O descontentamento do mercado com o preço do gás natural

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Brazil Fullstream / Noticias

Os contratos em vigor entre a Petrobras e as distribuidoras locais de gás contêm diversos instrumentos de atualização e correção em suas fórmulas de preço, prática usual no mercado internacional. As variações de cotação de petróleo Brent, que rege os preços de exportação dos óleos nacionais, e taxa de câmbio incidem sobre a parcela do produto -chamada ‘parcela molécula’- e são aplicadas trimestralmente, para permitir algum amortecimento dos efeitos de variações bruscas do mercado. As correções nos custos de infraestrutura da rede -chamada ‘parcela transporte’- são indexadas a custos locais, no caso o IGP-M, uma vez por ano.

Na última atualização contratual dos preços, miseravelmente somaram-se variações de preços de petróleo (38%), de taxa de câmbio (2%) e de IGP-M (31%) que, acumuladas, conduziram a um aumento de 39% dos preços, oscilação previsível pelos signatários dos contratos. Esses impactos influenciam a tarifa de gás natural para os consumidores finais, uma vez que o preço do gás adquirido pelas distribuidoras é repassado integralmente ao consumidor. O que, obviamente, descontenta o mercado.

Há uma potencial reação do consumo a estas variações de preço, que pode ser medido pela elasticidade de preço da demanda. No caso do gás natural, a demanda é considerada inelástica para os consumidores ligados à rede e que não têm opção de produto substituto ou pouca possibilidade de gerenciamento de seu consumo. Enquadram-se nesta categoria os consumidores residenciais, o comércio e as pequenas indústrias. Contudo, o usuário automotivo pode optar por combustíveis alternativos; como também as indústrias de maior porte, que têm capacidade financeira para eventualmente investir em fontes alternativas de energia ao gás.

Nas condições usuais da economia, as flutuações dos índices podem ser estimadas, provendo previsibilidade para os fluxos de caixa compromissados. Porém, quando fatores extemporâneos mudam bruscamente o comportamento dos parâmetros escolhidos, as alterações podem ser de grande monta, como no caso recente.

Eventos semelhantes aconteceram no passado, impactando o mercado de gás natural brasileiro. Em 2008, uma crise econômica mundial provocou queda na atividade econômica nacional e reduziu momentaneamente a competitividade do gás natural frente ao energético substituto. Este efeito foi devido à defasagem na aplicação dos índices de atualização dos preços dos contratos de gás natural.

Nova queda de preços dos derivados de petróleo no país, que não foi acompanhada pelas fórmulas de atualização nos instrumentos de compra e venda de gás, veio em 2011, estimulando o consumo de combustíveis alternativos.

Em ambas as ocasiões, os consumidores que puderam se valer do seu poder de opção e restringiram sua compra de gás, movimento que potencialmente afeta a produção de petróleo, uma vez que o maior volume de gás natural vendido no país é de produção associada, mas também imputa custos financeiros aos contratos de importação, em função das cláusulas de obrigação de retirada (‘take or pay’). Além disso, a redução de quantidades retiradas potencialmente encarece a tarifa dos serviços, pela diminuição de volumes efetivamente circulando e por consequência eleva os preços para os usuários dependentes da rede, sem opção de substituição.

A solução empregada pela Petrobras, em ambos os casos, foi aplicar mecanismos temporários de adequação dos preços. Lançou o leilão de curto prazo, que compromissava a retirada de volumes adicionais a preços descontados em 2008 e instituiu um desconto temporário sobre os preços de parte dos contratos em 2011. Ambos os instrumentos podem ser compreendidos como simulacros de mercados competitivos, onde sempre que ocorre excesso de oferta os preços se reduzem, ainda que transitoriamente.

A hipótese de utilização de ferramentas similares ou uma eventual reforma de cláusulas contratuais para a mitigação dos efeitos da atualização de preços do momento atual em que a nova lei cria condições para a formação de um mercado aberto, precisa ser cautelosamente analisada.

A entrada de novos ofertantes com outras visões de formação de custos pode conduzir à introdução de formas de parametrização diversas das atuais, e certamente uma maior oferta de gás poderia induzir a uma competição e precificação de gás x gás. Em torno deste tema, evocam-se as questões de acesso às infraestruturas essenciais, como as plantas de tratamento; aumento da oferta pela redução da reinjeção e os investimentos em coleta e transporte de gás natural dos campos do pré-sal.

O início em breve da operação da Rota 3 aumentaria a oferta de gás? Recorrendo a estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), as previsões do PDE 2030 apontam para uma oferta estável de volumes até 2026, indicando que o gás da Rota 3 possivelmente substitui produção anterior em depleção.

E apesar da EPE prever a duplicação da produção nacional até 2030, a oferta de gás efetiva ao mercado na malha integrada de gasodutos aumenta somente 27%, porque a injeção de gás mais que dobra, para propiciar recuperação avançada de óleo, necessidade aparentemente comum a todos os operadores do Pré-Sal. Neste aspecto específico há que se considerar outro trabalho da EPE que indica que, com as concentrações de CO2 e as distâncias crescentes em relação ao litoral dos pontos de produção do pré-sal, os custos de produção, tratamento e transporte somados se equiparam, conforme o volume de gás, aos custos de importação de GNL.

William Shakespeare abre a obra Ricardo 3º com a frase ‘O inverno do nosso descontentamento é agora convertido em glorioso verão por este sol de York?’. Talvez este descontentamento, mais uma vez momentâneo, com os preços contratuais do gás, às vésperas do inverno no Brasil, prenuncie que em breve haja um verão glorioso, com o estabelecimento de um mercado mais competitivo com ofertas de volumes adicionais e novas formas de precificação.

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