despacho)

uniformes para todos os sistemas de transporte que integram a rede básica;

Tanto os referidos Modelos de Contratos como os TCG ou o Regulamento de

Despacho deverão ser desenhados de forma tal a facilitar as transações e a

reutilização da capacidade contratada pelos usuários, sem impedir a revenda de

capacidade por parte destes.

E ainda:

• Implementar procedimentos padrão para as nominações de capacidade;


31

• Desenvolver um sistema de comunicação eletrônica que forneça dados em

tempo real aos usuários da rede básica e simplifique as transações;

• Coordenar a manutenção dos sistemas entre os transportadores, visando

minimizar qualquer interrupção do serviço de transporte em diferentes regiões e

garantir um tratamento igualitário aos usuários da rede básica (buscando maior

segurança no abastecimento);

• Publicar ao menos uma vez ao ano todos os planos de manutenção no período,

(especificando a duração dos cortes); e

• Informar à ANP todas as interrupções na rede básica.

Mecanismos de repartição de capacidade na rede básica

O procedimento de repartição da capacidade não utilizada e da capacidade

proveniente de ampliações da rede básica será feito conforme os princípios de

transparência, eficiência e não discriminação (seja pelo método "First Come First

Serve" ou pelo "Open Season");

Desta forma, os procedimentos a serem implementados para a repartição da

capacidade deverão:

• Facilitar o desenvolvimento da concorrência e promover a liquidez da

capacidade;

• Ser flexíveis, capazes de adaptar-se à evolução dos mercados; e

• Levar em conta a integridade dos sistemas da rede básica, bem como a

segurança de abastecimento aos usuários.

Os transportadores deverão disponibilizar a capacidade ociosa no mercado primário

na forma interruptível por meio de contratos específicos sempre que a mesma não

for oferecida por seu detentor no mercado secundário a preço razoável. A receita

das vendas de transporte interruptível deverá ser distribuída conforme as regras

estabelecidas pela autoridade regulatória.

Regras para Mercados Secundários


32

A existência de um mercado secundário de transporte significa que os direitos de

utilização da capacidade firme contratada podem ser negociados entre os

carregadores originais e outros carregadores potenciais.

O mercado secundário permite, por um lado, diminuir o risco de contratação de

capacidade de transporte firme sobre o nível requerido e por outro lado, facilitar a

concorrência no mercado spot de gás, já que este pode ser transportado através da

capacidade não utilizada.

Um mercado secundário líquido e competitivo, com liberdade de preços, cumpriria a

dupla função de resolver situações de congestionamento e de emitir sinais eficientes

para a expansão da capacidade.

Algumas regras podem ser propostas para o funcionamento do mercado secundário:

• Livre negociação entre os interessados (carregadores originais e carregadores

potenciais: usuários finais, distribuidoras, produtores, comercializadores) dos

direitos de utilização da capacidade firme contratada, inclusive aqueles relativos

aos preços;

• Os preços da renegociação dos direitos de capacidade devem ser livremente

negociados pelas partes através de mecanismos transparentes, de modo a se

permitir o desenvolvimento de transações eficientes e propiciar que nenhum

carregador exerça poder de mercado;

• O benefício da liberdade de preços em um mercado secundário competitivo pode

ser observado mesmo quando os preços superam as tarifas dos serviços firmes.

No período de pico poderia existir, por exemplo, um agente disposto a pagar por

capacidade adicional, e se algum carregador tem uma valoração menor da

capacidade em relação a esta demanda, mas superior à tarifa regulada, seria

eficiente que o direito ao uso da capacidade fosse passado ao demandante com

maior disposição a pagar;

• Ante a existência de um carregador com poder de mercado devido a uma

elevada participação na oferta potencial de capacidade no mercado secundário,

podem ser estabelecidos alguns mecanismos que promovam a concorrência em

tal mercado:


33

o Limitar a quantidade de capacidade não utilizável dos contratos por

períodos de tempo (implicaria na disponibilidade de uma parte da

capacidade para a oferta de serviços interruptíveis ou firmes de curto

prazo durante estes períodos);

o Fixar limites máximos para a quantidade de capacidade primária que um

carregador possa contratar, de modo a evitar sua posição dominante no

mercado secundário (consistente com as diretrizes de abertura do

mercado pelo lado da demanda);

o Os critérios tarifários para o serviço de transporte interruptível e para a

capacidade firme de curto prazo, como se indica no ponto “Sistema

Tarifário”, estabelecem limites ao eventual exercício de poder de mercado

na revenda de capacidade (por serem serviços substitutos);

• Para o desenvolvimento do mercado secundário faz-se relevante a existência de

Modelos de Contratos de Transporte e Procedimentos Padrão no mercado

primário que facilitem as transações de revenda ou cessão dos direitos de uso

da capacidade. Para tanto, será necessário reconhecer a transferência dos

direitos da capacidade primária quando for notificada pelos usuários.

Tanto a necessidade de contar com um adequado sistema de contratos para o

mercado primário como a conveniência de evitar distorções nos preços e a

repartição da capacidade, constituem motivos para a proposição de uma estratégia

de implementação por etapas do mercado secundário. Deste modo, propõe-se que

durante uma primeira fase as transações de revenda ou cessão dos direitos de

capacidade estejam sujeitas a algumas restrições e que posteriormente o mercado

secundário funcione através de mecanismos de leilões competitivos, com o mercado

primário já suficientemente desenvolvido conforme as regras de funcionamento

estabelecidas.

Os benefícios apontados quanto à eficiência nas transações e no uso da capacidade

tornam recomendável que a opção de compra de capacidade em um mercado

secundário esteja disponível desde um primeiro momento.

Durante uma primeira fase, propõem-se as seguintes normas de implementação da

repartição de capacidade:


34

• Critério de First Come First Serve (FCFS) para o serviço firme de curto prazo até

que se desenvolva um mercado competitivo que permita a implementação do

mecanismo de leilões;

• Restrições para as transações bilaterais de revenda ou cessão de capacidade.

Dentre as quais:

o Uma tarifa máxima igual ao máximo estabelecido para o serviço firme de

curto prazo (ver “serviços e tarifas” no ponto “Sistema Tarifário”) superior

à tarifa do serviço firme de longo prazo (o equivalente diário da tarifa

firme a 100% do fator de carga);

o Exigência de autorização do órgão regulador para transações entre

carregadores com vínculo acionário. Nessa situação:

§ As condições da contratação deverão ser públicas e oferecidas a

outros agentes;

§ Os terceiros interessados devem ter o direito ao "first refusal”.

Em uma segunda fase, o mercado secundário deve ser desenvolvido com leilões

complementando os objetivos de repartição eficiente da capacidade quando as

previsões que guiaram as contratações de capacidade no mercado primário se virem

modificadas ex-post.

O mecanismo de leilões deve ser desenvolvido através de meios eletrônicos de fácil

acesso e utilização, de modo a permitir uma vinculação rápida e transparente entre

os carregadores ofertantes e demandantes de capacidade.

Este mecanismo poderia ser administrado pelo operador do sistema e servir da

mesma forma para os leilões de capacidade de curto prazo, já que em ambos os

casos buscam-se repartir a capacidade ao carregador demandante com maior

disposição a pagar (o que valoriza mais a capacidade).

Requerimentos para garantir a transparência na operação da rede básica


35

Um dos pilares do êxito do modelo proposto é que os diferentes agentes da indústria

tenham acesso à maior quantidade possível de informação, de modo que sejam

capazes de tomar as melhores decisões para seus negócios.

Se não existir um regime que garanta o fornecimento da informação, sendo esta

deixada ao livre arbítrio do transportador, há o risco de que o mesmo repasse dados

a alguns agentes em detrimento de outros, gerando barreiras de entrada ao uso dos

serviços de transporte.

Neste sentido, as normas a seguir enunciadas auxiliam a garantia de transparência

na informação e em sua divulgação para todos os interessados:

• Os transportadores deverão publicar informação detalhada sobre seu sistema de

transporte da rede básica para que os usuários possam utilizar, de forma efetiva,

a infra-estrutura;

• Deverão desenvolver um sistema de comunicação on-line, destinado a simplificar

as transações dos usuários do sistema;

• As informações do sistema e dos serviços disponíveis a serem publicadas

deverão estar padronizadas nos seguintes aspectos:

o Descrição detalhada dos diferentes serviços oferecidos e suas tarifas;

o Apresentação dos diferentes tipos de contratos de transporte disponíveis

para cada serviço;

o Informação acerca da capacidade em cada subsistema, de suas

interconexões e da capacidade futura, conforme ampliações previstas;

o A repartição de capacidade da rede básica e procedimentos para o não-

armazenamento e a reutilização da capacidade;

o As regras aplicáveis para a venda de capacidade em mercados

secundários;

o A flexibilidade e níveis de tolerância incluídos no transporte por tarifas

padrão, bem como qualquer outra flexibilidade oferecida adicionalmente

(e sua tarifa correspondente);


36

o Uma descrição detalhada do sistema indicando todos aqueles pontos de

interconexão com os usuários e interconexões entre subsistemas;

o Requisitos de qualidade e pressão no sistema; e

o As regras aplicáveis nos pontos de conexão operados pelos

transportadores, com a informação técnica necessária para a conexão do

usuário.

• Os pontos relevantes da rede básica incluem todos aqueles pontos: (i) que

conectam diferentes sistemas dos transportadores; (ii) que conectam os

sistemas dos transportadores com um terminal de GNL; (iii) essenciais dentro do

sistema de transporte, incluindo pontos conectores com hubs15 de gás natural.

Nestes casos os transportadores deverão:

o Assegurar a informação diária (internet on-line) referente a: (i) capacidade

técnica máxima para os fluxos em ambas direções; (ii) total da

capacidade contratada e interruptível; e (iii) capacidade disponível;

o Informar a disponibilidade de capacidade para o curto e médio prazo, e

atualizar a mesma a cada mês ou com maior freqüência (em caso de

surgimento nova informação);

o Atualizar diariamente os dados de capacidade disponível de curto prazo

(um dia e uma semana) baseados nas nominações, contratos existentes

e projeções de longo prazo de disponibilidade de capacidade para um

período de 5 e 10 anos; e

o Registrar as taxas de utilização históricas máximas e mínimas da

capacidade utilizada mensal e a média entregue para todos os pontos

relevantes nos últimos três anos;

• Ainda, os transportadores deverão manter um registro:

o Dos fluxos agregados para um período de três meses (calculados

diariamente);

15 “Hubs”: pontos do sistema de transporte onde convergem diversas alternativas de fornecimento de gás natural.


37

o De todos os contratos de capacidade; e

o De toda a informação relevante para calcular e prover acesso à

capacidade disponível.

o Os transportadores devem prover instrumentos de fácil entendimento

para o usuário (user friendly) para o cálculo de tarifas dos serviços

disponíveis ou para verificação on-line das capacidades disponíveis.

Adequação dos contratos vigentes

No âmbito do modelo proposto, a renegociação de algumas das cláusulas dos

contratos de transporte de longo prazo vigentes torna-se necessária, de forma tal

que não se outorguem prioridades ou vantagens de uso da capacidade a

determinados carregadores.

Os referidos contratos de transporte deverão ser revisados a fim de identificar

cláusulas eventualmente contrárias a uma utilização eficiente e não discriminatória

da capacidade (direitos de "first refusal" à empresa afiliada para a capacidade não

utilizada e a renovação dos contratos, dentre outros).

Por exemplo, nos contratos de transporte TCQ, TCO e TCX16 do Gasoduto Bolívia

Brasil, existem algumas cláusulas que são difíceis de serem compatibilizadas com o

princípio de livre acesso não discriminatório e com a existência de diversos

carregadores. A seguir são apresentadas as referidas cláusulas:

• Pontos de Recepção e Entrega: a Petrobras tem uma grande flexibilidade para

mudar, ampliar, inovar ou reduzir tanto as zonas de recepção e entrega como os

pontos concretos no interior delas;

16 A Quantidade Contratual de Transporte (TCQ) é o volume de gás estipulado no contrato de compra-venda firmado entre YPFB e Petrobras em 1993 (GSA, Gas Sales Agreement). Neste contrato, YPFB acorda vender e Petrobras acorda comprar, sob a modalidade take-or-pay, volumes de gás cada vez maiores. O volume de gás contratado começa em 8 milhões de m3/dia e chega a 18 milhões de m3/dia no oitavo ano, permanecendo constante até o ano vinte. No mesmo contrato, YPFB põe à disposição da Petrobras uma opção de compra para os volumes adicionais de gás das reservas bolivianas (até um máximo de 12 milhões de m 3/dia de capacidade), sempre que a Bolívia possa abastecer as quantidades adicionais de gás. O pagamento adiantado da capacidade do duto pelos primeiros 6 milhões de m3/dia (Capacidade Opcional de Transporte, TCO), excedente do TCQ, outorga a Petrobras a opção para usar-la durante vinte anos. A Capacidade Excedente de Transporte (TCX) pelos restantes 6 milhões de m 3/dia, é a capacidade de transporte excedente dos volumes da TCQ e da TCO até o máximo da capacidade do gasoduto de 30 milhões de m 3/dia.


38

• Capacidade Adicional: a TBG sempre deve oferecer sua capacidade adicional a

Petrobras antes de produzir nova capacidade (antecipação das obras com as

quais foram atingidos os 30,08 MMm 3/d), ou oferecê-la a terceiros. A Petrobras

pode obtê-la e utilizá-la mesmo quando outros estejam dispostos a oferecer um

preço maior por ela. É seu direito exclusivo expulsar qualquer eventual

competidor, sem que este sequer chegue a formular a sua oferta;

• Capacidade Adicional Disponível: neste caso, a capacidade adicional (entre a

utilizada e os 30,08 MMm 3/d) pode ser oferecida a terceiros, mas a Petrobras

conta com um Right of First Refusal (RFR) ou direito a ficar com a capacidade,

bastando para isso igualar a melhor oferta dos outros. É seu direito exclusivo

repelir qualquer competidor igualando sua oferta, sob pena de nulidade dos

contratos que o violarem;

• Direito de 1ª Prioridade para serviço TCQ: sempre que um terceiro vier a

requerer da TBG o transporte de gás utilizando a capacidade adicional

disponível, a Petrobras deve ser informada, no caso de desejar aumentar o TCQ

usando essa capacidade. Caso não a utilize em 30 dias, a TBG fica em

condições de negociá-la livremente com terceiros. Na verdade, durante o período

previsto para essa negociação (5 meses), e também depois de vencido esse

prazo e antes de a TBG assinar o contrato com um terceiro, a Petrobras pode

requerer para si o uso dessa capacidade (ao longo da negociação), ou a TBG

deverá oferecê-la novamente, antes de assinar contrato com um terceiro;

• Direito de 1ª Prioridade para Serviço de Transporte Interruptível (STI): a

Petrobras tem o direito da primeira oferta (Right of First Refusal) para ficar com

qualquer capacidade interruptível requerida por um terceiro;

• Procedimentos de Programação e Despacho: é concedida à Petrobras a

prioridade na alocação da capacidade do gasoduto em caso de restrição de

transporte.

A falta de adequação destes contratos impedirá o acesso de novos produtores ou

distribuidores às redes já existentes, tornando ineficiente a aplicação do sistema de

acesso contratual regulado.

O processo de adequação dos contratos poderá ser desenvolvido a partir das

seguintes pautas:


39

• Abertura de um processo de renegociação dos contratos entre os agentes na

atividade de transporte, com a coordenação da ANP; e

• Paralelamente, instrumentação de períodos de transição e mecanismos de

compensação de eventuais perdas pela afetação dos direitos do carregador

original, como conseqüência da renegociação dos contratos.

Operação da rede básica de transporte

Propõe-se a unificação do funcionamento da rede básica de transporte sob um

mesmo regulamento de operação, uso e expansão da capacidade ("Regulamento de

Despacho" / TCG de Serviço).

Os transportadores autorizados (TBG, Projeto Malhas, TSB, Transpetro e outros)

continuariam com a gestão operativa de seu sistema, mas repartiriam o uso da

capacidade e coordenariam suas atividades através do Regulamento de Despacho.

As modificações estruturais na regulação das transações no sistema de transporte

apresentam as seguintes virtudes:

• Favorecem a não-discriminação, através de uma maior transparência na

repartição da capacidade disponível no sistema;

• Promovem o desenvolvimento da concorrência a partir da eliminação de

barreiras à entrada de novos participantes no mercado;

• Evitam (em grande parte) a aparição de conflitos de acesso aos serviços de

transporte pela utilização de contratos modelo e procedimentos de despacho

regulados; e

• Fomentam a criação de um mercado secundário de capacidade e promovem a

liquidez de capacidade nos sistemas de transporte para contratação de forma

secundária.

Categoria da infra-estrutura e tipo de acesso

De acordo com a Lei 9.478/97, a ANP tem a obrigação de reclassificar os dutos de

transferência (interesse específico e exclusivo do proprietário das instalações) como


40

dutos de transporte (interesse geral) quando se verifique o interesse de um terceiro

em utilizar a capacidade do duto.

A distinção legal entre dutos de transferência e de transporte está, portanto,

centrada no interesse dos usuários, sem que a norma se aprofunde em maior

detalhamento.

A preferência do proprietário dos gasodutos denominados de "Captação Própria",

conforme a classificação de gasodutos da Seção VI.1 deste documento, deverá ser

regulamentada garantido a este seu direito prioritário a transportar sua produção.

Com relação aos gasodutos de "Captação Compartilhada" será possível: (i) permitir

o acordo entre partes no que se refere às tarifas do serviço e à faculdade da ANP

para intervir em caso de desacordo; ou (ii) a fixação de tarifas máximas pela ANP.


41

Casos de exceção ao Acesso Regulado

Prevê-se a exceção à regra acima definida de forma a se viabilizar obras de infra-

estrutura que não possam ser executadas sob o sistema de acesso aberto em um

período inicial de operação.

O estabelecimento de mecanismos de exceção ao acesso contratual regulado para

projetos específicos deverá estabelecer:

• Quais projetos serão excetuados da aplicação do acesso regulado;

• Os critérios de classificação;

• Os períodos de exclusividade; e

• O mecanismo de repartição da capacidade, etc.

Nos casos excepcionais nos quais o MME determine um tratamento especial no uso

de uma extensão ou ampliação da rede básica, deverão ser cumpridas as seguintes

condições:

• As variantes de serviços considerados básicos requerem publicação e

oferecimento sobre as mesmas bases a todos os usuários; e

• A metodologia de cálculo de custos deve ser transparente e refletir os

determinantes dos custos de transporte.

Os condicionantes ao acesso podem consistir no estabelecimento de:

• Prioridades na repartição da capacidade para aqueles agentes que desenvolvem

projetos por um prazo determinado (first refusal, outros);

• Um período inicial de desenvolvimento no qual o acesso permanecerá fechado

por um prazo determinado; ou

• Outras modalidades a serem determinadas.

A variável que estabelece um período inicial de acesso fechado à infra-estrutura

poderia ser aplicada a gasodutos exclusivos entre uma jazida e um consumidor que


42

seja propriedade do produtor, e que esteja localizado em um raio pré-determinado

da jazida (em um raio de 200 km, por exemplo). Nestes casos, necessariamente o

consumidor deverá poder negociar livremente seu contrato de abastecimento

(mesmo que seja propriedade do produtor, como, por exemplo, uma petroquímica da

Petrobras).

IV.2.1. SISTEMA TARIFÁRIO

No presente ponto é proposto o sistema tarifário para o serviço de transporte, como

parte de um esquema de acesso regulado.

Nível das tarifas

O nível das tarifas de transporte deve ser fixado de modo a permitir que um

operador eficiente possa obter receitas que possibilitem recuperar os custos de

operação e a depreciação dos ativos e garantam uma taxa de retorno razoável sobre

seus investimentos.

Propõe-se que seja adotada a fixação de tetos tarifários (regulação por price cap)

como mecanismo regulatório, com o estabelecimento de períodos fixos durante os

quais estes tetos sejam ajustados por uma fórmula preestabelecida.

Embora os fatores que possam incidir na eleição de um mecanismo regulatório

sejam diversos, um dos fundamentos principais da adoção do price cap para o

Modelo Concorrencial provém do fato de que tal mecanismo está orientado a gerar

incentivos que emulem os resultados de um mercado competitivo, já que, com ele,

os resultados obtidos pela empresa dependem de seu desempenho e das condições

de mercado.17

O modelo de regulação baseado em um preço teto (price cap) permite à companhia

maior flexibilidade na determinação da estrutura tarifária, o que possibilita uma

17 No Modelo Cooperativo, no qual se adota um maior grau de integração vertical e um ritmo menos acelerado de transição à concorrência, se optou por um mecanismo regulatório do tipo “custo do serviço” ou “taxa de retorno máxima”, no qual se gera um menor risco (sempre que as regras limitem o oportunismo nas revisões tarifárias), com um custo de capital mais baixo, mas com menores incentivos para o comportamento eficiente da companhia regulada.


43

melhor adaptação às condições de um mercado aberto e crescentemente

competitivo.18

Este mecanismo, ainda, gera sinais de preços previsíveis e transparentes para os

agentes que atuam nas demais etapas da cadeia produtiva, facilitando a entrada de

novos agentes e o desenvolvimento das transações.

A revisão do teto tarifário, realizada ao final de cada período deverá incentivar a

eficiência e minimizar distorções que possam ter sido geradas na repartição de

recursos ao longo da cadeia produtiva do gás natural.

O caráter fixo dos períodos regulatórios implica que não será possível adiantar a

revisão tarifária devido a mudanças nos custos ou na rentabilidade em relação às

projeções realizadas ao calcular a tarifa inicial. Esta é uma característica central do

mecanismo regulatório proposto já que, ao desvincular as tarifas dos custos

efetivamente incorridos pela empresa, é gerado um esquema de alto poder de

incentivos, promovendo a eficiência produtiva.

Deve-se especificar os critérios de revisão tarifária, dentre eles a metodologia de

avaliação dos investimentos para fins tarifários. Desta maneira se contribuiria para a

redução do custo de oportunidade do capital do investidor, ao diminuir o risco de

perdas de capital devido a mudanças nos critérios assumidos nas suas projeções do

negócio. Com isto, seria possível a fixação de tarifas iniciais mais baixas.

Estrutura tarifária

A estrutura tarifária buscará garantir que os serviços de transporte reflitam os custos

de sua prestação e os padrões de consumo (firme ou interruptível).

o Fator distância:

18 Ver

• Sappington, David. “Price regulation and incentives”. University of Florida. December 2000 (Forthcoming in Handbook of Telecommunications Economics Cave, Majumdar and Vogelsang)

• Viscusi, W. K., Vernon, J.M. y Harrington, J.E. “Economics of Regulation and Antitrust”, Third Edition, ch.12. The MIT Press, 2000

• Braeutigam, R.R. y Panzar, J.C. “Effects of the Change from Rate-of-Return to Price-Cap Regulation”. American Economic Review, May 1993.


44

Uma das principais modificações propostas refere-se à substituição do sistema de

tarifas postais por outro que considere a distância como um dos determinantes dos

custos.

Para se promover uma transição não abrupta que traria reflexos negativos nos

pontos de entrega mais distantes dos principais centros de consumo, propõe-se que

sejam determinadas zonas tarifárias, dentro das quais não haja variações de tarifas

por distância. Desta maneira, as variações tarifárias para os clientes que se

encontram localizados nos extremos do sistema de transporte serão menores que se

utilizada uma tarifa por milha ou km19.

Não se recomenda neste modelo a coexistência de tarifas postais e por distância, o

que geraria maior complexidade regulatória20.

19 Além do postal, existem dois critérios principais analisados recentemente na literatura especializada: a) o mecanismo de determinação de tarifas de entrada e saída (E-S): o custo de transporte para o carregador surge da soma das tarifas separadas pela capacidade de entrada e saída do sistema de transporte; b) Tarifas por trajeto relacionadas com a distância: a tarifa de transporte corresponde a um trajeto específico entre um ponto (ou zona) de entrada e um ponto (ou zona) de entrega. Estas tarifas são superiores para os trajetos nos quais a distância entre ambos pontos ou zonas é maior. É conveniente distinguir os mecanismos de determinação de tarifas da definição da capacidade contratada: poderiam existir distintas combinações entre os três tipos de tarifas (postal, baseadas na distância e tarifas de entrada / saída) e três tipos de capacidade (postal – completa flexibilidade de pontos de recepção e entrega –, ponto a ponto – pontos de recepção e entrega rígidos – e capacidade de entrada e saída – pontos de entrega flexíveis e pontos de recepção fixos –). O mecanismo de determinação de tarifas por trajeto costuma ser mais simples e permite uma melhor articulação de tarifas quando existem diferentes subsistemas com diferentes operadores. No entanto, a favor do mecanismo (E-S) pode se argumentar que é mais adequado para promover a concorrência e as transações, pois permite refletir melhor os custos quando os fluxos físicos e contratuais de transporte não são coincidentes. Quando existem múltiplos pontos de recepção e entrega, podem existir situações nas quais os fluxos físicos de gás efetivamente transportados sejam inferiores aos volumes contratados. Em tais casos, podem surgir efeitos discriminatórios em contra dos novos entrantes com respeito aos carregadores existentes (incumbents) devido aos efeitos de carteira (portfolio effects). Em um esquema de tarifas ponto a ponto baseadas na distância, os ofertantes com uma grande carteira de contratos podem reduzir seus custos de transporte compensando os fluxos em direções opostas através de swaps. Em contrapartida, os potenciais entrantes deveriam enfrentar maiores custos de transporte, com a conseqüente perda de competitividade, resultando em uma menor atração do mercado. Nestes casos, o sistema de entrada / saída permite que as tarifas de transporte reflitam mais adequadamente os custos marginais de longo prazo do transporte entre os pontos de recepção e entrega, (de fato os contratos em sentido inverso ao fluxo físico – back-haul – reduzem a dimensão da infra-estrutura requerida). Isto poderia se cumprir em um sistema de tarifas baseadas na distância considerando taxas de intercâmbio e deslocamentos (back-haul) negativos, no entanto, isso poderia aumentar sua complexidade. De todo modo, o viés favorável ao sistema de entrada / saída se baseia em alguns pressupostos teóricos que podem não ser representativos. Podem-se enfrentar problemas de implementação se taxas de entrada e saída negativas forem requeridas, e, por tanto, dificilmente estas taxas reflitam completamente os custos marginais de longo prazo. Adicionalmente, o sistema de taxas de entrada / saída não é igualmente adequado se o objetivo for buscar que as tarifas reflitam custos médios, (em lugar de custos marginais). 20 A maior incidência da mudança de critério de tarifa postal à tarifa por distância seria observada no transporte para importação de gás desde Bolívia, correspondente à demanda localizada nos extremos do sistema (perto da fronteira ou ao sul de São Paulo), mas as tarifas até onde se localizam a maior parte da demanda não seriam significativamente afetadas. Além disso, se os preços de gás de importação se encontrassem em processo de renegociação, a mudança de critério tarifário seria


45

Propõe-se, assim, a implementação de um esquema tarifário que reflita os custos.

Um de seus principais determinantes seria a distância percorrida pelo gás, que teria

o seu peso nos cálculos aumentado de forma gradual, através de consecutivas fases

de implementação. Os critérios tarifários devem ser homogêneos em cada fase, no

sentido de incidir de forma igualitária sobre a totalidade dos carregadores e dos

sistemas de gasodutos.

Consideram-se três opções para o desenho de um cronograma de incidência

gradual da variável distância:

(i) Zonas tarifárias maiores na primeira fase e menores ao final;

(ii) Zonas tarifárias definitivas desde o início e fases escalonadas de

ajuste de tarifas; e

(iii) Mix tarifas postais – a tarifa seria o resultado da soma de uma

tarifa postal e uma tarifa por distância. O peso percentual, nessa

soma, da tarifa por distância aumentaria ao longo do período de

transição até alcançar 100% (quando a tarifa postal não mais

seria considerada).

o Serviços e Tarifas:

A oferta de diferentes serviços de transporte para usuários com diferentes padrões

de consumo é uma resposta ao problema de determinação de tarifas quando a

demanda é flutuante e a capacidade é fixa (não se pode adaptar às flutuações de

demanda).

A teoria econômica indica que se com preços que refletissem o custo marginal

houvesse excesso de demanda no período de “pico”, deveriam ser fixados preços

superiores ao custo marginal que equilibrassem o mercado neste período. Desta

maneira, os custos de capital, associados à capacidade de transporte disponível,

absorvida, ao menos em parte, pelo preço de importação pago aos produtores bolivianos, o qual reduziria o impacto nos carregadores.


46

seriam pagos fundamentalmente por aqueles que demandassem no período de

pico21.

Os serviços firmes são usualmente desenhados para cumprir com o preceito

enunciado no parágrafo anterior e requerer dos carregadores que demandam no

período de pico a maior parte da receita para viabilização do custo da capacidade

instalada. Dado que os custos de capacidade são majoritariamente fixos (i.e., não

dependem do volume transportado), as tarifas de transporte firme costumam adotar

uma estrutura na qual a maior parte do custo de capacidade é recuperada através

de uma taxa de reserva de capacidade22 (demand / capacity charge) e os custos

variáveis23 são recuperados através de uma taxa variável (commodity charge).

Em contrapartida, o serviço interruptível não requer o pagamento da tarifa de

capacidade, mas apenas de uma taxa variável em função do volume transportado, já

que está disponível somente na medida da capacidade firme não utilizada. Em

muitos casos, a taxa variável correspondente ao serviço interruptível pode ser mais

alta que o custo marginal de curto prazo (ou custo variável), a fim de que os

demandantes do período de pico contribuam parcialmente para recuperar o custo da

capacidade, mas também para evitar o free-riding: a possibilidade de interrupção do

serviço de transporte (medida, por exemplo, em quantidade de dias com restrições

de abastecimento) diminui quando aumenta a capacidade.

Recentemente surgiram os serviços firmes de curto prazo, como um mecanismo

mais flexível que pode coexistir com o serviço firme de longo prazo e o serviço

interruptível24.

A diferença na duração dos contratos pode proporcionar maior flexibilidade e

compatibilidade entre o valor da capacidade e os riscos associados com os

contratos de longo prazo. Assim, sob certas condições, poderiam ser gerados sinais

21 Ver Train, Kenneth “Optimal Regulation”, The Economic Theory of Natural Monopoly. MIT, 1995. Capítulo 8. 22 100% do custo fixo de capacidade poderia ser recuperado através da taxa de reserva se fosse utilizado o critério de repartição de custos SFV (straight fixed variable). Ver: Energy Information Administration “FERC Ratemaking Process”, Energy Policy Act Transportation Study: Interim Report on Natural Gás Flows and Rates. Apêndice D. 23 Associados fundamentalmente ao consumo de combustível e às perdas do sistema. 24 A modo ilustrativo, o caso das tarifas de transporte no Canadá exibe a coexistência destes três serviços. National Energy Board (April 2000), “Reasons for Decision In the Matter of TransCanada PipeLines Limited. Interruptible Transportation and Short Term Firm Transportation Tariff Amendments”. RH-1-99


47

eficientes se as tarifas para a capacidade firme de curto prazo nos períodos de pico

forem superiores às tarifas do serviço firme de longo prazo25.

A assimetria de informação a respeito das características da demanda dificulta a

fixação de uma tarifa predeterminada por parte do regulador. Para enfrentar este

problema, ao invés de fixar uma tarifa única para este serviço, poderia ser

determinada uma banda de tarifas possíveis com um valor mínimo dado pelo

equivalente diário da tarifa firme a 100% de fator de carga e um valor máximo

proporcional a tal valor26.

Em uma segunda fase de implementação das reformas, uma alternativa para

melhorar a fixação destas tarifas seria a utilização de mecanismos de leilão para que

o preço da capacidade de curto prazo reflita mais adequadamente as condições de

mercado. Tais mecanismos poderiam ser utilizados também, como foi proposto, para

os leilões de capacidade de revenda (mercado secundário), de modo a unificar o

âmbito de transações em relação aos serviços potencialmente substitutos.

Esta flexibilidade, por um lado, permitiria reduzir a carga dos custos fixos de

capacidade sobre o resto dos carregadores e, por outro, geraria sinais eficientes

para as decisões de expansão.

Em síntese, os critérios para reflexão de custos estabelecidos neste modelo podem

ser aplicados à tarifação de três tipos de serviço principais: (i) Serviço Firme de

longo prazo (mínimo um ano); (ii) Serviço Interruptível; e (iii) Serviço Firme de curto

prazo (menos de um ano).

Estes critérios, por um lado, permitiriam a utilização da capacidade de maneira

eficiente e em condições não discriminatórias para os carregadores; por outro,

gerariam sinais econômicos que incentivem a expansão dos sistemas de transporte

e, adicionalmente, constituiriam um conjunto de regras claras e estáveis que

reduziriam os conflitos no mercado.

A implementação das mudanças na regulação tarifária de transporte deve ser

consistente com os critérios que conduzam a política de formação de preços do gás

natural (desenvolvidos na seção seguinte).

25 Para uma análise da experiência nos Estados Unidos, ver: The Regulatory Policy Institute – Oxford (2001), “International Practice in Gas Price Reviews”, FIEL / ENARGAS


48

A transição rumo a um mercado mais competitivo buscaria, em uma primeira etapa,

simular a arbitragem através de mecanismos de formação de preços com maior

intervenção regulatória.

Paralelamente, o esquema de tarifas de transporte dessa primeira fase deve ser

compatível com o esperado posterior incremento na competição: as tarifas de

transporte devem ser desenhadas de maneira a permitir que a arbitragem seja

possível à medida que se multiplique o número de ofertantes e demandantes e

aumente a liquidez do mercado27.

A medida que o mercado e a concorrência se desenvolvam, e que se consolide a

estrutura tarifária ao se estabelecer as zonas tarifárias definitivas e as tarifas por

distância entre zonas, seria possível buscar a otimização do Modelo Concorrencial.

Alguns dos instrumentos que permitiriam otimizar o desempenho da indústria

poderiam provir do aperfeiçoamento do mercado secundário de capacidade, de

modo que seja possível negociar livremente os direitos de capacidade de transporte

firme em condições competitivas através de um mecanismo de leilões28.

O esquema de leilões, como foi destacado anteriormente, poderá ser utilizado

também para as transações de capacidade firme de curto prazo. Deste modo, ao

unificar o âmbito de transações, facilita-se o desenvolvimento do mercado de gás

nos diferentes centros de demanda, de forma consistente com o esquema de

formação de preços proposto na Seção IV.3.

IV.3. POLÍTICA DE FORMAÇÃO DE PREÇOS DE GÁS NATURAL ATÉ

OS CITY GATES

Os mecanismos de formação de preços ao longo dos diferentes segmentos da

cadeia de valor do gás natural devem ser consistentes com os objetivos da reforma

ao modelo de organização e funcionamento da indústria.

26 No Canadá, para o caso das tarifas do serviço firme de curto prazo de Transcanada, se fixou uma banda utilizando um critério similar ao aqui proposto para o valor mínimo e um valor máximo equivalente a 4 vezes o valor mínimo. National Energy Board (2000), op.cit. 27 Neste caso, as taxas de “intercâmbio e deslocamento” (back-haul) devem facilitar a integração do mercado. Ver Nota 19 referente ao assunto. 28 O mercado secundário deverá desenvolver-se em uma fase na qual o mercado primário já tenha se desenvolvido suficientemente de acordo com as regras de funcionamento estabelecidas no modelo proposto.


49

Nesse sentido, os níveis dos preços e tarifas, assim como a sua forma de

determinação, constituem-se em elementos centrais do modelo selecionado, já que

servirão como sinais para as tomadas de decisões por parte dos diferentes agentes

econômicos envolvidos.

Sendo assim, o Modelo Concorrencial e os mecanismos de formação de preços

buscam melhorar os incentivos para uma alocação mais eficiente dos recursos

disponíveis, assim como incrementar sua disponibilidade no futuro.

A teoria econômica e a experiência internacional demonstram que estes objetivos

podem ser alcançados por decisões descentralizadas em mercados competitivos,

nos quais as externalidades sejam pouco significativas. Entretanto, o diagnóstico

realizado anteriormente permite assegurar que tais condições não se verificam na

indústria de gás brasileira.

Quanto às condições de concorrência, observou-se que a combinação de integração

vertical, concentração da oferta e acesso negociado não viabilizou uma maior

redução das barreiras à entrada, ou seja, o desenvolvimento de um mercado mais

competitivo.

No Brasil, o preço do gás (commodity) é formalmente livre. Contudo, a forte

concentração da oferta e as diferentes políticas de preços para cada segmento

dificultam a formação de um mercado mais competitivo.


50

Diretriz: Gerar um sistema regulatório que descentralize as decisões de consumo e

de investimento nos segmentos potencialmente concorrenciais e que simule o

funcionamento de um mercado competitivo nos segmentos ainda pouco desafiáveis.

Os objetivos desta diretriz consistem em:

• Gerar sinais de preço que permitam uma melhor transição ao mercado

competitivo;

• Gerar sinais adequados para o desenvolvimento do gás como uma opção

competitiva para a demanda de energia dos diferentes setores da economia; e

• Permitir maior previsibilidade na formação de preços, beneficiando investidores e

consumidores;

Com a finalidade de alcançar estes objetivos, propõe-se desenvolver instrumentos

que permitam a implementação gradual das mudanças regulatórias de modo que se

adaptem à evolução da indústria e ao aumento da concorrência.

• Definição das condições de concorrência necessárias para permitir a

desregulamentação do preço do gás natural;

Dado que o modelo proposto comporta um esquema regulatório inicial

correspondente à primeira fase da transição rumo a um mercado mais

competitivo, resulta conveniente estabelecer com antecedência os critérios para

determinação da existência de condições de concorrência efetiva.

Quando o mercado apresentar condições de concorrência efetiva, poder-se-á

avançar com a desregulamentação do preço do gás. As diretrizes usuais para a

análise de defesa da concorrência prevêem que as condições de concorrência

efetiva estarão dadas a partir do momento em que se estime que as barreiras à

entrada, tanto legais como econômicas, não sejam suficientes para impedir o

ingresso de um novo ofertante, caso os existentes tentem exercer seu poder de


51

mercado (por exemplo, aumentando os preços para acima do nível de

concorrência) 29.

No caso da indústria brasileira, a ação regulatória referente ao controle do

acesso de terceiros à infra-estrutura de transporte será de suma relevância para

evitar práticas verticais que permitam o surgimento de barreiras à entrada de

competidores.

A fim de cumprir com os critérios mencionados, recomenda-se um trabalho

conjunto da ANP e as agências de concorrência (CADE / SEAE / SDE).

• Instrumentos de promoção da competição e do desenvolvimento do mercado.

À medida que a indústria do gás se desenvolva, dever-se-ia avançar na abertura

do downstream, de modo a gerar opções de serviço para os usuários finais e,

por sua vez, oportunidades de entrada para novos ofertantes. Ainda assim,

recomenda-se a realização de um monitoramento do grau de concorrência.

Uma ferramenta à qual se pode recorrer para promover a concorrência e a

diversificação da oferta é a restrição da comercialização conjunta de gás por

parte de empresas de um mesmo consórcio de produção, naqueles casos onde

a associação induza ou consolide uma posição dominante no mercado. Medidas

similares têm sido desenvolvidas em vários países analisados na Fase I do

projeto. Tanto Espanha, Noruega, Colômbia como alguns membros da União

Européia (ex. Itália), têm tomado medidas que limitam a comercialização de gás

por parte de um agente dominante ou de um grupo de ofertantes.

Na medida em que os produtores que comercializem sua produção de forma

conjunta não apresentem tal característica, esta prática pode fortalecer a

concorrência e a gestão eficiente dos recursos, ao favorecer a entrada de

pequenos produtores (que podem economizar custos de transação e alcançar

uma escala suficiente para cumprir uma oferta competitiva).

Esquema regulatório inicial, até que o mercado desenvolva condições de

concorrência efetiva: Regulação do preço do gás nacional mantendo

desregulado o preço do gás importado, no qual a metodologia de

29 Pode citar-se como antecedente o caso da Colômbia (ver Fase I do presente projeto), onde se estabeleceu um período regulado de transição com uma duração de 10 anos (1995-2005), prevendo-se a liberação de preços quando exista uma efetiva concorrência.


52

determinação do preço do gás nacional “simule” a arbitragem30, visando

favorecer a formação de um mercado mais integrado.

Em primeiro lugar, propõe-se a criação de um mercado integral. Um esquema

apropriado de preços para a commodity e o transporte permitiria integrar os

diferentes centros de consumo e produção conectados pelo sistema de

transporte em um único mercado. A construção de um mercado integral permite,

por um lado, homogeneizar o conjunto regulatório e simplificar os sinais

econômicos para a tomada de decisões de consumo e investimento por parte de

agentes atuais ou potenciais. Por outro lado, um mercado integral permite

aumentar a quantidade de transações possíveis e as opções de arbitragem,

incrementando, por conseguinte, sua “liquidez” e seu potencial competitivo.

Adicionalmente, recomenda-se a adoção de um esquema de adesão dos

ofertantes a um mecanismo pré-determinado de formação de preços:

o O preço do gás importado: surgiria da negociação entre as partes e seria

aplicável a contratos entre qualquer ofertante;

o O preço do gás nacional: estabelecer-se-ia um teto máximo e cabem

duas alternativas a considerar:

§ A primeira delas, aplicável à compra de gás das distribuidoras

para revenda em seu mercado. Assim, a Petrobras ou qualquer

outro produtor não pode se negar a vender a esse preço, exceto

por restrições técnicas devidamente justificadas. A distribuidora

informará os volumes líquidos de gás natural importado que serão

necessários para atender a seus usuários. Para o restante dos

volumes demandados, tanto por distribuidoras, como por grandes

consumidores, o preço será negociado.

§ A segunda alternativa é que todo o gás nacional esteja sujeito ao

preço máximo, o qual simplificaria a carga regulatória e limitaria à

discricionariedade, mantendo incentivos para os produtores

nacionais. No esquema proposto, o preço em boca de poço

30 A opção sugerida é uma alternativa intermediária entre a desregulamentação completa de preços, para a qual não estão dadas as condições em uma primeira fase do período de transição, e uma regulação total, que poderia colidir com direitos adquiridos originados nos contratos de importação / exportação existentes.


53

nacional seria superior ao preço na fronteira do importado, devido

a sua maior proximidade a São Paulo e às tarifas por distância (de

fato, é possível que a restrição de preços não seja operativa: um

produtor novo poderia estar disposto a oferecer descontos para

ganhar mercado).

De forma complementar requerer-se-á a outorga de um papel regulatório relevante a

diferentes organismos do Estado para garantir o cumprimento das regras, mas com

uma configuração que facilite a transição rumo a um mercado mais desenvolvido no

futuro;

A metodologia de cálculo do preço regulado para o gás de origem nacional que se

sugere na próxima seção e, a possibilidade de arbitragem, limitarão o poder de

mercado do lado da oferta e permitirão que os preços do gás nacional para o

segmento desregulado se tornem competitivos.

O sistema de formação de preços desenhados para a fase inicial do Modelo

Concorrencial está orientado para promover a concorrência entre fontes alternativas

de abastecimento de gás (concorrência entre bacias de gás). Por isto, utiliza-se uma

referência de preços do segmento desregulado e um mecanismo aditivo (”add-on”)

para fixar o preço city gate no principal centro de demanda, de modo que o gás

natural nacional funcione como uma base de preços31. Desse modo, não se recorre

neste modelo a uma alternativa, caso tenha sido desenvolvida no Modelo

Cooperativo, que referencia o preço do gás natural ao dos combustíveis substitutos,

já que esta alternativa, embora limite o poder de mercado dos ofertantes de gás, não

permite aproveitar as vantagens competitivas.

31 Embora em um esquema de tarifas por distância poderia conduzir maiores rendas devido a sua localização mais próxima aos centros de demanda.


54

Metodologia de determinação do preço regulado do gás de origem nacional

O preço do gás nacional na boca de poço será obtido a partir de uma combinação

seqüencial de 2 critérios:

a) Metodologia do tipo “add-on”:

Em primeiro lugar, utilizar-se-á uma metodologia do tipo “add-on” para a

determinação do preço city gate no principal centro de demanda (ex. São Paulo):

o A base de cálculo será um preço de referência de importação (para o gás

como commodity) e se adicionará o custo de transporte até o city gate;

o O preço de referência de importação será calculado de modo a refletir o

custo de oportunidade do gás nas condições de mercado prevalecentes

ao momento de sua determinação32.

b) Metodologia do tipo “net-back”:

Uma vez determinado o preço city gate de acordo ao descrito no ponto ‘a’, utilizar-

se-á uma metodologia do tipo “net-back” para determinar o preço em boca de poço

do gás de origem nacional: o preço na boca de poço será obtido deduzindo do preço

city gate os custos de transporte correspondentes entre o city gate e cada ponto de

entrada do gás nacional ao sistema de transporte.33

Sistema Nordeste

Dado que o sistema da região Nordeste não se encontra integrado ao sistema SE/S,

apresentam-se as seguintes opções:

• Integrar de forma virtual o mercado abastecido por este sub-sistema,

determinando uma tarifa de transporte para a conexão entre ambos sub-

sistemas e calculando o preço do gás nacional regulado para a região Nordeste

32 Por exemplo, poderia ser calculado como a média móvel dos preços correspondentes aos contratos de prazo superior a um ano, assinados durante os 12 meses anteriores à data de vigência do preço de referência. O cálculo poderia se atualizar a cada seis meses, para refletir a evolução do custo de oportunidade do gás de importação. Isto visa evitar outra alternativa que pode ter maior volatilidade do que a dos preços marginais. 33 Esta metodologia deve ser consistente com o esquema tarifário para o transporte que se propõe na seção seguinte.


55

a partir da metodologia “net-back” em relação ao preço city gate no sistema

SE/S. Neste caso, os preços regulados seriam mais próximos aos vigentes, uma

vez que se interconectem ambos mercados e a CCG possa operar em condições

de concorrência como um mercado integral (possibilitando a arbitragem entre os

preços de gás de diferentes origens)34.

• Alternativamente poderia ser adotado um esquema similar ao proposto para a

determinação do preço do gás no sub-sistema SE/S, mas de forma independente

dos preços neste último, utilizando como referência o preço do GNL importado

de Trinidad ou da Nigéria;

IV.4. GRAU DE INTEGRAÇÃO VERTICAL DAS ATIVIDADES

A separação das distintas atividades da cadeia – principalmente da atividade de

transporte, que possui características de monopólio natural – é condição necessária

para o desenvolvimento do Modelo Concorrencial.

No caso brasileiro, é possível identificar um elevado grau de integração dos

segmentos da indústria de gás natural. A Petrobras é líder de mercado em todos os

elos da cadeia de valor do referido energético (produção, importação, transporte,

distribuição e consumo) e de combustíveis substitutos (combustíveis líquidos, GLP,

entre outros).

Esta posição dominante da Petrobras funcionou (e ainda funciona) como uma

barreira à entrada de outros agentes, os quais, ao invés de competir com o líder,

associaram-se a este.

É importante destacar, ainda, que a Lei nº 9.478/97, que buscou introduzir a

competição na indústria de gás natural, não dotou a ANP de instrumentos

necessários para limitar a participação dos agentes nas distintas atividades. Desta

forma, as ações da Agência na regulação do segmento de transporte não foram

suficientes para deter a posição dominante da Petrobras nos diversos segmentos da

cadeia em relação ao modelo proposto pela Lei N.º 9.478/97.

34 Devido à extensão e variedade de bacias que apresenta o sistema Nordeste, o preço em boca de poço de algumas jazidas poderia se ver reduzido se o preço city gate surgisse como net back value do determinado em São Paulo.


56

Enfatiza-se que a existência de uma legislação que restringisse a integração de

atividades favoreceria a entrada de novos agentes, aumentando as possibilidades

de negócios e contribuindo para o estabelecimento de condições isonômicas para os

carregadores.

A partir da implementação das alternativas propostas a seguir, estima-se que

aumentarão as opções dos usuários para a escolha de distintas classes de serviços.

.A evolução das questões relacionadas à integração das atividades dependerá da

alternativa a ser adotada. Deve-se apontar, ainda, para a importância destas

medidas serem coordenadas com os demais instrumentos considerados no modelo.

Diretriz: Limitar a integração vertical na cadeia de gás a fim de fomentar a

concorrência

A partir do estabelecimento de limites à integração das atividades do setor, procura-

se gerar condições isonômicas para os carregadores, alternativas de preços e

melhor qualidade dos serviços, bem como, também, dificultar as práticas

monopólicas ou abusivas derivadas de posição dominante que obstaculizem o

normal e eficiente desenvolvimento do mercado de gás natural no Brasil. Desta

forma, objetiva-se permitir uma maior transparência nas transações da cadeia.

• .Com esta finalidade, são promovidos os seguintes instrumentos:

• Exigência de separação jurídica, organizacional (pessoal alocado especialmente

a determinada empresa) e gerencial das empresas que atuam em cada um dos

segmentos da cadeia do gás natural.

• Integração ou desintegração das atividades:

o Alternativa 1 – Desintegração das atividades:

§ Estabelecimento de uma regulação de estrutura que limite a

participação dos diversos agentes do setor nos diferentes elos da

cadeia do gás, de forma tal a fomentar a concorrência nas

atividades potencialmente competitivas;

§ A limitação das participações cruzadas nos diferentes segmentos

do setor de gás natural cria a possibilidade de contar com um


57

transportador independente que não se encontre sujeito ou

condicionado aos interesses dos produtores ou consumidores;

§ Considerando o grau de maturidade do mercado de gás natural no

Brasil, propõe-se a implementação de um sistema que restrinja,

por etapas, a participação de um agente nas atividades de

produção e de transporte simultaneamente.

§ Pauta temporal:

• Prazo de 5 anos a partir da introdução do marco

regulatório (por exemplo, a entrada em vigência da nova

Lei do Gás) quando, então, os produtores de gás não

poderão ter mais de uma determinada participação

acionária de uma transportadora e vice-versa;

• Prazo de 10 anos a partir desse mesmo marco, quando os

produtores terão que reduzir tal participação fixada para os

5 anos anteriores a um valor a ser estabelecido.

o Alternativa 2 – Integração das atividades:

§ Limitação ao uso da capacidade de transporte: permitir a

integração vertical, limitando, porém, o uso da capacidade do duto

do qual é titular o transportador controlado pelo produtor que

adquire essa capacidade;

§ Não são estabelecidas limitações ao controle ou à participação

acionária entre os diferentes segmentos da indústria nem cotas,

volumes de provisão ou recepção da commodity, ou do "serviço

de transporte ou distribuição". Apenas exige-se a separação

jurídica, organizacional e gerencial das empresas que atuam em

cada um dos segmentos da cadeia do gás natural, permitindo a

integração no que tange à propriedade. Nestes casos, prevê-se a

criação da figura do Operador do Sistema do Gás Natural (OSG)

para coordenar os fluxos operativos entre subsistemas da rede

básica e centralizar os pedidos de expansão provenientes dos

diferentes sub-sistemas.


58

Operador do Sistema de Gás Natural (OSG)

No caso da adoção da alternativa que permite a integração das atividades, prevê-se

a criação de um Operador do Sistema de Gás Natural (OSG) que terá como

principais funções:

• A coordenação e controle da operação da rede de transporte;

• A proposição de regras para a operação das instalações de transporte (a serem

aprovadas pela ANP); e

• A centralização dos pedidos de expansão provenientes dos diferentes

transportadores.

A Lei nº 10.848/04, que estabeleceu o marco legal do novo modelo elétrico, dispôs

também sobre as atribuições do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que

possui funções similares às propostas para o OSG. Desta forma, entende-se

conveniente que estes dois operadores tenham um funcionamento e uma estrutura

organizacional similares.

Características do OSG a serem estabelecidas:

a) Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos;

b) Autorizado pelo MME, na qualidade de poder concedente;

c) Regras de organização e funcionamento definidas pelo poder concedente;

d) Fiscalizado e regulado pela ANP; e

e) Integrado por representantes dos segmentos de produção, transporte e

distribuição, bem como dos consumidores.

IV.5. ABERTURA DO MERCADO DOWNSTREAM.

A distribuição do gás natural representa uma atividade naturalmente monopólica. No

entanto, é importante ressaltar que, no Brasil, as empresas distribuidoras realizam

duas atividades: i) a distribuição por dutos e ii) a comercialização, esta última de


59

natureza competitiva. Assim sendo, na prática, não existe separação entre estas

duas atividades, que poderiam ser desempenhadas de forma autônoma, por outros

prestadores que não as distribuidoras.

Conforme o § 2º do Artigo 25 da Constituição Federal de 1988 – alterado pela

Emenda Constitucional N.º 05/1995 –, “cabe aos Estados explorar diretamente, ou

mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado, na forma da lei, vedada a

edição de medida provisória para a sua regulamentação”. Desta forma, muitos

Estados criaram empresas distribuidoras de gás canalizado.

Tendo em vista que a responsabilidade da regulação também deve ser atribuída aos

Estados, em muitos destes foram criadas agências reguladoras.35 Adicionalmente,

cabe destacar o fato de que enquanto a maioria das companhias distribuidoras

mantém-se sob controle majoritário estatal (e, em muitos casos, possuem a

Petrobras como acionista), nos Estados de Rio de Janeiro e São Paulo, seus

respectivos Governos levaram adiante processos de privatização de suas empresas

públicas.

Ademais, salienta-se que, na maioria das unidades federativas brasileiras, não está

prevista a possibilidade de by pass comercial. Deste modo, ao longo do período da

concessão, a totalidade dos usuários deverá recorrer aos serviços das

distribuidoras, estando proibida a opção de adquirir o gás diretamente dos

produtores ou de outros fornecedores distintos da distribuidora local. Os usuários

cativos não têm, portanto, a possibilidade de negociar melhores condições de

contratação de serviços36.

Há, contudo, exceções, como os casos das distribuidoras de São Paulo e do Rio de

Janeiro, onde os grandes consumidores serão liberados, passados períodos,

35 Nos Estados que não possuem agências reguladoras, a regulação do segmento de distribuição de gás canalizado é levada a efeito por secretarias estaduais correspondentes. 36 O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) efetuou, em julho de 2004, uma série de recomendações para a eliminação da exclusividade na distribuição de gás nos Estados brasileiros. Nada obstante, tais recomendações, que foram realizadas para três processos diferentes, que envolveram a criação de distribuidoras respectivamente nos Estados de Goiás, Maranhão e São Paulo, não terão aplicação imediata sobre os Contratos de Concessão correspondentes, uma vez que os conselheiros do CADE entendem que a competência neste segmento do setor de gás é das unidades federativas brasileiras. As referidas recomendações foram as seguintes:

• Reduzir o prazo de concessão para a comercialização de gás nos Estados; • Permitir a atuação de “consumidores livres” ; • Realizar separação contábil entre as atividades de distribuição e de comercialização de gás; • Modificar os futuros editais para permitir maior concorrência nas licitações; e • Criar um grupo de trabalho (formado pelos Ministros de Justiça, Fazenda, Minas e Energia,

ANP e agências reguladoras estaduais) para promover a concorrência.


60

respectivamente, de 12 e 10 anos, contados a partir da data de assinatura dos

Contratos de Concessão37.

Vale ressaltar que os supracitados Estados dispõem de instrumentos contratuais

para a exploração de serviços públicos de distribuição mais avançados, os quais

incorporam rigorosas metas e regras a serem cumpridas pelas distribuidoras locais.

No entanto, nas demais unidades federativas do País, tais Contratos possuem

cláusulas que representam obstáculos para a consolidação de um mercado

competitivo.

Outro aspecto relevante que merece ser abordado é a questão das dificuldades

financeiras e estruturais enfrentadas pelas distribuidoras, especialmente aquelas

controladas majoritariamente pelos Governos Estaduais, limitando-se, por

conseguinte, o desenvolvimento do mercado de gás nacional.

Finalmente, chama a atenção a dicotomia de responsabilidades regulatórias sobre o

setor brasileiro de gás, o que pode: (i) originar conflitos de competência entre a

União e os Estados, especialmente, em virtude da inexistência de uma fronteira bem

delineada entre as atividades de transporte e distribuição, e (ii) gerar dificuldades

para o tratamento de temas como o estabelecimento de regras para a prioridade no

despacho de gás em caso de restrição da oferta do energético ou da capacidade de

transporte.

Diante do exposto, torna-se fundamental, para o funcionamento efetivo do Modelo

Concorrencial, a definição de parâmetros homogêneos de operação das

distribuidoras, os quais estarão associados ao estabelecimento de metas a serem

cumpridas por cada uma delas em uma etapa posterior.

Sob tais circunstâncias, será necessário proceder a adequações em algumas das

cláusulas dos Contratos de Concessão para a Exploração de Serviços Públicos de

Distribuição firmados nos Estados brasileiros.

Diretriz: definir parâmetros homogêneos de operação das distribuidoras,

estabelecendo metas de abertura do mercado downstream, sujeitas ao grau de

maturidade do mercado de cada distribuidora.

37 No caso do Estado do Rio de Janeiro, a possibilidade de by pass comercial é questionável, dado que, mesmo após a sua liberação, os grandes consumidores deverão continuar pagando uma margem de comercialização às distribuidoras locais, embora adquiram o gás de outros fornecedores que não aquelas.


61

Os objetivos principais desta diretriz consistem em:

• Gerar um ambiente de ação regulatória efetiva que fomente a transparência e

coordenação nas transações e a entrada de novos agentes, bem como,

simultaneamente, dificultar as práticas abusivas e anticompetitivas no setor de

gás natural;

• Reduzir as disparidades verificadas no emprego de regras e metas às distintas

distribuidoras do País, buscando instaurar normas comuns e padronizadas a

serem seguidas por todas estas, como também requisitos a constarem de todos

os Contratos de Concessão, com vistas a incentivar o desenvolvimento de um

mercado gasífero competitivo; e

• Promover uma maior interface entre a demanda e a oferta de gás, uma vez que,

aliada à introdução da concorrência na comercialização, a abertura do mercado

downstream permitirá a ampliação do número de agentes pelo lado da demanda,

de modo a potencializar os eventuais efeitos positivos advindos do

desenvolvimento de um mercado competitivo.

Cabe ressaltar que a diversificação dos agentes na comercialização do gás natural,

proposta neste documento, não terá sentido caso não seja acompanhada de um

processo simultâneo de incremento da demanda do energético.

Para cumprir os objetivos propostos deverão ser utilizados os seguintes

instrumentos:

• Celebração do “Acordo de Adesão dos Estados às Regras de Incentivo à

Concorrência” entre a União e as unidades federativas brasileiras.

Para a implementação das reformas, será necessário um consenso institucional

entre a União e os Estados do País, o qual se refletirá na adesão e aplicação,

por parte dos Governos Estaduais, dos princípios e instrumentos de

reorganização do mercado de gás fixados em nível nacional.

O referido Acordo será o pilar do desenvolvimento de um mercado brasileiro de

energia mais competitivo, posto que, a partir dele, será possível lançar as bases

para a reestruturação da indústria de gás.


62

Em âmbito internacional, enfatiza-se que tanto a União Européia como a

Austrália instrumentaram acordos entre seus membros (países e

províncias/estados, respectivamente) que incluíram cronogramas de liberação

gradual dos usuários finais, de modo que os mesmos pudessem ser supridos por

outros fornecedores que não as companhias distribuidoras locais.

O Acordo deverá abarcar os seguintes aspectos gerais:

• Delimitação entre as atividades de transporte, que se sujeita à regulação

federal, e de distribuição, sujeita à regulação estadual;

• Celebração de convênios de colaboração e cooperação entre as agências

reguladoras estaduais e a ANP para uma efetiva regulação do setor e uma

melhor fiscalização das atividades integrantes da cadeia de valor do gás

natural;

• Definição do cronograma de liberação de consumidores, de acordo com o

grau de maturidade dos mercados de cada uma das distribuidoras. Tal

cronograma de abertura deverá permitir a adaptação do sistema ao novo

modelo, a fim de amenizar os impactos de uma liberalização sem transição;

• Determinação das condições de acesso às redes das empresas

distribuidoras e dos níveis de pedágio pagos pelos usuários das respectivas

instalações de distribuição;

• Criação de incentivos para a adesão dos Estados ao novo modelo e para o

desenvolvimento da infra-estrutura:

o Introdução de um sistema de prêmios e penalidades, respectivamente,

para o cumprimento e o descumprimento das metas preestabelecidas

para as distribuidoras;

o Monitoramento do cumprimento das metas de investimentos em

expansão e melhoria das redes, bem como em relação à qualidade dos

serviços prestados pelas distribuidoras; e

o Manutenção de um fluxo de recursos para o financiamento dos planos de

investimentos apresentados e aprovados no Acordo de Adesão dos


63

Estados às Regras de Incentivo à Concorrência (desenvolvimento de

infra-estrutura, fundos do BNDES, outros); e

• Readequação das cláusulas dos Contratos de Concessão atualmente

vigentes.

Diante do exposto, depreende-se que, a partir da ratificação do mencionado

Acordo, será necessária a readequação criteriosa de algumas cláusulas dos

Contratos de Concessão que tratam de questões controversas, tais como os

prazos de concessão, metodologias empregadas no cálculo e reajuste das tarifas

de distribuição, taxa de retorno, metas de qualidade dos serviços prestados,

regras de expansão, separação contábil, jurídica e societária das atividades de

distribuição e comercialização; barreiras à integração vertical; qualificação de

consumidor livre; sistema de penalidades das distribuidoras, entre outras.

Neste contexto, as alterações contratuais a serem efetuadas deverão considerar,

entre outros, os seguintes aspectos:

• Avaliação periódica, pelos órgãos regulatórios, do desempenho das

distribuidoras na prestação dos serviços públicos, dados os extensos prazos

de concessão;

• Cronograma de liberação de grandes consumidores finais. Contudo, em uma

etapa inicial, para que não haja mudanças bruscas, deverá ser proposto um

sistema de pedágios inicial igual ao custo de oportunidade assumidos pelas

distribuidora, até que se definam, de forma adequada, os cronogramas da

cada uma delas;38

• Obrigatoriedade de separação contábil das atividades de distribuição e

comercialização de gás, buscando a transparência dos custos das

distribuidoras, desagregados por segmento;

• Determinação de barreiras à integração vertical, a partir de restrições ao

fornecimento de gás para as empresas vinculadas às concessionárias, a uma

porcentagem previamente fixada do volume total de vendas39;

38 Ver adiante o conceito de ECPR. 39 No Estado de São Paulo, por exemplo, a distribuidora não pode prover empresas vinculadas com um volume superior a 30% de suas aquisições de gás.


64

• Implementação de metas de investimentos em expansão e melhoria das

redes, assim como o aperfeiçoamento do atendimento às distintas classes de

consumo de gás;

• Estabelecimento de metas de qualidade dos serviços prestados pelas

concessionárias, focando-se questões tais quais a qualidade do produto e do

serviço, a segurança do fornecimento, a qualidade do atendimento comercial

e as regras de despacho; e

• Revisão das metodologias de cálculo e reajuste das tarifas cobradas pelas

distribuidoras a seus usuários finais.

Em relação à liberação de determinados consumidores, convém que a mesma

seja permitida inicialmente para os grandes usuários, de modo que estes

possam optar por seus próprios fornecedores de gás. Nestes casos, conforme

previamente mencionado, o custo do pedágio será igual ao custo de

oportunidade assumido pela distribuidora, até que seja definido um cronograma

a partir da revisão tarifária correspondente.

O período de exclusividade das distribuidoras na atividade de comercialização

deverá ser variável em função do grau de desenvolvimento de cada uma destas

companhias.

Considera-se útil introduzir e aprofundar a análise de alguns instrumentos

adicionais que incentivem a elevação do número de consumidores livres, a

saber:

• A possibilidade de vincular o nível do pedágio a ser pago pelos usuários

livres ao cumprimento de determinadas metas impostas às concessionárias

de distribuição de gás canalizado. Em caso de descumprimento destas

metas, reduzir-se-á a margem pela utilização das redes a ser paga às

distribuidoras, no sentido de penalizá-las;

• Para volumes superiores ao Take or Pay (TOP) das distribuidoras, a

possibilidade de by pass comercial por parte dos grandes usuários, mediante

o pagamento de um pedágio equivalente ao custo de uso da rede de

distribuição;


65

• Caso as distribuidoras não atinjam determinadas metas de penetração, o

pedágio ou o volume mínimo para o by pass poderá ser gradualmente

reduzido (ex.: volume igual a 80% de TOP);

No que se refere à operação do sistema físico de distribuição, propõe-se que,

dada a incipiente infra-estrutura existente, seja mantido o regime de

exclusividade, o qual resulta coerente com as características de monopólio

natural das redes de distribuição de gás natural, que tornam mais eficiente a

prestação do serviço através de um único ofertante40.

Os investimentos nas redes de distribuição são elevados e seu retorno

dependerá do desenvolvimento do mercado a ser atendido. Nos casos em que

os grandes consumidores não utilizem o sistema de distribuição das empresas

concessionárias, a construção das redes poderia se tornar inviável do ponto de

vista econômico. Assim, propõe-se que o by pass físico seja proibido por um

determinado período.

IV.6. PLANEJAMENTO

IV.6.1. INFRA-ESTRUTURA DE TRANSPORTE

A consecução dos objetivos da política energética em ambientes de participação do

capital privado e do Estado requer uma ação direta por parte deste último, a fim de

criar condições mais propícias e de menor risco para a atração do capital.41 O papel

do Estado no planejamento permite dar resposta a problemas tipicamente advindos

de fatores externos, que surgem no processo de desenvolvimento da infra-estrutura

e/ou abastecimento.

Os objetivos empresariais, mesmo os que se formam em companhias com capital

estatal ou misto, não necessariamente refletem as metas de política energética ou

do desenvolvimento regional e social.

40 Note-se que o serviço de distribuição é um monopólio natural, mas não a comercialização e outros serviços auxiliares. 41 A atividade de planejamento de infra-estrutura na última década se viu relegada em função da ativa participação dada ao setor privado em modelos que enfatizavam a ação do mercado para a repartição de recursos e, portanto na capacidade desta instituição para atender as necessidades de extensão e expansão da infra-estrutura de redes, ação que se estendeu inclusive ao desenvolvimento da infra-estrutura do tipo “essential facilities”, que são chaves para o acesso pelos fornecedores de serviços aos usuários e para outorgar segurança e confiabilidade à prestação do serviço.


66

O modelo de abertura da indústria de hidrocarbonetos, embora tenha impulsionado a

criação de infra-estrutura, teve falhas importantes, conforme expõe o relatório

”Diagnóstico da Indústria Brasileira de Gás Natural” (Fase II do Projeto em tela).

Entre elas, destacam-se a descoordenação no desenvolvimento de infra-estrutura de

geração de energia elétrica e de transporte de gás natural; a inexistência de

planejamento para o desenvolvimento dos projetos de infra-estrutura de transporte

de gás natural; e a concentração do desenvolvimento da infra-estrutura em mãos da

Petrobras.

Deste modo, o planejamento é visto como uma ferramenta que facilitará expansões

importantes de conexão da infra-estrutura de transporte, permitindo superar os

problemas citados.

A experiência internacional aponta para o estabelecimento de um planejamento

global para o setor de energia. Na Argentina, por exemplo, a crise macroeconômica

e seus efeitos sobre o setor energético obrigou o Governo a anunciar um plano

ambicioso de incremento da infra-estrutura de transporte gasífera, geração e

transporte de eletricidade. Também na Espanha, o planejamento energético

integrado vem sendo realizado de forma meramente indicativo para algumas obras e

mandatária para a infra-estrutura de transporte de gás42.

42 No sistema espanhol, o planejamento de investimentos em infra-estrutura se faz a partir de um novo conceito de planejamento energético.

Estabelece-se que o planejamento energético (eletricidade e gás) de responsabilidade do Estado será em sua maior parte de natureza indicativa. Isto significa que servirá basicamente para determinar os parâmetros sob os quais se espera que opere o setor, facilitando-se, assim, as decisões de investimentos dos agentes.

Os objetivos centrais do planejamento indicativo são estabelecer projeções sobre o comportamento futuro da demanda e os recursos necessários para satisfazê-la, a evolução das condições de mercado que garantam o fornecimento e os critérios de proteção ambiental.

Não obstante, existem exceções a este planejamento do tipo indicativo. O Estado Nacional tem como responsabilidade o planejamento dos investimentos em infra-estrutura, no que se refere às redes de transporte – tanto de gás como de eletricidade – e às instalações de armazenamento de reservas estratégicas de hidrocarbonetos.

O Plano Energético 2002-2011 é de responsabilidade do Ministério de Economia (Direção Geral de Política Energética e Minas), com a colaboração do CNE e do resto dos agentes do sistema, e se submete ao Congresso de Deputados. A partir deste Plano, determinam-se investimentos em infra-estrutura que são de natureza obrigatória e que, conseqüentemente, são incluídos no cálculo das tarifas e pedágios de acesso, tal como o prevê o sistema de retribuição vigente.

Cabe destacar que existe uma diferença entre o planejamento do setor elétrico e do gasífero. Este último, além de obrigatório, tem caráter de mínimo exigível para a garantia do fornecimento.

Por tudo isto, resulta claro o objetivo de liberalizar os segmentos de geração, fornecimento e comercialização, e por outro lado, de manter o controle sobre a infra-estrutura central do sistema energético nacional, dado seu caráter de monopólio natural.


67

Diretriz: Planejamento da infra-estrutura de transporte

O objetivo desta diretriz consiste em:

• Buscar o desenvolvimento acelerado do sistema de transporte de gás natural e

das interconexões entre as malhas de gasodutos, gerando maior confiabilidade

para o abastecimento; e

• Promover a participação de novos agentes no fornecimento de capacidade de

transporte.

A atividade de planejamento que se formula em nível estatal e que se propõe

liderada pelo Ministério de Minas e Energia deve ser visualizada como uma atividade

fundamental para o desenvolvimento do Modelo Concorrencial, que permitirá:

i) Promover o incremento de transações que de outra maneira não ocorreriam,

facilitando a concorrência na comercialização do gás;

ii) A possibilidade do Estado, em atenção a projetos de alta rentabilidade social,

complementar a rentabilidade privada para que estes investimentos sejam

atrativos;

iii) Aperfeiçoar a coordenação tanto dos planos privados como dos públicos,

gerando dessa maneira uma maior certeza sobre os processos de

investimento e seus resultados;

iv) Minimizar os custos acima ou o sub-investimento;

v) Permitir uma maior integração de operações e de oportunidades de negócios

para os agentes com um maior benefício para a sociedade.

Entende-se que, no Brasil, o tipo de planejamento a ser adotado não deverá ser

totalmente determinativo. Devem ser contemplados investimentos indicativos, por

conta e risco do setor privado, e outros de caráter determinativo. O processo de

Consultas efetuadas no contexto do presente Projeto coincidiram em destacar que o sistema vigente – que certamente é diferente dos sistemas argentino, canadense, americano, além de outros que operam sob princípios de acesso regulado similares – é apropriado para consolidar o crescimento da infra-estrutura e assegurar uma rentabilidade razoável para esse nível de risco (segundo as mesmas fontes, a taxa de rentabilidade antes dos impostos sobre o ativo, que provém da adição de 1,5% à taxa média de bônus do estado há 10 anos gira em torno de 8,5% a 9%.


68

definição dessas categorias de investimentos deve ser compatível com o grau de

desenvolvimento da infra-estrutura, aos objetivos alcançados e ao grau de

segurança do abastecimento43.

Ressalta-se que o planejamento determinativo poderá acelerar o processo de

integração da rede gasífera, em consonância com o objetivo de penetração do gás

natural, dado o atual desenvolvimento da infra-estrutura no Brasil - incipiente em

relação à magnitude de seu mercado.

O planejamento para a expansão da atividade de transporte na indústria do gás

deve corresponder às seguintes pautas:

• O processo deve ser aberto e público, com objetivos claramente definidos, no

qual participem os agentes da indústria;

• O planejamento deve ser aprovado pelo MME, com base nos estudos

apresentados pela EPE;

• As propostas para novos projetos, bem como para a ampliação da rede já

existente poderão provir de pedidos de todos os agentes e devem ser

canalizadas através do Operador do Sistema. Tanto este como a EPE podem

fazer suas próprias formulações de necessidades de abastecimento, assim como

de criação ou ampliação da infra-estrutura existente;

o Nas propostas encaminhadas ao MME para o plano de expansões e

ampliações, a EPE distinguirá aqueles projetos de investimento de

natureza determinativa e indicativa, bem como indicará os projetos a

43 Existem fundamentos para a participação do Estado no financiamento da infra-estrutura quando a valoração privada de um projeto é inferior à valoração social. Estes casos se dão quando existem fatores externos positivos como, por exemplo, o abastecimento de novas áreas sem infra-estrutura, vinculados à diversificação da oferta de geração elétrica ou à possibilidade de acesso ao serviço de setores de baixa renda. Não obstante, se a expansão do sistema dependesse exclusivamente de um plano “determinativo”, gerar-se-á uma situação demasiado rígida, já que, por um lado, caso os critérios de seleção de projetos não contassem com uma análise rigorosa dos custos e benefícios sociais, o p lano de expansões poderia acarretar um sobre-dimensionamento da capacidade. Por outro lado, limitar-se-ia a possibilidade de que se desenvolvessem projetos de expansão rentáveis sob o ponto de vista privado.

Em virtude disto, os planos energéticos para o setor gasífero, dependendo da classificação dos investimentos e dos objetivos de política energética a serem alcançados nestes períodos, poderão ser:

• Indicativos: as decisões de investimento na cadeia dependerão das condições de mercado e do risco que o setor privado desejará assumir; ou

• Imperativos: as condições tarifárias, de propriedade e de financiamento baixo que serão desenvolvidas economicamente pelo setor privado serão definidas pela Autoridade Competente.


69

serem financiados, através de esquemas tarifários compartilhados (roll-in)

ou incrementais, ou por via orçamentária (caso não se alcance a taxa de

retorno razoável para o investimento pelo capital privado), de acordo com

a natureza dos benefícios e beneficiários;

• A definição do planejamento a ser adotado para os próximos 5 e 10 anos estará

sujeita à prévia opinião dos agentes da indústria;

• O planejamento deve fundamentar seu custo econômico para que seja o menor

entre as fontes de energia alternativas disponíveis, além de satisfazer critérios de

modicidade tarifária;

• O planejamento deverá estar em consonância com as metas estabelecidas nos

planos de adesão dos Estados, a efeito de atender as metas de abertura do

segmento de distribuição.

A partir destas pautas, promovem-se os seguintes instrumentos:

Planejamento das expansões e ampliações

Será feita a distinção entre ampliação e expansão da rede básica de transporte

(principal e complementar); e ampliação e expansão da rede secundária.

O regime aplicável às ampliações e expansões será regido pelos seguintes

princípios: (i) transparência; (ii) não discriminação; (iii) economia; (iv) publicidade; e

(v) participação dos agentes do sistema.

O planejamento dos investimentos na indústria do gás natural estará sob

responsabilidade do MME, que a exercerá amplamente com a finalidade de alcançar

os objetivos da política energética brasileira.

Conforme mencionado anteriormente, a EPE será o ente responsável por analisar e

propor as expansões e extensões da rede básica necessária para abastecer o

crescimento da demanda. Esta instituição terá sob sua responsabilidade a análise,

qualificação e definição das condições de realização (licitação das obras, tarifas

associadas, financiamento, outros) dos investimentos necessários.


70

O MME utilizará as recomendações da EPE para gerar um Plano de Expansões e

Ampliações da Rede Básica que observe os objetivos de política energética do País,

qualificando os tipos de investimentos a serem realizadas. Tal qualificação dos

investimentos deverá estabelecer:

• Se as extensões ou conexões à rede básica constituem ou não um subsistema

independente. Caso as mesmas constituam um subsistema independente,

verificar-se-ão externalidades sobre o uso ou expansão do sistema existente;

• Se os investimentos integram parte da base de cálculo das tarifas existentes;

• Se o uso de dita extensão ou ampliação requer de um tratamento especial que

condicione os princípios e a efetividade do acesso aberto contratual à proposta

do executor do projeto;

Desta forma, o MME determinará os projetos com característica indicativa e aqueles

com característica determinativa, sendo estes últimos licitados pelo MME.

Caso não haja apresentação de interessados nas licitações convocadas pelo MME,

poder-se-á realizar uma nova licitação incorporando mecanismos que permitam

garantir a realização da obra (subsídios, etc.).

Os investimentos do referido plano compreenderão:

• A interconexão ou ampliação das conexões dos subsistemas existentes, que

apresentem fatores externos para a utilização de outros subsistemas e da rede

básica, inclusive de plantas de liquefação e de regaseificação; e

• Novos gasodutos ou ramais de conexão a algum subsistema, e de obras

complementares, que apresentem os benefícios indicados.

O Plano de Expansões e Ampliações da Rede Básica será formulado a cada revisão

tarifária, em um horizonte de 5 a 10 anos, sem contar com as alterações para os

ajustes nas projeções das variáveis que compõem o referido Plano.

Precificação das expansões


71

A precificação das expansões deverá alinhar-se ao objetivo de garantia do

financiamento das obras necessárias para ampliar a capacidade de transporte e

atender a demanda incremental.

Neste ponto, a presente proposta é adaptável aos diferentes cenários possíveis, de

modo que possam ser aplicáveis os principais critérios tarifários para expansões do

sistema de transporte de gás: (i) roll-in e (ii) incremental.

Em muitas ocasiões, os benefícios da expansão da capacidade não são exclusivos

para os carregadores preexistentes44. Para estes casos, a fim de facilitar a

ampliação do sistema de transporte, criar-se-á um mecanismo que permita

incrementar a tarifa de transporte a todos os carregadores, se o projeto não for

rentável com as tarifas vigentes (mecanismo de roll-in).

Para favorecer a confiabilidade e a transparência das regras de expansão, poderia

estabelecer-se uma presunção a favor do critério roll-in para os projetos de

expansão da rede básica de transporte, que são aqueles que permitem uma maior

difusão dos benefícios da ampliação da capacidade entre os carregadores.

Por outro lado, nos projetos isolados da rede básica, nos quais os benefícios se

encontram localizados, recomenda-se aplicar o critério incremental, de acordo com o

qual apenas os novos carregadores arcam com os custos da expansão.

Complementarmente, recomenda-se que a ANP desenvolva a regulamentação dos

critérios específicos para determinar em quais casos será aplicável cada

mecanismo.

Financiamento estatal da infra-estrutura

Nos casos em que o Estado intervenha no financiamento da nova infra-estrutura de

transporte, recomenda-se definir a contribuição federal no momento de fixação das

tarifas, e calculá-las de maneira que o valor presente da receita permitida iguale-se à

diferença entre o valor presente do custo total do projeto e o da contribuição do

governo.

44 Por exemplo, quando uma expansão conecta mais jazidas ao sistema, ou quando se interconectam dois sistemas isolados, o qual diversifica a oferta disponível para todos os carregadores.


72

Uma vez fixada a tarifa inicial, esta deveria sujeitar-se aos mesmos mecanismos de

ajuste e revisão que as demais tarifas reguladas, mantendo os incentivos à

eficiência produtiva da empresa ao assumir o risco de que o custo do serviço resulte

inferior ou superior ao estimado.

IV.7. INTERFACE COM OS DEMAIS SETORES ENERGÉTICOS

Ainda não há uma harmonia entre os setores de gás natural e de energia elétrica,

não obstante sua forte relação. A este respeito, cabe mencionar que a expansão do

sistema de transporte é um dos aspectos por meio dos quais se manifesta a

vinculação entre os dois sistemas.

Observa-se que os “modelos” de cada subsetor (gás natural e geração de

eletricidade) se desenvolveram em paralelo e não de forma harmônica.

As agências envolvidas (ANP e ANEEL) não buscaram compatibilizar mecanismos

regulatórios de forma a alcançar os objetivos de:

• Maior penetração do gás natural na matriz energética; e

• Superação do déficit elétrico por falta de capacidade hidráulica e geração de um

planejamento que evitasse repetir a crise.

Neste sentido, é importante destacar que não foi levado a efeito um planejamento

energético integrado. Ao contrário, as medidas implementadas ocorreram de forma

estanque e buscando responder aos problemas que se apresentavam (como o caso

do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT).

Como salientado no relatório da Fase II deste Projeto, o PPT foi ineficaz na

promoção de uma efetiva expansão do parque termelétrico nacional, o que decorreu

não apenas em função da própria estruturação do PPT, o qual era ambicioso e

sofreu sucessivas alterações ao longo do tempo, mas também das indefinições

quanto às regras de comercialização da energia térmica e das incertezas com

relação ao preço do gás natural.

A premissa básica centra-se na diminuição da dependência da geração hidráulica do

sistema outorgando maior confiabilidade ao mesmo. Nesse sentido, procura-se

estimular a concretização de novos projetos de geração térmica. Estas ferramentas


73

são pensadas para alcançar uma maior segurança no abastecimento dos usuários e

uma redução do risco de déficit de geração.

Diretriz: Planejamento energético que incentive, caso seja necessário, o

desenvolvimento da geração térmica e da infra-estrutura de transporte de gás

Os objetivos desta diretriz consistem em:

• Promover a convergência entre os setores de gás e de eletricidade; e

• Coordenar os esforços de expansão e abastecimento do sistema energético de

forma eficiente.

Com este propósito, promove-se o instrumento a seguir explicitado. Caso os

órgãos encarregados do planejamento considerem que o sistema elétrico necessita

diversificar a oferta de potência, poderá ser criado um mecanismo por meio do qual

este setor financie o custo incremental das expansões da capacidade de transporte

necessárias para abastecer as usinas térmicas, o que pode contribuir para a

diminuição do custo unitário da capacidade para outros carregadores. Sendo assim,

propõe-se utilizar o critério incremental para financiar as expansões de capacidade

destinadas a abastecer as centrais de geração de eletricidade, de maneira que, se

forem necessárias sobretaxas com relação às tarifas preexistentes, estas sejam

absorvidas pelo sistema elétrico45.

Deste modo, as centrais termelétricas contariam com um serviço firme de longo

prazo, o qual teria a maior prioridade de uso (apesar de similar ao de outros

carregadores com o mesmo serviço).

Esta proposta combina a implementação de decisões de planejamento energético

com um esquema flexível, que poderá facilitar o desenvolvimento da geração

térmica e da infra-estrutura de transporte de gás.

IV.8. IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL

45 Na implementação deverá avaliar se o traslado das sobretaxas às tarifas de eletricidade se efetuará sobre a remuneração da potência ou da energia.


74

A premissa básica para o atendimento da demanda por gás natural no Brasil

assenta-se na integração das reservas de gás natural do País àquelas dos países

da América do Sul (Bolívia e Argentina, sobretudo) e, eventualmente, por meio de

importações de gás natural liqüefeito. As novas descobertas nacionais, sobretudo na

Bacia de Santos, não deverão ser um obstáculo a esta integração, mas sim um

estímulo a mais à concorrência na oferta de gás natural.

Diretriz: Manter a livre importação de gás para promover a diversificação da oferta

do energético no mercado brasileiro, em prol de um mercado integrado e competitivo

na região.

O objetivo desta diretriz é o de garantir a livre disponibilidade das reservas dos

países da região, a fim de avançar no processo de diversificação de ofertantes no

mercado brasileiro de gás.

Como regra geral, não haverá restrições às importações de gás natural, que

dependerão sempre da correspondente autorização outorgada pela ANP.

Com relação às exportações de gás, a experiência recente da Argentina demonstra

a necessidade de uma discussão prévia sobre a questão do abastecimento interno,

já que durante a execução dos contratos de exportação poderá ocorrer uma situação

de escassez de gás no País. Assim, além do planejamento interno, devem ser

implementados instrumentos para que seja assegurada a confiabilidade no

intercâmbio gasífero contratado.

Com este propósito, promovem-se determinados instrumentos, a saber. Em um

primeiro estágio, propõe-se que as autorizações de exportação aos solicitantes

assentem-se sobre regras simples, mas que, ao mesmo tempo, forneçam garantias

às partes. Assim sendo, as exportações só deverão ser aprovadas se mantido o

índice Reservas/Produção, (R/P), estabelecido pelo MME.

Caso a exportação não seja realizada dentro de um período pré-determinado, a

partir de sua aprovação, o pedido perderá a validade.

Finalmente, as autorizações devem ser complementadas com garantias de

assistência recíproca entre os países da região, em casos de crises de

abastecimento.


75

Diretriz: Criar um -ambiente de segurança de abastecimento efetivo a partir do qual

serão aplicadas medidas destinadas a garantir a segurança externa do

abastecimento de gás na região.

Dado que na atualidade não existe um ambiente de segurança do abastecimento

entre os países do Cone Sul – salvo o declarado em Protocolos e Memorandos de

Entendimento –, é necessária a aplicação de medidas destinadas a garantir a

segurança externa do abastecimento de gás, tendo em vista que qualquer decisão

de política energética tomada por um Estado repercutirá inevitavelmente sobre o

funcionamento dos mercados dos demais países.

Uma integração física e transacional do gás na região apresenta as seguintes

vantagens:

• Maior equilíbrio da matriz energética ao diversificar as fontes de energia;

• Maior concorrência, como conseqüência de um maior número e variedade de

agentes (oferta e demanda); e

• Otimização da estrutura global do setor, obtendo economias sobre os preços da

energia dos mercados antes isolados, diminuindo a probabilidade de déficit

energético.

Dentre as ações destinadas a fortalecer a segurança do abastecimento entre os

países, identifica-se a criação de um Marco de Segurança do Abastecimento,

baseado na experiência da União Européia.46 Tal instrumento poderá promover a

colaboração entre os países, em caso de crise energética, por meio de mecanismos

definidos previamente, que garantam uma ação coordenada entre as partes. Isto

supõe que os países levem adiante as seguintes ações:

• Estabelecimento de uma política geral de segurança do abastecimento de gás, a

qual inclua uma definição clara dos papéis e responsabilidades dos diferentes

agentes do mercado;

46 Communication from the Commision to the European Parliament and the Council – The internal market in Energy: Coordinated measures on the security of energy supply, Bruxelas 11/09/2002


76

• Adoção, pelos países em questão, das medidas necessárias para garantir o

abastecimento de gás aos consumidores, nos casos onde não seja possível

interrompê-lo;

• Coordenação das medidas em momentos de crise. nos casos de grave

interrupção do abastecimento de gás, formar-se-á um Comitê de Crise com a

finalidade de assistir os países mais afetados. Neste caso, tal Comitê poderá

adotar ações para obrigar os países a tomarem as medidas adequadas, que

poderão incluir a redistribuição do gás.

Possível Instrumento:

• Assinatura de um Protocolo de Segurança do Abastecimento dos países do

Mercosul que contemple as ações acima descritas além de:

o Acompanhar a evolução dos mercados de gás;

o Monitorar o nível de reservas de gás dos países fornecedores; e

o Monitorar o funcionamento da infra-estrutura para o abastecimento.


77

V. ALTERNATIVA MODELO COOPERATIVO

A evolução do Modelo Cooperativo contempla duas fases diferentes: uma etapa

inicial baseada em uma forte cooperação entre o Estado e as empresas

participantes do setor de gás natural (e aquelas que decidirão participar no futuro), e

uma segunda etapa, na qual acontece a transição para a estrutura final de mercado

almejada na visão de longo prazo.

O desenvolvimento da primeira etapa responde à necessidade essencial de

desenvolvimento do mercado, que, na maioria das regiões do país, encontra-se em

um estágio primário. Essa etapa se caracteriza por uma importante presença do

Estado no planejamento e execução de obras de infra-estrutura e pela articulação do

desenvolvimento do setor em torno das empresas nele existentes, tanto as que já

estiverem ativas quanto as que se incorporarem ao longo do processo de

desenvolvimento.

O núcleo do Modelo Cooperativo encontra-se no aproveitamento das economias de

escala geradas pela integração vertical dos agentes participantes do setor. O

modelo está calcado no estabelecimento de incentivos e mecanismos de controle

adequados para que estas empresas possam desenvolver o mercado.

Posteriormente, o Modelo prevê uma transição ordenada para uma configuração de

estrutura industrial mais competitiva, respeitando os compromissos assumidos ao

longo da cadeia de valor do gás.

V.1. ETAPA I

O objetivo principal da primeira etapa do Modelo é o desenvolvimento da infra-

estrutura básica para a penetração do gás natural na matriz energética.

Este objetivo condiz com o diagnóstico estabelecido na Fase II desta consultoria (ver

Capítulo V em “Condições de Acesso à Infra-estrutura” e “Desenvolvimento de Infra-

estrutura”) que considera a falta de uma infra-estrutura de transporte e distribuição

mais extensa e adequada um importante obstáculo para o desenvolvimento do setor

de gás no Brasil. Embora existam outros entraves, a necessidade de incentivar a

criação de novas infra-estruturas de transporte e distribuição parece crítica segundo

o contexto do Modelo Cooperativo.


78

A Etapa I do Modelo, que requer a geração de políticas, apresenta as seguintes

características principais:

A. Planejamento central da infra-estrutura por parte do MME;

B. Papel central da estrutura verticalizada no desenvolvimento da infra-estrutura de

transporte;

C. Estabelecimento de metas de desenvolvimento, incentivos ou perdas de

benefícios para os agentes participantes no Modelo Cooperativo, que serão os

responsáveis principais pelo desenvolvimento da infra-estrutura. A possibilidade

de o Governo retirar incentivos e vantagens concedidas em caso de

descumprimento das metas permite a imputação de penalidades sem, contudo,

modificar os direitos atuais existentes.

D. Implementação de iniciativas para o surgimento de novos fornecedores no

mercado de gás natural;

E. Homogeneização dos parâmetros de operação das distribuidoras estaduais

(definição de categorias de usuários, esquema de acesso às redes, estrutura das

tarifas para o uso da rede, entre outros); e

F. Participação ativa das distribuidoras de gás natural que atualmente são

controladas pelos estados, através de acordos de assistência, aperfeiçoamento e

capacitação com agências, universidades, e especialistas no desenvolvimento

do mercado. Estes acordos de assistência, aperfeiçoamento e capacitação virão

a complementar a outorga de financiamentos e/ou subsídios às distribuidoras

estaduais para desenvolver o setor.

V.1.1. ORGANIZAÇÃO INDUSTRIAL DO SETOR DE GÁS NATURAL

Diretriz: criar as instituições que permitam, na Fase II, a existência de uma estrutura

industrial com diversos agentes participando nos distintos elos da cadeia de gás

natural.


79

A premissa básica consiste em antecipar a configuração de agentes na cadeia de

valor do gás natural que, na etapa seguinte, possa evoluir em direção a uma

estrutura com menor grau de integração vertical, de modo a permitir uma maior

concorrência.

Deste modo, o objetivo principal desta diretriz é gerar a configuração industrial

necessária para o avanço do processo de desregulamentação da Etapa II deste

Modelo, que se dará com a finalização da proteção aos grandes usuários das

distribuidoras de gás natural como a COMGÁS.

Estabelece-se o ano 2012 como data fim desta Etapa I, de mercado integrado com

baixo nível de concorrência, e começo da Etapa II, a partir da qual se produzirá uma

paulatina desverticalização da integração entre produtores e transportadores e

distribuidores.

Esta data, que se considera indicativa, aparecerá como um objetivo de desregular o

setor, distribuidora por distribuidora, até o ano 2012, ou antes, se as autoridades

considerarem que o setor já conta com um número suficiente de atores em

condições de competir47.

Para isso, explicitam-se os seguintes instrumentos:

• Criar, ou manter, as “figuras” de Produtor de Gás, Transportador, Distribuidor e

Comercializador;

• Criar e incluir a “figura” do Operador de Plantas de Processamento;

• Incluir a possibilidade de que o Produtor possa operar e ter (ou não) participação

acionária nos seguintes dutos:

o Rede Básica;

o Dedicação Exclusiva;

o Captação Própria; e

o Captação Compartilhada.

47 O modelo implementado na Espanha prevê a aceitação da integração vertical, mas com uma desverticalização paulatina e pautada no tempo (ver Fase I do Projeto).


80

• Criar a “figura” do Agregador, que seria um novo agente no mercado de gás

natural dedicado à captação de gás natural desde os poços produtores nas

bacias, através de uma rede de transporte e movimentação de gás natural de

baixo diâmetro (menor que 12”) para reunir uma massa crítica de volume e

transportá-la até os pontos de entrada à Rede Básica;

• O Agregador teria as possibilidades de participar e de controlar os gasodutos de

Captação Compartilhada;

• Outorgar-se-á livre acesso aos sistemas de Dedicação Exclusiva e Captação

Própria só no caso em que exista capacidade excedente nos mesmos, a qual

não poderá ser denegada, estabelecendo-se uma tarifa máxima de uso a ser

determinada pela ANP sobre a base dos custos econômicos integrais da infra-

estrutura em uso;

• Outorgar-se-á livre acesso aos sistemas de Captação Compartilhada. A

capacidade destes deverá ser oferecida a todos os interessados pelo Agregador,

com uma tarifa máxima de uso a ser determinada pela ANP, a qual deverá ser

calculada com base nos custos econômicos integrais da infra-estrutura em uso.

Entre os benefícios e custos esperados se destacam a criação das instituições

mencionadas que facilitará, no médio e longo prazos, a transformação do setor,

passando de uma estrutura marcada pela elevada integração vertical para outra na

qual prevaleça a concorrência com múltiplos ofertantes e demandantes. As

alterações necessárias na legislação atual para contemplar a criação das “figuras”

propostas (Agregador, Operador de Plantas de Processamento) são consideradas

inexistentes.

A nova Lei do Gás Natural, uma vez seguidas as premissas indicadas neste Modelo

Cooperativo, outorgará explicitamente a liberdade de integração ao longo da cadeia

de gás, especialmente entre produtores e transportadores com participação em

distribuidoras e consumidores.

Inicialmente, deverão existir restrições verticais mínimas para permitir o

desenvolvimento de infra-estrutura por parte dos produtores. Por sua vez, deverão

ficar claras, para todos os entrantes e agentes atuais do mercado, as restrições que

começarão a vigorar na Etapa II do Modelo Cooperativo.


81

V.1.2. POLÍTICA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO E DIVERSIFICAÇÃO

DO ABASTECIMENTO DE GÁS NATURAL

Uma premissa básica consiste na diversificação da oferta de gás no Brasil,

reconhecendo-se as importantes restrições técnicas derivadas da falta de certeza

face ao eventual descobrimento de reservas por parte de produtores menores.

A diversificação da oferta de gás é desejável seja qual for o modelo adotado, desde

que se pretenda gerar concorrência entre os ofertantes de gás natural.

Este objetivo, de diversificação da oferta em um número suficientemente elevado de

produtores dentro e fora do Brasil, encontra limites técnicos vinculados aos

seguintes fatores:

• uma vez que já existe oferta de gás natural doméstico no Brasil, deve-se aceitar,

durante um determinado período de tempo, a realidade de um mercado de oferta

concentrado nos atuais produtores, já que qualquer novo suprimento adicional

terá um peso pequeno em relação com a produção atual;

• algo similar ocorre com a oferta de gás importado da Bolívia, onde,

adicionalmente, enfrenta-se a decisão soberana deste país de concentrar a

oferta no Agregador YPFB como forma de obter poder de negociação frente ao

Brasil;

• não é possível garantir tecnicamente que as diferentes medidas e instrumentos

de diversificação de oferta de gás no âmbito da exploração e produção possam

ser concluídos com êxito, já que a atividade exploratória envolve

necessariamente um grau elevado de risco; e, por último

• os tempos de “frutificação” de uma abertura e dos incentivos a novos ofertantes

de gás natural, não são facilmente controláveis, pois dependem das iniciativas

dos atores privados, e usualmente demandam períodos prolongados.

Como dito anteriormente, embora existam alguns produtores de gás distintos do

ofertante predominante, nenhum deles possui relevância tal que permita assegurar

uma abertura efetiva do upstream no curto e médio prazos, com exceção de uma

venda de reservas e produção de gás do ofertante predominante a outro produtor.


82

Os que podem ter relevância são os importadores de gás da Bolívia, no curto prazo,

e também os importadores de gás natural liqüefeito (GNL), no médio prazo.

De qualquer modo, considera-se que o desenvolvimento de um maior número de

ofertantes no setor de exploração e produção de gás no Brasil irá requerer vários

anos.

Diretriz: manter o processo de abertura no setor de upstream, não restringindo a

presença da Petrobras, e propiciar o surgimento de novos produtores.

Os objetivos ligados ao Modelo Cooperativo, com os quais esta diretriz se

relaciona, são:

• Incentivar o surgimento de novos produtores que possam participar de um

mercado com maior concorrência no longo prazo; e

• Desenvolver as reservas de gás nacional não associado da Bacia de Santos,

informadas recentemente pela Petrobras;

Para isto, os instrumentos propostos são:

• dar continuidade às licitações de blocos exploratórios, organizadas pelo MME e

ANP;

• acelerar a licitação de blocos de exploração que tenham elevado potencial para

prospecção gasífera, de forma a atrair investidores de risco, aumentando, por

sua vez, a possibilidade de novas descobertas;

• criar mecanismos de formação de preços com referências claras, previsíveis e

competitivas, com o objetivo de reduzir as incertezas, de acordo com o

estabelecido neste documento (ver Seção V.1.4);

• estabelecer, com o objetivo de estimular o desenvolvimento de novos

fornecedores de gás, uma série de proteções para produtores menores por um

período de cinco anos, dentre as quais, destacam-se:

o os parceiros de empresas com posição predominante no upstream

poderão exercer uma condição de Right of First Refusal para participar

dos contratos de venda de gás efetuados; e


83

o os parceiros de empresas com posição predominante no upstream terão

o direito a não compartilhar com tal empresa as vendas de gás dos

campos que tenham sociedade, caso possam comercializar o gás – esta

modalidade implicará na implementação do Gas Balancing Agreements48.

Diversos instrumentos similares aos enunciados têm sido concebidos e

implementados nos Estados Unidos e no Mar do Norte, com o fim de se

estimular o fortalecimento de produtores menores, como também na Argentina,

onde a existência de condições contratuais entre sócios de um projeto de

desenvolvimento de gás natural, como o Right of First Refusal e Gas Balancing

Agreements, constitui uma norma de aplicação geral e usual.

Adicionalmente, diversas medidas tomadas pelo ENARGAS têm incentivado a

concorrência entre produtores, assim como a autorização de compra de gás de

produtores com menor participação no mercado, com preferência de autorização

de preços traspassados aos consumidores finais, na revisão periódica de tarifas

de gás na Argentina. Desse modo, cria-se uma pressão aos compradores de gás

– principalmente as distribuidoras – para que adquiram gás de produtores

menores em preferência aos produtores dominantes, permitindo capturar para si

parte do preço menor obtido.

o Compra, por parte do Estado, da capacidade de transporte no gasoduto

Bolívia – Brasil (GasBol), como forma de dispor de uma ferramenta tanto

para reduzir, rapidamente, o custo de abastecimento, como também,

propiciar, um aumento do consumo de gás. Para executar este

instrumento, está prevista a compra, por parte do Estado, de um volume

equivalente à diferença entre o resultante dos contratos Ship or Pay

(SOP) entre a Petrobras e a TBG, e o volume efetivamente transportado

pela Petrobras. Este volume seria logo oferecido a terceiros interessados.

Embora a capacidade ociosa atual do Gasbol esteja reduzida, com tendência a

desaparecer no futuro próximo, dependendo do momento em que o modelo de gás

comece a ser implementado, é possível que ainda persista a capacidade excedente

não utilizada no GasBol à qual se aplica a proposta anteriormente descrita.

48 Figura contratual entre duas ou mais entidades legais com o objetivo de contabilizar possíveis diferenças entre quantidades de gás efetivamente vendidas e as teóricas em função da sua participação contratual. Instrumento utilizado para balancear a venda de gás de cada um dos sócios produtores a fim de compensar os outros sócios por desvios face às condições originais pactuadas.


84

o Como alternativa à intervenção direta do Estado, que assume apenas

parte dos riscos de mercado e não atua como investidor direto, é possível

que o setor elétrico, por exemplo, seja capaz de assumir parte da nova

capacidade, sendo esta paga temporariamente pelo sistema já em

operação. O mecanismo a ser utilizado seria uma licitação com terceiros

(outros produtores da Bolívia ou consumidores);

o As diferenças entre o preço de venda de capacidade proposto pelo

Estado e o preço por ele pago na compra de capacidade nos contratos de

posse da Petrobras como titular dos contratos de transporte e compra de

gás natural (preço que deve incluir as compensações pelo prejuízo

ocasionado à Petrobras) serão absorvidas com recursos estatais.

Entre os benefícios esperados pela implementação destes instrumentos de proteção

dos interesses de sócios minoritários e da compra de parte da capacidade no

GasBol destaca-se a garantia aos produtores das regras para o desenvolvimento de

suas reservas de gás natural no Brasil.

Ao incorporar novos agentes, através do acesso a produtores que tenham a

possibilidade de desenvolver eventuais reservas locais e da diversificação da oferta

de gás da Bolívia gerada pela redistribuição da capacidade de transporte no GasBol,

poder-se-iam criar efeitos na oferta equivalentes a um mercado concorrencial , ainda

que não exista um número grande de ofertantes no mercado.

Certamente existirão custos passíveis de quantificação, como por exemplo, os

instrumentos de compra e revenda de volumes de capacidade de transporte no

GasBol, o que incluirá a necessidade de compensar a Petrobras pelo eventual fluxo

de fundos perdido.

Propõe-se que, uma vez anunciado o novo modelo do setor de gás natural, reforce-

se a política de abertura do setor upstream mediante a implementação rápida de

disposições legais como as descritas anteriormente.

Ao longo do tempo, a ANP monitorará a evolução das medidas já criadas para

avaliar se os objetivos estão sendo atingidos.


85

V.1.3. REGULAÇÃO DA ATIVIDADE DE TRANSPORTE

A premissa básica consiste em maximizar o uso da capacidade de transporte atual e

viabilizar economicamente a construção de novos gasodutos, inclusive assumindo

os custos associados à menor concorrência e a um mercado relativamente fechado

durante uma fase inicial.

Em relação à escolha do sistema de tarifas para remunerar o transporte de gás

natural, optou-se por um mecanismo do tipo “Cost Plus”49, que pondera os objetivos

de desenvolvimento da infra-estrutura, tal como foi explicado no ponto IV.2.1.

Diretriz: estruturar distintas modalidades de acesso à infra-estrutura de transporte

que maximizem a utilização das instalações atuais e possibilitem a construção de

uma nova infra-estrutura.


• Incentivar o investimento em nova infra-estrutura de transporte e o uso da infra-

estrutura existente, nos casos em que esta esteja parcialmente ociosa; e

• Gerar um sistema de tarifas de transporte transparente que considere, em sua

determinação, o custo do serviço de transporte.

Os instrumentos dos quais se vale o Modelo Cooperativo para alcançar este

objetivo são os seguintes:

• Fazer valer o mecanismo de concessão para reger as atividades envolvidas no

transporte de gás natural;

• Utilizar o esquema cost plus para regular as tarifas de transporte, procurando

minimizar o custo financeiro ou o retorno requerido pelos investidores, resultando

em uma tarifa de transporte potencialmente mais reduzida;

• Garantir que as tarifas de transporte contenham os sinais econômicos corretos

em relação ao custo do serviço do transporte (fundamentalmente o fator

distância) entre os pontos de recepção e entrega do gás natural;


86

• Possibilitar o acesso fechado, por um período determinado de tempo, para as

novas infra-estruturas de transporte, não existindo restrições para o caso em que

o investidor deseje conceder acesso aberto;

• Permitir o acesso aberto aos dutos nos casos onde o investidor em nova infra-

estrutura constitui uma transportadora independente, sem interesses em outros

elos da cadeia;

• Aplicar a regra de acesso aberto para a capacidade não utilizada das instalações

de transporte já existentes;

• Obrigar o acesso aberto nas expansões realizadas pelo Estado ou com subsídio

deste;

• Possibilitar a oferta de Serviço de Transporte Firme (STF) e Serviço de

Transporte Interruptível (STI) para os casos, dentre os previamente

mencionados, nos quais exista acesso aberto à infra-estrutura;

o O STF será aquele pelo qual um carregador interessado ofereça pagar

pela reserva de capacidade de transporte independentemente do uso

efetivo que possa ou decida fazer desta capacidade;

o O STI será aquele no qual um interessado, em um dia em que haja

excedente de capacidade de transporte que não tenha sido utilizada

pelos titulares do STF, contrate o serviço de transporte;

o Como uma terceira categoria, considera-se o STF que um titular da

capacidade de transporte decida oferecer de forma pública para ser

revendida a terceiros interessados durante um determinado período de

tempo em que pense que não empregará a mesma; o serviço de

transporte, prestado a este terceiro usuário, terá as mesmas

características do prestado ao usuário original.

• Estabelecer a venda da capacidade de transporte por meio de ofertas públicas

oferecidas durante um período determinado de tempo, antes do início das

expansões da capacidade de transporte, com um sistema de entrega que se

49 Cost Plus: mecanismo de regulação tarifária que estipula a tarifa do serviço público em função de um ganho máximo permitido à empresa prestadora deste serviço, por sobre os custos operativos e de recuperação do capital.


87

baseará no pro rata entre os ofertantes da capacidade de transporte solicitada,

outorgando maior preferência a àqueles que houverem oferecido maior período

de tempo contratual;

• Garantir a existência de contratos com cláusulas padrões, os quais deverão estar

previamente especificados por tipo de serviço e aprovados pela ANP, para todos

os casos (transportadora integrada verticalmente, independente, com subsídio

estatal e obra executada pelo Estado);

• Permitir a revenda de capacidade no mercado secundário com preços livremente

negociados entre as partes; e,

• Fazer o despacho físico e comercial da cada transportadora por cada empresa,

sendo requerido o envio à ANP da informação do despacho, anteriormente ao

envio à coordenação da entrega e recepção do gás.

Entre os benefícios e custos esperados na implementação do mencionado sistema

tarifário, destaca-se a proteção dos investidores com interesses em diferentes elos

da cadeia para a utilização exclusiva de sua infra-estrutura de transporte na etapa

inicial de desenvolvimento do mercado. De fato, isto possibilitará que o investidor

desenvolva suas próprias reservas.

É possível, a partir desta configuração, se esperar a redução do risco percebido

pelos investidores no desenvolvimento de reservas de gás não associado, no

transporte de gás e no mercado downstream.

Espera-se acelerar o processo de desenvolvimento do mercado de gás no Brasil,

possibilitando o acúmulo de divisas, reduzindo o custo de abastecimento energético,

aprimorando o cuidado com o meio ambiente e reduzindo os custos irrecuperáveis

em infra-estrutura existente. A aceleração da recuperação dos custos de infra-

estrutura já realizada será dada pelo maior uso da capacidade existente.

Os custos da implementação de uma política de acesso fechado durante certo

período de tempo residem no fato de que os preços ao consumidor poderão não ser

ótimos, segundo uma perspectiva econômica, considerando que o carregador do

duto não terá que competir pela capacidade com terceiros interessados.


88

Existe, ainda, um custo de alteração de contratos representado principalmente pela

geração de contratos entre Petrobras e Consórcio Malhas para os volumes de gás

nacional atualmente contratados, e reestruturação dos contratos entre Petrobras e

TBG, para adequá-los a um esquema que reflita os custos de serviço. A questão

tarifária sobre a capacidade de transporte existente será adaptada para toda a

malha nacional com tarifas postais para os próximos anos, modificando o sistema

tarifário futuro para toda a capacidade adicional que se decida construir.

O esquema preliminar de desenvolvimento para a implantação destas condições de

acesso é o seguinte:

• Promover o estabelecimento de contratos de transporte de gás entre Petrobras e

Transpetro pela capacidade média de transporte efetivamente utilizada pela

primeira durante um período de tempo definido pela ANP;

• Reestruturar os contratos entre Petrobras e TBG para que estes reflitam o

verdadeiro custo do serviço de transporte;

• Proporcionar os instrumentos necessários para o funcionamento de um sistema

de monitoramento em tempo real da utilização da rede básica, a fim de conhecer

o fluxo de gás natural entre cada ponto de recepção e entrega de toda a rede, tal

como está previsto na Portaria ANP 01/2003.

V.1.4. POLÍTICA DE FORMAÇÃO DE PREÇOS DO GÁS NATURAL ATÉ

O CITY GATE

As elevadas concentrações da oferta e demanda, que persistirão nesta Etapa I do

Modelo Cooperativo, unidas à possibilidade dada aos agentes de integrar-se

verticalmente, exigem a criação de mecanismos de arbitragem de preços, de forma

a evitar a fixação unilateral de preços por parte de um agente. Neste sentido, na

presente fase, restringe-se a liberdade atual para a fixação dos preços na boca do

poço, liberdade esta que, dada a alta concentração atual da oferta de gás, não é

efetiva.


89

A questão de formação de preço para contratos antigos – e os volumes já

contratados – ficará tal como está previsto nos atuais contratos, a menos que as

partes decidam adotar os mecanismos propostos neste Modelo.

Diretriz: gerar um preço de gás nacional mais estável e previsível, regulado com um

mecanismo pré-fixado.

A premissa básica consiste em antecipar um mecanismo claro de preços que

permita reduzir a incerteza nesta etapa de desenvolvimento do mercado, durante a

qual se incentiva à construção da nova infra-estrutura de transporte e distribuição

para consolidar o abastecimento de gás aos mercados emergentes.

O objetivo desta diretriz é gerar um preço sustentável para o gás natural para o

produtor em função da estrutura de abastecimento vigente, capaz de permitir o

desenvolvimento das reservas de gás não associado do Brasil, além de absorver os

custos dos contratos de abastecimento vigentes com a YPFB na Bolívia,

possibilitando a concorrência de ambas as fontes acerca dos volumes incrementais.

Como ressaltado, o objetivo não consiste em buscar um preço menor para os

consumidores, mas aqueles preços que permitam o desenvolvimento econômico das

reservas de gás no Brasil. Do mesmo modo, procura-se minimizar os custos

existentes derivados do contrato de compra de gás da Bolívia por parte da

Petrobras.

O instrumento proposto consiste em estabelecer um esquema de regulação para o

gás natural doméstico, que contenha uma referência aos combustíveis substitutos.

A previsibilidade no mecanismo de formação do preço na boca do poço, em

qualquer esquema de formação de preços adotado, aumentará a certeza para que

os consumidores finais decidam pela conversão ao energético.

Se o mecanismo escolhido implica a fixação de preços, isto pode gerar uma maior

percepção de risco para os investidores ante as possíveis mudanças na regra de

determinação destes preços. Para evitar o custo associado a esta percepção, que

seria a redução da dinâmica de investimentos, o instrumento de fixação deve ser

objetivo e não condicionado às mudanças (naturais ou não) das autoridades no

poder.


90

O esquema de desenvolvimento deve contemplar a realidade do sistema de gás no

Brasil, o qual se encontra dividido em duas malhas principais: a Sul/Sudeste,

incluindo os gasodutos de interconexão com Argentina e Bolívia e a Nordeste.

Neste contexto, podem coexistir distintos mecanismos para estabelecer o preço de

referência a partir do qual se determinará o preço do gás natural.

Para a malha Sul/Sudeste são propostas duas alternativas, sendo que ambas

necessitam da reestruturação dos contratos de transporte na malha nacional e no

GasBol, de modo a refletir os custos de serviço através do fator distância.

Ambas alternativas se baseiam na existência de uma demanda incremental no

centro de demanda da malha, localizado na cidade de São Paulo. Neste lugar, será

estabelecido o preço city gate de referência na malha, gerando uma simulação

“artificial” de preços capaz de gerar um só preço em um mesmo ponto.

Alternativa A

A primeira das alternativas compreende a implementação de um esquema de

regulação de preços com um nível de origem (t0) que contenha um desconto em

relação ao combustível alternativo (óleo combustível), e que seja ajustado pela

evolução de um índice de preços de atacado no Brasil, como o da Fundação Getulio

Vargas, ou por uma combinação ponderada com o Producer Price Index (PPI –

Índice de Preços ao Produtor) dos Estados Unidos (ver Quadro III-2).

Este preço se ajustará por uma banda com o preço de paridade de importação (ou

com uma fração dele) de óleo combustível como teto.


91

Quadro V-1: Banda de preços para o gás doméstico na malha Sul/Sudeste.

Teto: porcentagem do preço de paridade de importação do óleo

combustível

Preço inicial para o gás doméstico (t0)

Diferença inicial (X%)

Ajuste do preço com índice FGV / PPI /

outros

t

Período em que “atua” o teto

t0

O esquema proposto fixa o preço do gás natural a partir de um diferencial com

relação ao preço de importação do combustível alternativo. Deste modo, o esquema

não apresenta maiores intervenções do governo na fixação do preço, na medida em

que este evolui em função de um índice a escolher, que represente mais

adequadamente possível a variação dos custos na economia.

No caso em que, por falta de cumprimento das metas, os grandes consumidores

fiquem liberados do monopólio da distribuidora, poderão ser implementadas

fórmulas específicas de preços que vinculem os mesmos com a variação nos preços

dos produtos ou serviços comercializados pelo grande consumidor, sendo a

autoridade regulatória responsável pela autorização da utilização destes

mecanismos diferenciais.

Este preço fixado, segundo o Quadro V-1, somado a uma tarifa de transporte que

reflita os custos de serviço, determinará um preço de referência no city gate de São

Paulo, como demonstra o Quadro V-2:


92

Quadro V-2: Preço no city gate de São Paulo fixado pelo preço regulado do gás

nacional e concessão de subsídio ao transporte no GasBol.

1

Preço teto regulado na boca de poço (gás

nacional)2

Transporte com sinalização distância

Bolívia Brasil

Preço city gateSão Paulo

1 2+ = 3

Mecanismo de evolução de preços

em Bolívia fixados nos contratos entre

Petrobras e a YPFB

Subsídio do Estado através da licitação da

capacidade comprada no GasBol

$$

O esquema explicitado apresenta algumas vantagens e desvantagens, a saber:

• Não implica renegociar o contrato de abastecimento de gás natural assinado

pela Petrobras com os produtores bolivianos, no qual a boliviana YPFB atua

como Agregador Comercial, reduzindo o potencial grau de conflito e a oposição à

solução adotada;

• Implica outorgar um subsídio ao GasBol para que a soma do preço do gás na

Bolívia com o custo do transporte convirja em direção ao valor no city gate de

São Paulo, determinado pela fórmula de gás nacional:

o Uma opção para implementar este subsídio poderia ser aquela

apresentada na Seção V.1.2, pela qual o Estado compra parte da

capacidade que hoje detém a Petrobras e a revende a um preço menor.

o A finalização dos contratos de abastecimento da Bolívia juntamente com a

reestruturação dos contratos de transporte no GasBol, de forma a refletir os

custos de serviço, permitiriam diminuir paulatinamente o nível de subsídio,

conferindo naturalmente um sinal econômico claro em relação à fonte de


93

abastecimento mais eficiente e competitiva no longo prazo, para atender a

demanda na região Sul/Sudeste.

Alternativa B

A segunda alternativa estudada segue as mesmas linhas do esquema de formação

de preços proposto no Modelo Concorrencial, com algumas diferenças na sua

implementação.

Esta alternativa consiste em tomar o preço marginal do gás natural na Bolívia para

volumes incrementais, que é menor do que o preço acordado nos contratos originais

assinados pela Petrobras em 1996, e adicioná-lo ao custo de transporte no GasBol

(incluindo o fator distância) de modo a determinar o preço no city gate de São Paulo.

O raciocínio desta alternativa reside no fato de que, no curto prazo, os volumes de

gás para abastecer demandas incrementais na região deverão vir da Bolívia,

enquanto as reservas de gás natural não associado em Santos não forem

desenvolvidas. Deste modo, torna-se razoável instituir este preço dos volumes

incrementais da Bolívia como aquele determinante do preço marginal no city gate de

São Paulo; assim, o preço do gás nacional seria constituído através de um

mecanismo de net back, desde o mencionado city gate até a bacia produtora

(observando que a tarifa de transporte na malha também deverá considerar o fator

distância). O Quadro V-3 ilustra este raciocínio.


94

Quadro V-3: Preço no city gate de São Paulo fixado pelo preço marginal de curto

prazo = preço marginal do gás boliviano.

1

Preço de gás nacional como

resultado do net backvs. Preço teto

2

Transporte com sinalização distância

Bolívia Brasil

Preço city gateSão Paulo

1 2+ = 3

Mecanismo de evolução de

preços em Bolívia fixados no GSA

Tarifa de transporte no GasBol com

sinalização distânciaApropriação da parte da renda por parte do

Estado

$$

Possibilidade de utilizar os fundos para subsídio do preço do

gás boliviano

$$

Esta alternativa poderia contemplar a apropriação, por parte do Estado, de parte da

renda obtida pelos produtores de gás nacional a fim de subsidiar o transporte no

GasBol, e assim diminuir o preço no city gate de São Paulo50. As vantagens e

desvantagens que representam esta alternativa são as seguintes:

• É um esquema que apresenta uma sinalização econômica correta em face à

diferenciação de preços, em função da localização geográfica das bacias em

relação ao centro de consumo;

• O preço do gás natural nacional não é determinado mediante uma fórmula, mas

sim mediante um mecanismo que simula a arbitragem de preços em condições

de concorrência, o que diminui a incerteza para os investidores; e

• Pelo contrário, a implementação no presente sistema da apropriação por parte

do Estado de parte da renda dos produtores a fim de reduzir o preço do gás

boliviano poderia reduzir o benefício identificado no ponto anterior.

50 Hipótese: a fixação do preço city gate São Paulo em função do preço marginal do gás boliviano gerará um preço net back elevado para o gás nacional.


95

No caso do sistema Norte e Nordeste, e devido à grande extensão territorial do

Brasil, embora estes sistemas se integrassem ao sistema Sul / Sudeste, não

resultaria muito conveniente adicionar todos os custos de transporte desde o city-

gate de São Paulo, já que se poderia chegar a um valor muito elevado, que inclusive

supere o preço dos energéticos deslocados, desabilitando o consumo de gás

natural.

Por esta razão, torna-se necessário implementar sistemas locais de preços nestas

regiões, que respeitem os fundamentos dos sistemas propostos anteriormente e que

contem com uma referência objetiva de preço alternativo competitivo.

Adicionalmente, quando a infra-estrutura de transporte estiver construída, poder-se-

á selecionar outro city gate no sistema Norte/Nordeste, que por sua magnitude de

consumo e inter-relação com a oferta de gás natural possa ser utilizado como

referência, por exemplo a cidade de Salvador/Bahia, que se encontra próximo e

vinculada a bacias de gás natural, já que conta com infra-estrutura de transporte,

consumidores de magnitude e estará ligada a novos gasodutos no médio prazo.

No caso das malhas Norte e Nordeste, poderiam ser implementados sistemas locais

de referência de preços, tais como aqueles relacionados ao combustível alternativo

ou outros, baseados, por exemplo, no custo de abastecer gás natural liquefeito

desde a Nigéria ou Trinidad e Tobago. No momento de geração da já programada

interconexão entre ambos os sistemas, o esquema de determinação de preços

através do net back deverá ser revisto a fim de determinar os centros de consumo

que servirão de referência em cada caso.

V.1.5. GRAU DE INTEGRAÇÃO VERTICAL DAS ATIVIDADES

A premissa sobre a qual se sustenta o eixo da política para esta seção na Etapa I do

Modelo Cooperativo é a de que em indústrias de gás com um baixo grau de

desenvolvimento, como é o mercado no Brasil em várias de suas regiões, a redução

de custos de operação gerada pela integração vertical representa o meio mais

adequado para garantir um rápido desenvolvimento do mercado.


96

Diretriz: aproveitar o grau de integração vertical atual na cadeia como uma

ferramenta para o desenvolvimento da indústria, procurando não consolidar

posições dominantes que não possam ser alteradas na fase posterior do modelo.

A fim de aproveitar as vantagens da integração vertical esta é aceita nos primeiros

anos de funcionamento do Modelo Cooperativo. Entretanto, a partir do

desenvolvimento da indústria começam a ser estabelecidos limites para essa

integração. Desta forma, define-se o ano de 2012 para dar início ao processo de

desintegração da indústria. Neste ano, as empresas que atuam em uma

determinada atividade – como produtores de gás natural – que participem em outro

segmento da cadeia de valor do gás natural – como transporte ou distribuição –

deverão diminuir sua participação de controle em um dos dois segmentos

(entendendo por controlante aquelas provisões societárias ou contratuais pelas

quais se acessa ao voto majoritário em qualquer questão vinculada com a operação

física ou comercial do segmento em questão, de acordo com as leis prevalecentes

no Brasil, considerando o parecer do CADE).

A venda das participações de controles excedentes poderá se realizar por leilão

público a qualquer investidor que reúna as qualificações técnicas e patrimoniais que

oportunamente regulamente e requeira o MME.

No ano 2015, as participações de um produtor de gás no segmento de transporte ou

na distribuição, não poderão exceder 25%, devendo seguir-se similar procedimento

como o indicado. Ademais, nenhum consumidor de gás poderá deter mais de 25%

de participação no segmento de transporte de gás natural. Destaca-se, entretanto,

que não haverá limitações de integração entre produtores e grandes consumidores

de gás natural – com exceção dos distribuidores.

Esta diretriz, em sua parte final, está intrinsecamente relacionada com as “figuras”

legais e corporativas criadas na organização industrial do setor (Seção V.1.1), na

tentativa de antecipar a futura restrição à integração vertical.

Desta maneira, objetiva-se também acelerar o desenvolvimento do sistema de

produção, transporte e distribuição de gás natural. Para isto, não é contemplada a

criação de um mercado competitivo nesta Etapa I, ainda que isto possa acarretar o

fortalecimento de posições dominantes na cadeia de valor do gás.

Os instrumentos dos quais o Modelo se valerá para cumprir este objetivo são:


97

• Separação contábil e operacional das atividades de produção e transporte de

gás, e eventualmente das atividades de distribuição e consumo de gás. A

separação contábil não contraria o pressuposto básico da Etapa I, o que é

necessário, já que a aceitação da integração vertical prevê que estes setores

irão preparando-se para uma desintegração parcial a partir do ano 2012 e 2015

(o modelo implementado na Espanha tem previsto a aceitação da integração

vertical, mas com uma desverticalização paulatina e pautada no tempo – ver

relatórios da Fase I do Projeto);

• Estabelecimento de limites ao aumento da participação acionária dos atores

atuais nas distribuidoras que são, em parte, controladas pelos estados; e

• Possibilidade de produtores participarem na “figura” de Agregador e operarem os

dutos definidos na Seção V.1.1. A participação dos produtores como

agregadores para uso de sistemas de Captação Compartilhada ver-se-á

submetida a similares considerações, como o descrito neste capítulo referido à

integração vertical e seu necessário processo de desverticalização. Diferente do

referido aos sistemas de Captação Própria ou Dedicação Exclusiva, que por sua

natureza explicada detalhadamente na Seção VI.1 poderá permanecer

verticalizado.

Procura-se dotar o agente do mercado com possibilidade de se integrar, da escala

necessária para expandir o sistema de infra-estrutura de gás natural, permitindo à

firma – como grande ator ao longo da cadeia de valor – sua expansão inicial no

mercado. Ao permitir, durante um período de tempo determinado, um grau de

integração vertical significativo, especialmente no segmento de transporte de gás,

assumindo os custos derivados de uma menor concorrência inicial, e, por

conseguinte, preços mais elevados do que o nível ótimo econômico incentiva-se a

construção de nova infra-estrutura de transporte para unir os centros de consumo

com a oferta de gás natural em diferentes regiões do Brasil.

Como medida prévia à implementação dos instrumentos acima citados, o Estado

deve acordar com os investidores do sistema de gás natural metas de

desenvolvimento da produção e da infra-estrutura de transporte, as quais devem ser

cumpridas de forma a manter as condições de integração vertical da Fase I. Desse

modo, deverão ser criados os pontos de controle para avaliar o avanço nos planos

acordados entre o Estado e as empresas.


98

V.1.6. GRAU DE ABERTURA DO MERCADO DOWNSTREAM

As diretrizes incluídas nesta seção referem-se à manutenção dos monopólios

estaduais de distribuição de gás e ao grau de liberdade outorgado aos usuários na

escolha de seus supridores de gás natural e prestadores do serviço de transporte.

Contempla-se, ainda, a questão da imposição de metas de desenvolvimento para

cada uma das distribuidoras de gás canalizado do País.

Impende ressaltar, inicialmente, que os períodos de exclusividade de cada uma das

companhias distribuidoras locais serão revisados anualmente, em função do

cumprimento de tais metas de desenvolvimento de mercado e do aumento dos

volumes comercializados.

Tanto as distribuidoras privadas, como aquelas controladas majoritariamente pelos

Estados brasileiros, obterão recursos derivados dos aportes que o Governo Federal

decida alocar ao setor de gás natural através de entidades como o BNDES e por

meio de recursos provenientes de outras fontes, tais quais a Conta de

Desenvolvimento Energético (CDE) e a Contribuição de Intervenção no Domínio

Econômico (CIDE). Estes incentivos serão revisados anualmente, em virtude do

cumprimento de metas de desenvolvimento do mercado e do aumento dos volumes

comercializados.

Diretriz: definir parâmetros homogêneos de operação das distribuidoras,

estabelecendo metas de abertura do mercado downstream, sujeitas ao grau de

maturação de cada distribuidora.

O objetivo desta diretriz do Modelo Cooperativo é o de dotar as empresas de

distribuição de capacidade de gestão, recursos financeiros, e estruturas necessárias

para desenvolver o mercado de gás natural.

Os instrumentos através dos quais pretende-se alcançar este objetivo são:

• Celebração de um Acordo Federal para o Desenvolvimento do Gás Natural

(AFDGN), no qual as partes (Governo Federal e as distribuidoras de gás

canalizado) comprometer-se-ão a:


99

o Alcançar determinadas metas de desenvolvimento da rede de distribuição

e de penetração do gás para cada uma das distribuidoras;

o Analisar a possibilidade de agrupar a operação de certas distribuidoras

que demonstrem, isoladamente, reduzida viabilidade econômica ao longo

do tempo, buscando gerar a escala mínima e necessária para permitir o

desenvolvimento do mercado em certas regiões do País. Este

agrupamento de distribuidoras estaduais realizar-se-ia no âmbito do

AFDGN;

o Estabelecer um sistema de prêmios e penalidades pelo cumprimento (ou

não) das metas estabelecidas no AFDGN; e

o Destinar um fluxo de financiamento, por parte do Governo Federal, via

BNDES ou recursos fiscais, para a viabilização dos investimentos

aprovados no AFDGN.

O principal benefício esperado é de que o esquema de incentivos, aliado a uma

gestão eficiente por parte das distribuidoras e ao mencionado fluxo de

investimentos, acelere o desenvolvimento do mercado do gás.

Outros benefícios intermediários, daí derivados, são:

• Maior capacidade comercial das distribuidoras com controle acionário dos

Estados da União para desenvolver seus mercados; e

• Capacitação de recursos humanos especializados nas próprias distribuidoras,

necessários para assegurar o desenvolvimento sustentável das mesmas.

Os maiores custos decorrentes da implementação deste instrumento seriam a

necessidade de obter recursos para financiar obras de infra-estrutura de longo prazo

de maturação através do BNDES e de recursos advindos da CDE e da CIDE; e, a

potencial oposição em vários Estados da União com relação à modificação dos

padrões operacionais de suas distribuidoras de gás canalizado, o que requereria a

execução de um relevante processo de negociação política por parte do MME no

contexto do AFDGN.


100

A peça fundamental do instrumento, constituída pelo Acordo Federal para o

Desenvolvimento do Gás Natural, demandará o aprofundamento de certos aspectos,

tais quais:

• A avaliação do mercado potencial de cada distribuidora em função de distintos

cenários de preços de gás natural, gerando-se, assim, a base para a

determinação das metas de penetração e desenvolvimento sob a

responsabilidade da EPE e do MME;

o O estudo seria realizado por um organismo independente, com o

consentimento das distribuidoras, dos órgãos reguladores estaduais, da

EPE e MME, o qual certificaria todos os estudos realizados;

• O estabelecimento das metas de penetração e desenvolvimento a serem

avaliadas periodicamente;

• O desenho de um sistema de incentivos e créditos financeiros constituído,

principalmente, pelo fluxo de recursos financeiros que a distribuidora receberia

para desenvolver seu mercado. O sobrecumprimento de metas acarretaria um

maior fluxo de recursos financeiros para o desenvolvimento da infra-estrutura;

o Embora na Etapa I do Modelo não fosse previsto o by pass comercial, as

penalidades para as distribuidoras poderiam incluir a liberação de alguns

usuários caso as metas previstas não fossem cumpridas, sendo este

ponto contemplado no AFDGN;

§ O pedágio a ser pago por estes usuários liberados seria

decrescente ao longo de tempo, à medida que as metas fixadas

não fossem satisfeitas pelas distribuidoras. Desse modo, se na

primeira avaliação periódica estabelecida anualmente, a partir do

terceiro ano de implementação do AFDGN, não se tivessem

cumprido as metas estabelecidas, os usuários seriam liberados a

partir de um volume mínimo de consumo a ser determinado caso

a caso, pagando-se, para tanto, um pedágio pelo uso da rede de

distribuição, equivalente ao Valor Agregado de Distribuição. Este

último seria definido como a diferença entre as tarifas finais aos

consumidores sem impostos, e o custo do gás natural e do

transporte sem impostos. Este mecanismo faria com que, numa


101

primeira instância, o consumidor pagasse o mesmo preço pelo

gás cobrado antes da liberação;

§ Na segunda avaliação periódica, a partir do ano seguinte ao

supramencionado, reduzir-se-ia o pedágio pago às distribuidoras

pela utilização de suas redes, caso tais companhias não

alcançassem, novamente, as metas estipuladas de antemão no

AFDGN.

• As revisões do AFDGN, as quais deveriam ser feitas a cada cinco anos, devem

coincidir com a revisão tarifária das distribuidoras.

V.1.7. PLANEJAMENTO DA INFRA-ESTRUTURA

A premissa sobre a qual se sustenta a política de planejamento de infra-estrutura é a

de que em um mercado pouco maduro, os projetos de infra-estrutura necessários

para mobilizar as reservas de gás natural até os consumidores finais têm um período

de maturação e nível de risco que podem não ser atrativos para os investidores.

Neste sentido, o planejamento da infra-estrutura por parte do Estado é necessário

para impulsionar um primeiro ciclo de desenvolvimento do mercado.


102

Diretriz: planejamento do crescimento da infra-estrutura de transporte.

O objetivo desta diretriz é o de viabilizar um desenvolvimento acelerado do sistema

de transporte de gás natural e das interconexões entre as distintas malhas de

gasodutos, gerando uma maior confiabilidade no abastecimento do energético e

outorgando flexibilidade às relações contratuais.

Os instrumentos básicos através dos quais se pretende alcançar este objetivo são:

• Realização de análises das expansões necessárias na Rede Básica para

abastecer o crescimento da demanda, de acordo com os dados e informação da

oferta e demanda de gás em um horizonte de tempo determinado;

• A conformação de um plano qüinqüenal com as obras necessárias para a

expansão do sistema;

• A licitação das concessões para a construção e operação dos gasodutos da

Rede Básica, de acordo com as recomendações decorrentes das análises

realizadas no ponto anterior;

• A determinação do nível de subsídios necessários para executar a obra, caso

não houvesse interessados na primeira licitação;

• A fiscalização e controle da implementação das obras determinadas; e

• A possibilidade de que terceiros possam executar suas próprias obras de

transporte, desde que estas não estejam incluídas no plano qüinqüenal

mencionado. No caso em que isto seja observado, a concessão outorgada

indicará o período máximo de anos em que esta infra-estrutura poderá

permanecer com acesso fechado, sendo que ao fim deste intervalo, a autoridade

regulatória estabelecerá a tarifa para os serviços de transporte firme e

interruptível.

Entre os benefícios e custos esperados para estes instrumentos, destacam-se os

seguintes:

• O planejamento centralizado da infra-estrutura otimiza potencialmente os

recursos disponíveis para investir no setor;


103

• O risco de gerar um sistema de planejamento centralizado reside na

possibilidade de que certas deficiências no planejamento possam atrasar ou

obstaculizar o desenvolvimento normal dos mercados de gás; e

• Um risco a ser considerado no momento de definir a política de controle do

sistema de licitações relaciona-se com a geração de mecanismos para evitar

acordos entre investidores em busca de subsídios, o que pode levar à ausência

de ofertantes na licitação original.

Para o desenvolvimento destes instrumentos, propõem-se os seguintes passos:

• A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) planeja as obras de infra-estrutura

necessárias para atender a demanda futura, em função de suas próprias

análises e dos resultados do Acordo Federal para o Desenvolvimento do Gás

Natural;

• O MME licita a construção e operação das obras de transporte, obtendo a

licitação aquele investidor que oferecer o menor período de acesso fechado e a

menor tarifa vigente para os serviços firme e interruptível para o período

posterior ao do acesso fechado. O MME avaliará estes parâmetros em função de

uma combinação a ser determinada, caso a caso, em função da obra. As

condições da licitação serão públicas e comunicadas com antecedência a todos

os agentes interessados;

• Se a licitação não apresentar interessados em construir e operar a obra, o MME

poderá realizar novamente a licitação, sendo o “vencedor” aquele interessado

que oferecer o menor tempo de acesso fechado e o menor nível de subsídio para

a tarifa de transporte, em função de uma ponderação dos dois fatores que o

MME anunciará antes de realizar a licitação; e

• Para a expansão da infra-estrutura existente, poderão ocorrer duas situações:

o O MME determina a realização da expansão, determinando o nível da

tarifa e a distribuição dos benefícios derivados da ampliação da infra-

estrutura (tarifa incremental ou autorização do roll-in), considerando um

nível razoável de rentabilidade para o investidor dono da infra-estrutura;


104

o Um agente solicita a ampliação de certa infra-estrutura, sendo o pedido

avaliado pela EPE, a qual gera um parecer técnico sobre as condições

em que se deve efetuar a expansão, tais como: instalação de maior

potência de compressão, construção de gasodutos paralelos em certos

trechos, nível da tarifa, etc.

V.1.8. IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL

A experiência recente em países exportadores de gás natural como a Argentina,

demonstra que a questão do abastecimento interno como requisito prévio para a

exportação é um tema sensível dentro da política para o setor de gás. A premissa,

nesta seção, é a determinação dos mecanismos que serão utilizados caso, durante

a execução dos contratos de exportação, verifique-se um fornecimento insuficiente

de gás para o abastecimento interno do Brasil.

Diretriz: Manter uma política de importação de gás natural que promova a

diversificação da oferta de gás no mercado brasileiro.

O objetivo desta diretriz é criar as condições de livre acesso às reservas da Bolívia

e da Argentina (ou de outro país via GNL), a fim de avançar no processo de

diversificação de ofertantes.

Neste sentido, o instrumento a ser utilizado é a permissão de livre importação de

gás natural, sem barreiras tarifárias ou não tarifárias, guardados os requisitos

preestabelecidos pela ANP quanto à qualidade e à segurança, evitando ações que

pudessem ser consideradas como dumping51 no suprimento de gás.

A outorga de autorização para importação de gás é regida pela Portaria ANP No.

43/98. Igualmente se considerará o indicado na Resolução CNPE No. 8/2003.

O benefício desta política de livre importação é permitir, junto com a reestruturação a

ser realizada nos contratos de transporte da Petrobras no GASBOL, a diversificação

51 Pela definição do GATT (Acordo Geral sobre Tarifas e Comércio entre as nações que fazem parte da OMC), dumping ocorre quando o preço FOB do produto exportado para o país 2 for menor que o preço do produto similar no país 1, de origem (chamado valor normal). Se a comparação anterior não puder ser feita, dumping será definido quando o preço FOB do produto exportado para o país 2 for menor do que uma das seguintes alternativas: (a) o preço do produto similar exportado do país 1 para outros países ou, (b) os custos de produção e venda do produto exportado.


105

de fornecedores de gás natural no Brasil. Não se detectam custos imediatos pela

aplicação desta medida, embora seja imprescindível estruturar, no âmbito do CNPE,

uma política de abastecimento de combustíveis que combine a dependência externa

com recursos próprios, de modo a não comprometer o desenvolvimento do Brasil

frente às eventuais mudanças da política energética de seus vizinhos exportadores

de gás, Argentina e Bolívia.

O CNPE deverá definir uma política externa de dependência do gás natural

estrangeiro, e articular um plano de contingência em função de possíveis alterações

no fluxo do energético desde os países vizinhos, frente a possíveis alterações na

política energética dos mesmos.

A ANP deverá autorizar as novas importações de gás natural, controlando o

cumprimento dos requisitos de qualidade e segurança no fornecimento.

Diretriz: permitir as exportações de gás natural, em qualquer estado físico, sempre

e quando o abastecimento do mercado interno estiver assegurado.

O objetivo desta diretriz é o de permitir a exportação de gás natural, tanto no

estado gasoso, através de sistemas de dutos ou em forma liqüefeita (GNL),

assegurando previamente o abastecimento do mercado interno.

Existe, no momento de definição de uma política de exportação, uma tendência de

restringir as mesmas, por temor de um potencial desabastecimento futuro do

mercado interno; isto acarreta menores investimentos, o que, por sua vez,

potencializa a redução do horizonte de reservas disponíveis para o consumo interno.

Dado que os contratos de exportação são de longo prazo, sugere-se aplicar os

seguintes instrumentos, a fim de executar esta diretriz:

• Permitir as exportações, avaliando sua autorização em função dos cenários e

previsões de evolução da demanda e oferta interna em casos extremos; e

• Estruturar um compromisso de investimento por parte dos produtores locais

interessados em obter autorizações de exportação, com o objetivo de gerar um

respaldo de curto prazo para o abastecimento doméstico, caso aconteça um

desabastecimento temporal da demanda interna.


106

O benefício relacionado à permissão das exportações é o de aumentar a atratividade

para que os investidores desenvolvam reservas de gás natural não associado no

Brasil, dado que à possibilidade de abastecer o mercado interno se adicionará à

expectativa de desenvolver as reservas com vistas ao mercado externo (por ex.

abastecimento de GNL no pico de demanda de inverno em certas regiões da

Argentina e, naturalmente, a exportação via gasoduto).

Não são percebidos os custos esperados deste instrumento, desde que seja

estabelecido um claro mecanismo de autorizações respaldado em um sólido sistema

de projeção da oferta e demanda de gás natural para o mercado interno.

A EPE, em função de dados de mercado e do pactuado no Acordo Federal para o

Desenvolvimento do Gás Natural, gerará uma projeção da oferta e demanda para o

mercado interno.

Em função dos dados fornecidos pela EPE, a ANP decidirá, ou não, pela autorização

para a exportação em estudo, em função de distintos critérios a serem

desenvolvidos dentro da Agência. Como exemplo, propõe-se que o critério para

avaliar exportações esteja vinculado à relação entre reservas provadas na data de

autorização e a demanda máxima futura prevista de acordo com o prognóstico

determinado pela EPE.

V.2. ETAPA II

A fim de uniformizar o término da Etapa I, de mercado integrado com baixo nível de

concorrência, estabelece-se o ano 2012 como fim desta Etapa e começo da Etapa II,

a partir da qual produzir-se-á uma paulatina desverticalização da integração entre

produtores e transportadores, e, produtores e distribuidores, ou, transportadores e

distribuidores.

Esta data que se considera indicativa aparecerá como um objetivo de desregular o

setor, distribuidora por distribuidora, até o ano 2012, ou antes, se as autoridades

considerarem que o setor já conta com um número suficiente de atores em

condições de competir. A segunda etapa do Modelo Cooperativo tem como objetivo

principal efetuar a transição de uma configuração setorial altamente concentrada e


107

integrada para outra na qual exista uma maior diversidade de agentes e de opções

para o consumidor.

O início da etapa poderá se dar de forma diferenciada para os distintos estados do

Brasil em função da ocorrência de algum dos eventos descritos a seguir:

A. O não cumprimento das metas de desenvolvimento por parte dos agentes

anteciparia o fim da Etapa I do Modelo; e

B. A abertura dos monopólios de distribuição em São Paulo e no Rio de Janeiro.

A Etapa II do Modelo contempla a transição em direção a um padrão de maior

abertura à concorrência. Na presente Etapa II, o Estado se concentra em fornecer

aos agentes e consumidores condições de igualdade de operação na indústria e em

retirar, gradualmente, os benefícios utilizados durante a Etapa I do Modelo.

As principais características da Etapa II são:

A. Execução de um processo de nivelamento das condições de competição através

de instrumentos que limitam a integração vertical, como foi estabelecido

anteriormente, procurando fortalecer o surgimento de novos ofertantes e

participantes no setor;

B. Progressiva liberalização de grandes usuários, mantendo uma base de

consumidores cativos das distribuidoras;

C. Planejamento da infra-estrutura por parte do MME; e

D. Diversificação de ofertantes e consumidores, em todos os elos em que esta ação

seja factível técnica e economicamente;

De modo similar ao realizado para a Etapa I, na qual para cada um dos onze (11)

tópicos-chave detectados foram estruturadas diretrizes e instrumentos a fim de

cumprir os objetivos traçados, na presente Etapa II são especificadas as linhas de

política quando estas produzem uma mudança concreta com relação à Etapa I.

Vale destacar que as diretrizes aqui detalhadas não permitem alcançar a visão de

longo prazo descrita no começo do presente documento. Pelo contrário, a Etapa II

do Modelo Cooperativo tenta flexibilizar algumas políticas e, iniciar um processo de


108

nivelamento das condições de competição, através do qual seria possível

implementar políticas, tais como as descritas no Modelo Concorrencial.

Deste modo, o Modelo Cooperativo pode ser visto como uma ferramenta para um

primeiro desenvolvimento do mercado, que se articula, posteriormente, com um

modelo similar ao Modelo Concorrencial. Desta forma, em um horizonte a definir, o

mercado de gás poderá contar com a oferta e a demanda diversificadas, e diferentes

opções para os usuários.

Os tópicos sobre os quais se geraram, na Etapa II, modificações com relação à

etapa anterior são:

1. Política de exploração, produção e diversificação do abastecimento de gás

natural;

2. Regulação da atividade de transporte;

3. Política de formação de preços do gás natural até o city gate;

4. Grau de abertura do mercado downstream; e

5. Planejamento da infra-estrutura.

V.2.1. POLÍTICA DE EXPLORAÇÃO, PRODUÇÃO E DIVERSIFICAÇÃO

DO ABASTECIMENTO

Diretriz: acelerar a captura de mercado dos potenciais produtores independentes.

O objetivo desta diretriz é fortalecer os novos produtores, gerando uma maior

diversificação no abastecimento em comparação com a Etapa I do Modelo

Cooperativo.

O instrumento considerado para alcançar este objetivo refere-se à outorga, aos

produtores independentes, de ferramentas para concorrer pela renovação dos

contratos de fornecimento de gás.


109

O esquema preliminar de desenvolvimento terá as seguintes características

principais:

• Outorgar aos produtores independentes a opção de exercer um Right of First

Refusal pela renovação dos contratos de abastecimento atuais:

o Esta opção seria exercida no momento de renovação dos contratos de

abastecimento;

o A opção limitar-se-á a certos segmentos de mercado a definir; e

o Estabelece-se um limite de contratos nos quais um mesmo operador

pode exercer este direito.

• Um esquema alternativo consiste em organizar licitações públicas e abertas a

todos os agentes do setor. Os contratos seriam analisados pela EPE e logo

licitados pelo MME, que os outorgaria aos ofertantes que apresentassem o maior

Valor Presente Líquido (VPL).

Diretriz: Exigir um mix de fornecedores para os contratos Take or Pay52 (TOP) de

cada distribuidora, implementando uma reserva de mercado para a Petrobras.

O objetivo desta diretriz é o mesmo da diretriz anterior, isto é, fortalecer os novos

produtores, gerando uma maior diversificação no abastecimento em comparação

com a Etapa I do Modelo.

Como instrumento para cumprir este objetivo prevê-se a doação de participações

nos contratos TOP das distribuidoras aos produtores independentes.

52 Take or Pay: contrato de abastecimento de gás natural pelo qual o cliente paga uma soma fixa por um determinado volume comprometido pelo produtor, independentemente da quantidade real consumida.


110

V.2.2. REGULAÇÃO DA ATIVIDADE DE TRANSPORTE

Diretriz: avançar no processo de independência da atividade de transporte:

O objetivo desta diretriz é começar a introduzir o conceito de transportadora

independente, a qual não estaria sujeita a interesses em outros elos da cadeia.

Embora, na presente etapa, mantenha-se a integração da propriedade entre o

segmento de produção e de transporte, o instrumento a ser implementado consiste

em:

• Separar juridicamente a atividade de transporte, criando empresas específicas

com ativos próprios que prestem o serviço com uma tarifa regulada pela ANP;

• Transferir os ativos de transporte das companhias produtoras para uma entidade

jurídica de propósito específico, como estabelecido nas linhas gerais no Termo

de Compromisso entre a ANP e a Petrobras; e

• Iniciar um processo de desvinculação acionária dos produtores das distribuidoras

com controle Estadual;

• Limitar a participação de produtores / comercializadores nas distribuidoras

estaduais a 25% do capital acionário das mesmas, sem controle sobre as

decisões comerciais da distribuidora.

O processo dá inicio ao caminho em direção a uma atividade de transporte

independente capaz de garantir a não discriminação no acesso à Rede Básica.

A separação jurídica da atividade de transporte aumentará o “custo regulatório” já

que o regulador deverá verificar a efetiva transferência de ativos de transporte à

nova companhia.


111

V.2.3. POLÍTICA DE FORMAÇÃO DE PREÇOS DO GÁS NATURAL ATÉ

O CITY GATE

Diretriz: flexibilizar o mecanismo de formação de preço para o produtor.

A diretriz seria, objetivamente, a eliminação do controle de preços. Neste caso,

torna-se importante a questão, colocada anteriormente, de diferenciar contratos

existentes e futuros. A liberação do preço seria restrita aos novos contratos.

O objetivo desta diretriz é incentivar a concorrência no segmento upstream da

cadeia, com o objetivo de gerar opções para o consumidor.

Desse modo, os instrumentos a serem implementados incluem:

• A livre negociação dos preços de abastecimento de gás natural entre os

produtores e os consumidores livres e das distribuidoras, independente da

viabilidade da garantia de by-pass acordado no AFDGN; e

• A determinação de preços de abastecimento de gás por parte das distribuidoras

com base nas licitações mencionadas na Seção V.1.6.

As distribuidoras terão o preço de aquisição de gás firme determinado pelos

contratos TOP licitados entre diversos produtores, segundo o explicitado na Seção

V.1.6. Os contratos TOP que os consumidores livres tratam com os produtores

poderão ser negociados livremente.

Os preços dos contratos interruptíveis de abastecimento de gás natural das

distribuidoras e dos consumidores livres continuarão fazendo referência ao óleo

combustível, a ser determinado pelo MME.

Tentar-se-á o início incipiente de uma mecânica de concorrência no setor, o que

pode implicar uma diminuição nos custos de abastecimento de gás.

Os instrumentos aqui descritos devem ser executados quando se comprove a

capacidade de vários produtores de vender volumes significativos no mercado,

assegurando a existência de um nível mínimo de diversificação na oferta. De outro

modo, a flexibilização do mecanismo de formação do preço na boca de poço não

trará benefícios para os consumidores (distribuidoras e grandes usuários liberados).


112

V.2.4. GRAU DE ABERTURA DO MERCADO DOWNSTREAM

Diretriz: flexibilizar os monopólios de distribuição de São Paulo, do Rio de Janeiro e

das demais distribuidoras do País, em função do cronograma estabelecido no

Acordo Federal para o Desenvolvimento do Gás Natural.

O objetivo desta diretriz é gerar opções para os consumidores, o que se refletiria

em menores custos de aquisição do gás natural.

O instrumento para levar a cabo esta tarefa é o próprio Acordo Federal para o

Desenvolvimento do Gás Natural, ao qual as distribuidoras devem aderir na Etapa I

do Modelo:

• Com base no mencionado Acordo, as distribuidoras permitirão o by pass

comercial mediante o pagamento de um pedágio:

o A política de by pass comercial que, na Etapa I, era resultado de uma

penalidade pelo não cumprimento das metas de desenvolvimento, será,

nesta etapa, uma política regular, abrindo o segmento da comercialização

de gás a outros ofertantes (ex. comercializadores);

o O Acordo, e suas posteriores revisões, deverá especificar, para cada

distribuidora, o volume mínimo de consumo a partir do qual serão

liberados os usuários e a curva descendente desta variável (o nível de

consumo mínimo) no tempo.

Entre os benefícios esperados, destacam-se as maiores opções para os

consumidores, o que redundará em menores custos de suprimento. Porém, no que

diz respeitos aos custos daí derivados, ressalta-se que as distribuidoras poderão

perder clientes “âncora”, o que poderá acarretar impactos sobre a equação

econômica das mesmas. Deste modo, deverá ser realizado, antes da assinatura do

AFDGN, um estudo que permita quantificar este impacto, a fim de determinar-se o

momento ótimo de liberar os consumidores finais de gás e definir o grau de abertura

do mercado gasífero nacional ao longo do tempo.

V.2.5. PLANEJAMENTO DA INFRA-ESTRUTURA


113

Diretriz: diversificar o número de atores na construção de nova infra-estrutura de

transporte gás natural.

O objetivo desta diretriz é incentivar a diversificação de agentes participantes na

atividade do transporte de gás.

A EPE continuará analisando as expansões necessárias na rede de transporte de

gás natural. Todos os agentes podem participar de forma isolada nas licitações,

segundo a modalidade estabelecida na Etapa I, como também realizar de forma

isolada novas obras de infra-estrutura, com concessão prévia concedida pelo MME.

A participação das empresas que tiverem uma participação em outras instalações de

infra-estrutura e em novos projetos de infra-estrutura de transporte de gás deverá

realizar-se através de um consórcio no qual nenhuma empresa participante detenha

o controle acionário nem o controle da gestão.

Procura-se contribuir para eliminar as possíveis discriminações que poderiam existir

para acessar a infra-estrutura de transporte. A medida deve ser implementada

quando existir uma rede de gasodutos desenvolvida e um mercado suficientemente

maduro para que terceiros independentes possam levar adiante projetos de forma

isolada e sustentável pela mera atividade específica de transporte e distribuição, por

exemplo. Em outro caso, correr-se-ia o risco de bloquear o desenvolvimento de nova

infra-estrutura.


114

VI. OUTRAS REGULAÇÕES PARA AMBOS MODELOS.

Nesta seção se desenvolvem alguns aspectos regulatórios que são de aplicação

comum a ambas alternativas de modelos propostos.

VI.1. CLASSIFICAÇÃO DE DUTOS.

Nos modelos propostos, os gasodutos seriam classificados como:

• Rede Básica – aqueles que vinculam, com um diâmetro maior que 12’’

(polegadas), jazidas e centros de consumo independentes do produtor, onde

participam outros consumidores e que atravessam diferentes regiões e estados

ao longo de vários quilômetros;

• Dedicação Exclusiva – aqueles menores que 12’’, que ligam gasodutos de

aplicação específica entre uma jazida e um consumidor que seja propriedade do

produtor, e que esteja localizado em um raio de 100 km da jazida (como exemplo

referencial). Ao existir um conflito com a dos Estados, sugere-se que dentro do

Acordo Federal para o Desenvolvimento do Gás Natural se contemple a

aceitação deste incentivo para que os produtores desenvolvam sua rede de

abastecimento unicamente para consumidores que se encontrem vinculados

societariamente e dentro de uma distância reduzida, próxima a jazida. Como

pôde ser visto na Etapa I, em países como a Argentina, permite-se esta

modalidade, como também na Inglaterra e nos Estados Unidos53;

• Captação Própria – sistema de dutos de diâmetro menor que 12’’ que liga os

poços produtores e instalações de separação e tratamento de gás de um só

produtor, até chegar aos gasodutos da Rede Básica, sem fornecer volumes de

gás a consumidores terceiros antes de entrar na Rede Básica;

• Captação Compartilhada – estes gasodutos, os quais se diferenciam dos de

Captação Própria, vincularão produção, jazidas e/ou instalações de mais de um

produtor de forma a otimizar o uso de instalações comuns, até o ponto de acesso

à Rede Básica;

53 Deve-se levar em consideração que este tipo de dutos não aplica ao Modelo Concorrencial, já que não se propõe a figura do by-pass físico para a distribuição de gás natural.


115

• Diferente de uma rede de distribuição, os gasodutos de Captação Própria ou

Captação Compartilhada serão destinados para receber gás e agregá-lo em

um sistema comum de transporte de baixo diâmetro, para maximizar o uso de

instalações de recepção, e para levá-los até a Rede Básica, para que logo o gás

possa ser distribuído pelas distribuidoras.

Cabe ressaltar que esta classificação é uma proposição preliminar e deverá ser

aperfeiçoada posteriormente, contando, para tanto, com a participação dos agentes.

VI.2. PRIORIDADES NA UTILIZAÇÃO DO GÁS NATURAL

A regulação do racionamento do recurso em situações de escassez de oferta é

relevante do ponto de vista da política de preços e tarifas, na medida que estas

constituem um conjunto de sinais que afetam as decisões de consumo e de uso do

sistema de transporte e distribuição.

A realidade brasileira pode impor critérios especiais de prioridades que tendam a

garantir o abastecimento para a geração elétrica a partir de um ranking de

prioridades que concilie as necessidades de abastecimento, tanto para a geração

como para os usuários residenciais.

O corte de serviço para os usuários residenciais e outros essenciais está

relacionado com condições de segurança. De fato, quando se interrompe o serviço,

em existindo aparelhos em funcionamento (domésticos a gás), se devem verificar

serviço por serviço as condições em que se encontravam antes do corte, para voltar

a abastecer com gás natural.

Esta circunstância, somada às características próprias do serviço residencial, torna

desaconselhável a implementação de uma ordem de prioridade que não preveja o

corte deste tipo de serviços em última instância.

Diretriz: Estabelecer um ranking de prioridades eficiente frente a eventuais situações

de escassez de gás e/ou capacidade de transporte.


116

O objetivo desta diretriz consiste em:

• Conciliar as necessidades de abastecimento com a política tarifária.

Com este propósito, se promove o seguinte instrumento:

• Estabelecimento de uma ordem de prioridades em função da operacionalidade

do sistema, priorizando o despacho em função das características da tarifa e do

serviço contratado, não do uso dado ao gás.

O benefício esperado do estabelecimento de um sistema de prioridade em função do

tipo de serviço é dar aos agentes sinais corretos com relação à estrutura de tarifas

no mercado.

Estabelecimento de um ranking de prioridades para proceder à restrição do serviço:

• Serviços em base interruptível (em forma rateada de acordo com quantidades

contratadas dos diferentes usuários); e

• Serviço em base firme:

o Dentro desta categoria deve restringir-se em último lugar o abastecimento

às distribuidoras para seus usuários que produzam energia elétrica, os

residenciais, centros de assistência médica ou hospitalar e outras

instituições essenciais para a segurança e/ou bem-estar público;

o Se fosse necessário proceder à restrição dentro deste tipo de serviço,

salvo ao disposto no ponto anterior em relação à geração elétrica,

residenciais e outros serviços essenciais referidos, esta se realizará:

§ Pro rata entre os usuários em base a suas capacidades

contratadas; ou

§ Em ordem inversa ao preço do serviço, quer dizer, os serviços

firmes de menor preço serão os primeiros a se interromper ou

restringir.

O transportador deverá elaborar um programa destinado a implementar eventuais

restrições ou interrupções dentro de uma mesma categoria de serviço.


117

Em casos de existência de um estado de crise em qualquer dos setores energéticos,

e se esta fosse declarada formalmente pela autoridade competente, se definiriam os

consumos essenciais que deverão ser abastecidos, em função do determinado pelo

CNPE, reunido especialmente para avaliar os impactos da crise e as medidas que

devem se tomar na circunstância.

VI.3. ESPECIFICAÇÕES E QUALIDADE DO GÁS NATURAL

A premissa que sustenta a definição de política neste ponto é a de que as

especificações do gás natural devem ser uniformes para todo o país, sem que isto

venha a impedir a comercialização do fluido. Caso se busque a interconexão dos

sistemas de transporte, essa deveria ser a norma para que o gás possa fluir

livremente sem condicionamentos técnicos de qualidade.

Diretriz: manter requisitos uniformes de especificações e qualidade do gás natural

em todo o país.

O objetivo desta diretriz é o de facilitar a futura interconexão dos atuais sub-

sistemas.

Vale ressaltar que os aspectos mais relevantes acerca da qualidade do gás natural

compreendem o conteúdo mínimo energético por volume entregue e as limitações

técnicas máximas para seu transporte, como conteúdo máximo de gases inertes e

enxofre.

Os instrumentos considerados para promover o alcance do objetivo são os

seguintes:

• Aplicar especificações uniformes para o gás natural para todos os sistemas no

Brasil, com exceção de sistemas isolados ou dedicados, reforçando e ratificando

o estabelecido na Portaria ANP nº 104/2002;

o Neste último caso, se no futuro se desejasse estabelecer uma

interconexão com o sistema interconectado, seria obrigatório a esse

sistema isolado adequar suas especificações aos parâmetros de

qualidade aprovados para todo o país;


118

• Possibilitar a estruturação de acordos de flexibilização das especificações,

através de misturas de gases de diferentes qualidades.

O benefício esperado desta política é o de gerar uma única especificação para todo

o sistema de gás do país, visando facilitar a interconexão entre os distintos

subsistemas. Não se percebem custos originados nesta Diretriz desde o momento

em que se encontra em vigência a Portaria indicada cumprindo-se satisfatoriamente.

A ANP avaliará a possibilidade de autorizar desvios face aos requisitos uniformes

vigentes na rede a pedido dos donos das instalações de sistemas isolados que

assim o requerem.


119

VII. CONSIDERAÇÕES FINAIS

O presente documento reúne as análises e propostas elaboradas com a visão

comum de procurar um mercado de gás natural mais desenvolvido para o Brasil,

partindo da configuração atual, diagnosticada na Fase II, e as experiências

relevantes de outros países, apresentadas na Fase I do Projeto.

Os caminhos apresentados para a consideração da ANP são diferentes, e ao longo

dos mesmos se instrumentariam ações que procuram cumprir com objetivos

intermediários. Embora várias das Visões e dos Objetivos de longo prazo que se

explicitaram são comuns para ambas as propostas, a situação final a que cada uma

delas conduz é diferente, já que a conformação final do mercado não será identica.

Um dos aspectos centrais que diferenciam ambos os modelos propostos é o das

opções de organização estrutural da indústria, as quais resultam particularmente

relevantes para o desempenho esperado no futuro.

O maior o menor grau de integração vertical entre as distintas atividades da cadeia

produtiva podem gerar alguns efeitos controversos. Por um lado, a integração

vertical gera incentivos para que um produtor ou comercializador integrado

desenvolva práticas excludentes com relação aos seus competidores através da

discriminação no acesso à infra-estrutura de transporte. Por outro lado, a integração

vertical é uma das vias mais importantes para economizar custos de transação e,

por conseguinte, para aumentar a eficiência. A integração vertical em uma indústria

como a do gás natural, demandante de investimentos de longa vida útil, que

implicam significativos custos irrecuperáveis, permite amortizar com rentabilidade os

ativos específicos, diminuindo o risco para o investidor.

Embora, os efeitos mencionados, podem atenuar-se mediante a regulação do

acesso e através de regras previsíveis que permitam a realização de contratos de

longo prazo, respectivamente, o balanço entre os objetivos de política pública

perseguidos pode incidir na eleição da configuração estrutural a ser adotada. Se o

objetivo de desenvolver a concorrência e a eficiente alocação de recursos gerada

nesta indústria é considerado viável e prioritário, as vantagens da desintegração

vertical cobram maior relevância. Quando existem restrições para o desenvolvimento

da concorrência nos segmentos com menores barreiras à entrada, a integração

vertical outorga certas vantagens para a expansão da infra-estrutura.


120

Em resumo, os modelos alternativos propostos para a organização da indústria do

gás no Brasil representam respostas diferentes, em termos de integração vertical

entre os elos da cadeia produtiva, ao dilema entre a promoção da concorrência e a

redução do risco associado ao investimento em ativos específicos requerido para

desenvolver a infra-estrutura.

Embora, ambos os modelos permitirão criar um mercado de gás natural mais

maduro, com um número crescente de atores, um maior desenvolvimento da infra-

estrutura de produção, transporte, distribuição e de seu nível de integração física –

transacional, o que permitirá uma maior penetração do gás natural na matriz

energética, com seus conseqüentes benefícios econômicos e sociais para o Brasil.


121

VIII. ANEXOS

VIII.1. CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA – CNPE

De acordo com as Leis 9.478/1997 e o Decreto 3.520/2000, o CNPE tem as

seguintes atribuições:

I. Promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País, em

conformidade com o disposto na legislação aplicável e com os princípios:

a. Preservação do interesse nacional;

b. Promoção do desenvolvimento sustentado, ampliação do mercado de

trabalho e valorização dos recursos energéticos;

c. Proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e

oferta dos produtos;

d. Proteção do meio ambiente e promoção da conservação de energia;

e. Garantia do fornecimento de derivados de petróleo em todo o território

nacional, nos termos do § 2º do artigo 177 da Constituição Federal;

f. Incremento da utilização do gás natural;

g. Identificação das soluções mais adequadas para o suprimento de energia

elétrica nas diversas regiões do País;

h. Utilização de fontes renováveis de energia, mediante o aproveitamento

dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis;

i. Promoção da livre concorrência;

j. Atração de investimento na produção de energia;

k. Ampliação da competitividade do País no mercado internacional;

II. Assegurar, em função das características regionais, o suprimento de insumos

energéticos ás áreas mais remotas ou de difícil acesso do País, submetendo as

medidas específicas ao Congresso Nacional, quando implicarem criação de

subsídios, observado o disposto no parágrafo único do artigo 73 da Lei N.º 9.478, de

1997;

III. Rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do

País, considerando as fontes convencionais e alternativas e as tecnologias

disponíveis;

IV. Estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás

natural, do álcool, de outras biomassas, do carvão e da energia termonuclear;

V. Estabelecer diretrizes para a importação e exportação, de maneira a atender às

necessidades de consumo interno de petróleo e seu derivados, gás natural e

condensado, e assegurar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de


122

Estoques de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques

Estratégicos de Combustíveis; e

VI. Sugerir a adoção de medidas necessárias para garantir o atendimento à

demanda nacional de energia elétrica, considerando o planejamento de longo, médio

e curto prazos, podendo indicar empreendimentos que devam ter prioridade de

licitação e implantação, tendo em vista seu caráter estratégico e de interesse

público, de forma que tais projetos venham assegurar a otimização do binômio

modicidade tarifária e confiabilidade do Sistema Elétrico.

VIII.2. MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA – MME

Segundo o Decreto N.º 5.267, de 9 de novembro de 2004, o MME apresenta, entre outras, as seguintes responsabilidades:

Quanto ao planejamento e desenvolvimento do setor energético:

Art. 9º:

Desenvolver ações estruturantes de longo prazo para a implementação de políticas

setoriais;

Assegurar a integração setorial no âmbito do Ministério;

Coordenar os estudos de planejamento energético setorial;

Promover e apoiar a articulação do setor energético;

Art. 10:

Coordenar a elaboração das políticas de energia e promover a sua integração nos

âmbitos interno e externo ao Ministério;

Articular-se com os diferentes agentes setoriais e de governança do setor

energético;

Quanto à formulação de política para o setor de petróleo e gás natural:

Art. 17:

Promover estudos para conhecimento das bacias sedimentares brasileiras, bem

como propor diretrizes para a realização das licitações das áreas destinadas à

exploração e produção de petróleo e gás natural;

Formular propostas para a elaboração de planos plurianuais para os setores de

petróleo, gás natural e combustíveis renováveis, monitorando, avaliando e ajustando

sua execução e resultados;

Monitorar, avaliar e propor medidas preventivas e corretivas, visando garantir a

adequada participação dos derivados de petróleo, do gás natural e dos combustíveis

renováveis, na matriz energética nacional;


123

Monitorar e avaliar o funcionamento e desempenho dos setores de petróleo, gás

natural e combustíveis renováveis, bem como das instituições responsáveis por

estes setores, promovendo e propondo as revisões, atualizações e correções dos

modelos em curso;

Interagir com as agências reguladoras, as entidades públicas vinculadas, as

concessionárias públicas e privadas e demais entidades dos setores de petróleo,

gás natural e combustíveis renováveis, orientando quanto às políticas aprovadas, no

âmbito do Ministério;

Monitorar e avaliar, em conjunto com as agências reguladoras e instituições

competentes, as condições e a evolução dos abastecimentos de petróleo, gás

natural e combustíveis renováveis, bem como a satisfação dos consumidores;

Promover, desenvolver e executar ações e medidas preventivas e corretivas,

visando garantir o satisfatório abastecimento de petróleo, gás natural e combustíveis

renováveis e o adequado atendimento aos consumidores;

Coordenar e promover programas de incentivos e ações, visando à atração de

investimentos e negócios para os setores nacionais de petróleo, gás natural e

combustíveis renováveis;

Monitorar e estimular atividades de pesquisa e desenvolvimento tecnológico, nos

setores de petróleo, gás natural e combustíveis renováveis;

Monitorar, em conjunto com a ANP, o aproveitamento racional das reservas de

hidrocarbonetos;

Propor políticas públicas voltadas para a maior participação da indústria nacional de

bens e serviços no setor de petróleo e gás natural;

Interagir com a ANP para assegurar o abastecimento nacional de derivados de

petróleo, avaliando e propondo medidas que minimizem o risco de

desabastecimento em situações excepcionais;

Art. 18.

Propor metas a serem perseguidas pela ANP, no tocante às reservas brasileiras e à

relação entre reservas e produção;

Art. 19.

Interagir com a ANP, com vistas a assegurar a ampliação da infra-estrutura de

transporte de gás natural;

Propor diretrizes que assegurem a elevação da participação do gás natural na matriz

energética nacional;

Interagir com os fiscos estaduais e federal, com vistas a assegurar a racionalidade

tributária sobre o gás natural;


124

Monitorar a viabilidade do gás natural, em relação a seus competidores diretos,

propondo medidas que possibilitem a efetiva valoração dos benefícios específicos

do setor energético;

Monitorar as negociações de preços do gás natural importado, com vistas a torná-los

mais competitivos;

Propor critérios para a concessão de subsídios ao transporte de gás natural, para

assegurar sua adequada utilização; e

Propor critérios para a utilização de recursos da Conta de Desenvolvimento

Energético - CDE.

VIII.3. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA – EPE

A Lei Nº 10.847 estabelece, entre outras, as seguintes competências para a Empresa:

VII. Realizar estudos e projeções da matriz energética brasileira;

VIII. Identificar e quantificar os potenciais de recursos energéticos;

IX. Promover estudos para dar suporte ao gerenciamento da relação reserva e

produção de hidrocarbonetos no Brasil, visando à auto-suficiência sustentável;

X. Promover estudos de mercado visando definir cenários de demanda e oferta de

petróleo, seus derivados e produtos petroquímicos;

XI. Elaborar estudos relativos ao plano diretor para o desenvolvimento da indústria

de gás natural no Brasil;

XII. Dar suporte e participar nas articulações visando à integração energética com

outros países.

VIII.4. AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E

BIOCOMBUSTÍVEIS – ANP

Segundo a Lei 9.478/97, a ANP terá como finalidade promover a regulação, a

contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do

petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis, cabendo-lhe:

I - implementar, em sua esfera de atribuições, a política nacional de petróleo,

gás natural e biocombustíveis, contida na política energética nacional, nos termos do

Capítulo I desta Lei, com ênfase na garantia do suprimento de derivados de

petróleo, gás natural e seus derivados, e de biocombustíveis, em todo o território

nacional, e na proteção dos interesses dos consumidores quanto a preço, qualidade

e oferta dos produtos;


125

II - promover estudos visando à delimitação de blocos, para efeito de

concessão das atividades de exploração, desenvolvimento e produção;

III - regular a execução de serviços de geologia e geofísica aplicados à

prospecção petrolífera, visando ao levantamento de dados técnicos, destinados à

comercialização, em bases não-exclusivas;

IV - elaborar os editais e promover as licitações para a concessão de

exploração, desenvolvimento e produção, celebrando os contratos delas decorrentes

e fiscalizando a sua execução;

V - autorizar a prática das atividades de refinação, processamento, transporte,

importação e exportação, na forma estabelecida nesta Lei e sua regulamentação;

VI - estabelecer critérios para o cálculo de tarifas de transporte dutoviário e

arbitrar seus valores, nos casos e da forma previstos nesta Lei;

VII - fiscalizar diretamente, ou mediante convênios com órgãos dos Estados e

do Distrito Federal, as atividades integrantes da indústria do petróleo, do gás natural

e dos biocombustíveis, bem como aplicar as sanções administrativas e pecuniárias

previstas em lei, regulamento ou contrato;

VIII - instruir processo com vistas à declaração de utilidade pública, para fins

de desapropriação e instituição de servidão administrativa, das áreas necessárias à

exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, construção de

refinarias, de dutos e de terminais;

IX - fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do petróleo,

gás natural, seus derivados e biocombustíveis e de preservação do meio ambiente;

X - estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na exploração,

produção, transporte, refino e processamento;

XI - organizar e manter o acervo das informações e dados técnicos relativos às

atividades reguladas da indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis;

XII - consolidar anualmente as informações sobre as reservas nacionais de

petróleo e gás natural transmitidas pelas empresas, responsabilizando-se por sua

divulgação;


126

XIII - fiscalizar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques

de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de

Combustíveis, de que trata o art. 4º da Lei N.º 8.176, de 8 de fevereiro de 1991;

XIV - articular-se com os outros órgãos reguladores do setor energético sobre

matérias de interesse comum, inclusive para efeito de apoio técnico ao CNPE;

XV - regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento

nacional de combustíveis, fiscalizando-as diretamente ou mediante convênios com

outros órgãos da União, Estados, Distrito Federal ou Municípios.

XVI - regular e autorizar as atividades relacionadas à produção, importação,

exportação, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda e comercialização de

biodiesel, fiscalizando-as diretamente ou mediante convênios com outros órgãos da

União, Estados, Distrito Federal ou Municípios;

XVII - exigir dos agentes regulados o envio de informações relativas às

operações de produção, importação, exportação, refino, beneficiamento, tratamento,

processamento, transporte, transferência, armazenagem, estocagem, distribuição,

revenda, destinação e comercialização de produtos sujeitos à sua regulação;

XVIII - especificar a qualidade dos derivados de petróleo, gás natural e seus

derivados e dos biocombustíveis.” (NR)

Art. 9º. Além das atribuições que lhe são conferidas no artigo anterior, caberá

à ANP exercer, a partir de sua implantação, as atribuições do Departamento

Nacional de Combustíveis - DNC, relacionadas com as atividades de distribuição e

revenda de derivados de petróleo e álcool, observado o disposto no art. 78.

Art. 10. Quando, no exercício de suas atribuições, a ANP tomar conhecimento

de fato que possa configurar indício de infração da ordem econômica, deverá

comunicá-lo imediatamente ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica -

Cade e à Secretaria de Direito Econômico do Ministério da Justiça, para que estes

adotem as providências cabíveis, no âmbito da legislação pertinente.

Parágrafo único. Independentemente da comunicação prevista no caput deste

artigo, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica - Cade notificará a ANP do

teor da decisão que aplicar sanção por infração da ordem econômica cometida por


127

empresas ou pessoas físicas no exercício de atividades relacionadas com o

abastecimento nacional de combustíveis, no prazo máximo de vinte e quatro horas

após a publicação do respectivo acórdão, para que esta adote as providências legais

de sua alçada.

Relatório - anp.gov.br€¦ · Rio de Janeiro, 17 de novembro de 2004 Agência Nacional do...

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