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Geopolítica e Regulação do Gás Natural
Painel I
V Seminário De Regulação da Indústria de Energia
Salvador – Bahia
29 e 30 de Novembro de 2007
Prof. Ildo Luís Sauer
Universidade de São Paulo
Instituto de Eletrotécnica e Energia
2
Roteiro
• Geopolítica do gás natural• Recursos
• Infra-estrutura
• Mercado
• Marco Regulatório da Indústria do Gás no Brasil• A convergência energética: Petróleo x GN x Eletricidade...
– Visão Geral do Setor
– Energia Elétrica
– Gás NaturalDesafios à Integração
Mercado de Gás Natural
– GNL x SIN
• O Papel da Regulação
• A Indústria do Gás Natural
• Estágio da Indústria de Gás
• “Lei do Petróleo” x “Lei do Gás”
• Pontos para Reflexão
• Marco Regulatório Atual
• Objetivos da “Lei do Gás”
• Regime de Outorga
• Acesso de Terceiros
• Distribuição e Comercialização
• Cenário Ideal do Funcionamento da Indústria de Gás Natural
• Incentivo aos Investimentos
• Comentários Finais
Geopolítica do Gás Natural
Confederação Nacional da Indústria
4
Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural (fim de 2006)
456,3
398,3
92,088,149,642,8
Mil milhões de BEP
Petróleo Gás Natural
Fonte: BP, 2007
5
Ranking dos Países top 20 em reservas provadas de Gás Natural
A Rússia detém a maior reserva individual - provada - de gás natural conhecida.
Do total mundial aproximado de 6.183 Tcf (175,1 x 1012 m3), responde por 1.680 Tcf (47,6 x 1012 m3).
Fonte: Society of Petroleum Engineers, 2007
Tcf
6
Consumo de Gás Natural por região
Fonte: BP, 2007
(109 m3)
Anos
7
Produção de Gás Natural por região
Fonte: BP, 2007
(109 m3)
Anos
8
Curva de Custo do Petróleo incluindo Progressos Tecnológicos:disponibilidade do recurso (petróleo) em função do preço econômico
Preço ao qual cada tipo de recurso se torna econômi co (em 2004 US$)
Petróleo acessível (cumulativo) (bilhões de barris)
Fonte: OECD/IEA, 2005
9
GNL –Terminais de Regaseificação nos EUA
10
GNL -Terminais de Regasificação (Europa) e de Liquefação (Norte da África)
11
Principais gasodutos da América do Norte
Fonte: Government of Newfoundland and Labrador Budget, 2007
12
Principais gasodutos da Europa
13
Principais gasodutos da China (“rota da seda”)
14
Principais gasodutos da Índia
Fonte: Business World India, 2003
15
Gasoduto do Oeste da África
Fonte: USAID, 2007
16
Principais gasodutos da Austrália
17
Principais gasodutos da América do Sul
Existentes
Em obras
Em estudo
18
Gasoducto del Sur: a proposta brasileira
19
Principais fluxos comerciais de GN e GNL
Fonte: BP, 2007
(109 m3)
= 455,02 x 109 m3
= 197,4 x 109 m3
20
Principais fluxos comerciais de GNL
21
Roteiro
• Marco Regulatório da Indústria do Gás no Brasil• A convergência energética: Petróleo x GN x Eletricidade...
– Visão Geral do Setor
– Energia Elétrica
– Gás NaturalDesafios à Integração
Mercado de Gás Natural
– GNL x SIN
• O Papel da Regulação
• A Indústria do Gás Natural
• Estágio da Indústria de Gás
• “Lei do Petróleo” x “Lei do Gás”
• Pontos para Reflexão
• Marco Regulatório Atual
• Objetivos da “Lei do Gás”
• Regime de Outorga
• Acesso de Terceiros
• Distribuição e Comercialização
• Cenário Ideal do Funcionamento da Indústria de Gás Natural
• Incentivo aos Investimentos
• Comentários Finais
22
• Sistema elétrico predominantemente hidráulico e com dificuldades estruturais há mais de uma década
• Inserção recente do gás natural na geração termelétrica (solução conjuntural)
• Grandes potenciais de geração termelétrica a partir de biomassa, carvão mineral e urânio (Fonte: MME, 2006)
• Potencial hidrelétrico explorado inferior a 30%
• Perspectiva de implantação de grandes projetos hídricos
• Gás natural
– Reservas modestas
– Fonte não renovável
Considerações Iniciais
23
OFERTA PROJETOS IMPLANTADOS
OFERTA NOVOS PROJETOS
OFERTA NOVAS DESCOBERTAS
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 20242007 – Início da venda de gás em Urucu (oferta de pr ojetos impantados)
2011 – Liberação do Gás Não Associado da Bacia de Ca mpos (oferta de projetos implantados)
Características da Oferta de Gás Natural
A oferta de gás futura é dependente de novos projetos e descobertas
Considerações Iniciais
24
Recife
Manaus
Belém
Natal
Salvador
Rio de JaneiroSão Paulo
Porto Alegre
Brasília
Visão Geral do Setor: GN
� Oferta: 50 MMm3/d em 2006120 MMm3/d em 2011
� Crescimento: 11% em 20052,5%em 2006
(industrial +6,3%, veicular +19,3%)9.771 km de gasodutos de transporteInvestimentos para 2007- 2011
US$ 22,4 bilhões na cadeia de GNUS$ 6,5 bilhões em gasodutos
254.0
00
km
sVisão Geral do Setor: EE
Indústria em estágio de maturidade diferente
Demanda de Energia – 48.6 GWCrescimento: 5% ao anoRede de Transmissão Robusta80.000 km de Linhas de Transmissão40.000 km de Linhas serão
construídas até 2012
Total GN: 7.4 GW (7.6%) (40 MMm3/d)Petrobras: 3.9 GW (4.0%) Despacho Total 2004/07: 1,1GW (25%)Despacho Mérito 2004/07: 62 MW (2%)
� Capacidade Instalada de Geração: 96.9 GW� Total Termelétrico: 14.4 GW (15%)
26
Setor Elétrico
Mercado maduro Serviço PúblicoSegmentos bem definidosTarifas Reguladas
Multiplicidade de agentes em toda a cadeia:
GeraçãoTransmissãoComercializaçãoDistribuição Consumidor Final
Indústria de Gás Natural
Indústria em desenvolvimentoAtividade econômica de riscoInterfaces ainda em discussãoMercado aberto � preços
devem seguir lógica de mercadoReduzido número de agentes
na cadeia:ProduçãoTransporteComercializaçãoDistribuição (monopólio estadual)
Consumidor Final
Desafios à Integração
27
Desafios à Integração
Energia Elétrica
• Compra e Venda de Certificados (Não Física)
• Muitos Produtores e Consumidores (“Swaps físicos”)
• 85% Hidroelétrica Renovável
• Malha de Transmissão Robusta
• Logística “Definitiva”
• Complementaridade Térmica Flexível permite melhor aproveitamento Hidráulico
Gás Natural
• Comercialização � Entrega Física do Gás
• Poucos Supridores e Consumidores
• Não Renovável
• Malha de Transporte Simples
• Logística “Provisória”
• Necessidade de Suprimento Flexível -GNL Flexível
A interface é o CVU, que deve refletir o custo de oportunidade do GNL
(Sinal de Preços Correto)
Integração
28
Mercado de Gás Natural: Brasil
29GNL x SIN : Complementaridade com
o Sistema Hidráulico
Complementariedade GNL x Afluências no SIN
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
jan-
02
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Meses Referentes à Energia Armazenada
Ene
rgia
Arm
azen
ada
no S
E -
%
0
2
4
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8
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mar
-11
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jul-1
1
Meses Referentes ao Preço Futuro do GNL no Henry Hu b
Pre
ço F
utur
o H
enry
Hub
- N
YM
EX
- U
S$/
MM
BT
u
Energia Armazenada no SE/CO
Preço Futuro GNL HH NYMEX
O período de deplecionamento dos reservatórios do SIN coincide com o período de baixa demanda de gás no hemisfério norte (preços mais baixos)
30
GNL x SIN : Adequação de Regras
Programação do GNL com 1 a 3 meses de antecedência
Preço atrelado a cotação do gás no Henry Hub, com variação diária
Penalidades por falha no suprimento da ordem de 10% a 30% do valor da carga (1 a 3 US$/MMBtu)
Regulação do sistema elétrico: entrada de um novo combustível
Necessidade de ajustes para aproveitamento do GNL flexível
Programação de despacho das usinas (atualmente semanal) precisa ser com-patibilizada com a do GNL
Criar mecanismos que permitam a atualização dos CVU das usinas
Penalidades por falha no suprimento de até PLDMÁX (até24 US$/MMBtu)
31
32
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40
Metas de qualidade nos contratos de concessão
Mercados de atacado e de varejo
Status de produtor independente para todos os novos geradores
Programa prioritário de geração termoelétrica
Licitação pelo critério de maior oferta
Venda de ativos jáexistentes de geração
Obrigatoriedade do atendimento de baixa renda e de áreas rurais
Aumentar a eficiência e
moderar preços
Maximizar a receita da privatização
Aumentar a qualidade dos serviços
Estimular investimentos em nova capacidade de geração e transmissão
Universalizar o acesso à eletricidade
“Crise do Apagão”de 2001/2002
Um dos fatores que levou à crise: tentativa de perseguir simultaneamente objetivos conflitantes.
Crise do setor elétrico de 2001 / 2002
O Papel da Regulação
41
Setor de Telecomunicações
Estágio de
desenvolvimento do
setor
Objetivos
priorizados em
cada fase
Contexto do
setor
Universalização do serviço com investimento na rede
Aumento da competição
Melhoria da qualidade
Fase Inicial Cenário Final
Limitado acesso e concentração geográfica da rede
Baixa qualidade do serviço prestado
Tarifas inferiores ao custo em regiões remotas
Adequação da oferta à demanda
Aumento da qualidade do serviço
Redução das tarifas
Inovação
Alteração tarifária
Flexibilização do modelo de oferta de serviços
Estabelecimento dos parâmetros mínimos de qualidade
Concessão de licença para telefonia móvelPrincipais
mudanças na
regulamentação
A priorização dos objetivos contribuiu para o sucesso no setor.
O Papel da Regulação
42
A Indústria do Gás Natural
• Capital intensiva, com longo prazo de retorno dos investimentos;
• Riscos elevados na exploração e produção;
• Competição permanente com outros energéticos na ponta;
• Indústria no Brasil em estágio emergente;
• Fase de transição: investimentos em infra-estrutura e garantia de suprimento.
A regulação pode ter um papel crítico no desenvolvi mento do setor, como
mostra o passado recente dos setores elétrico e de telecomunicações.
43
Preferência dos consumidores por seu uso:
Flexibilidade de uso
Custos de conversão para o consumo do GN
Líquidos
derivados
do petróleo
Hidro-eletricidade
Mercado
para o
gás natural
Outros
energéticos
Elevada participação na matriz energética brasileira
Grande abundância a baixo custo
Energético insubstituível do ponto de vista do consumidor
Fontes bioenergéticas de baixo custo no Brasil (p.ex.: lenha e bagaço de cana)
O GN enfrenta competição significativa de outras fontes energéticas e mercados.
O crescimento do GN depende de sua competitividade em relação aos outros energéticos.
Mercado entrando na fase de transição e enfrentando permanente competição
A Indústria do Gás Natural
44
A tentativa de perseguir todos os objetivos simulta-neamente, desconsiderando o estágio do setor, pode impedir seu pleno desenvolvimento.
Aumentar a competição
no mercado
Valor para a sociedade
Reduzido impacto ambiental
Preços e tarifas adequados
Qualidade do serviço
Amplo acesso
aos serviços
Assegurar a estabilidade do suprimento
Estimular o investimento em infra-estrutura
Impacto sobre o investimento
Impacto sobre preços e tarifas
Impacto sobre o consumo
Entender o estágio atual do setor é importante para definir o modelo regulatório.
Estágio da Indústria de Gás
45
Maior importância quando há:Falta de infra-estrutura
Incerteza quanto ao suprimento
Altos riscos envolvidos
Competição Cooperação
Maior importância quando há:Infra-estrutura madura
Estabilidade de suprimento
Garantia de suprimento e acesso aos mercados
Necessidade de grandes investimentos, requerendo estímulos para seu desenvolvimento
Eficiência
Preços e tarifas adequados ao mercado
A escolha dos objetivos deve ser adequada ao estágio de desenvolvimento do setor de gás no Brasil.
Estágio da Indústria de Gás
46
Grau de maturidade do setor
Uruguai Peru Brasil Chile Bolívia Alema-nha
Colôm-biaFrançaEspa-nha EUAItáliaAustrá-liaArgen-tina
Reino Unido
Emergentes Em transição Maduros
88
77
66
55
4
33
222
Índice calculado com base na: (i) penetração do GN na matriz energética; (ii) extensão e densidade da rede; (iii) grau de diversificação setorial do consumo do GN; e (iv) nú mero de participantes no setor
Fonte: Estudo Profs Edmar Almeida e Helder Queiroz ( UFRJ)
O mercado de GN no Brasil ainda se encontra em um e stágio emergente.
Índice de Desenvolvimento do Setor
Estágio da Indústria de Gás
47
48
49
50
51
O desenvolvimento da indústria de gás, além dos nív eis atuais, vai requerer elevados investimentos na cadeia produtiva , com longo prazo de maturação:
em garantia de suprimento (produção e importação)em infra-estrutura, principalmente em gasodutos
Aos elevados custos fixos, somam-se os riscos de me rcado, já que o gás compete no consumo final com outros combustívei s, diferentemente da eletricidade.
Em mercados não maduros, devem ser priorizados os objetivos de expansão da infra-estrutura e estabilidade do suprimento.
Priorização dos objetivos conforme o estágio de desenvolvimento do setor
Estágio da Indústria de Gás
52
“Lei do Petróleo” x “Lei do Gás”
• Lei no 9478/97
– Disciplina as atividades das indústrias do petróleo e do gás;
– Permite, por meio de livre iniciativa, que qualquer empresa atue na atividade de transporte;
– Investimentos crescentes, da Petrobras e de outras empresas, em Exploração e Produção de hidrocarbonetos (óleo e gás).
• “Lei do Gás”
– Foco principal: atividade de transporte, transferência, processamento, tratamento, armazenagem, liquefação, regaseificação, comercialização e distribuição.
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Pontos para Reflexão
• Argumentos em prol do Marco Regulatório
– A Lei do Petróleo não é um instrumento legal adequado e suficiente para desenvolver a indústria do gás natural ...
– A ausência de um marco legal adequado para o gás natural tem inibido investimentos, particularmente em transporte ...
• No entanto:
– Em virtude da incerteza (inclusive a gerada pela discussão do marco regulatório) não tem havido investimentos em infra-estrutura de transporte nos últimos anos (exceto Petrobras) ...
– A aprovação do marco, por si só, não garantirá investimentos (dependerá das condições de riscos x garantias para os eventuais investidores)
54
ConcorrênciaHá concentração e verticalização na atividade de transporte
XÉ permitido o livre acesso aos dutos e a livre iniciativa entre os agentes
TarifasO serviço de transporte não tem tarifa regulada, podendo gerar benefícios para o transportador (atividade econômica de risco não tem tarifa, apenas remuneração do serviço contratado)
XO setor de distribuição tem margens reguladas e elevadas (serviço público explorado sob regime de concessão, com baixos riscos para o investidor)
Objetivo X Resultado FinalLiberalização do setor, acesso à infra-estrutura, aumento da concorrência
Subordinação do setor de gás ao setor elétrico
Necessidade de mudanças ?
Marco Regulatório Atual
55
Objetivos da “Lei do Gás”
• Pontos Críticos
– Priorizar objetivos que ensejem o desenvolvimento da indústria;
– Definir claramente os pontos de divergência e conflito de interpretação;
– Estabilidade de regras;
– Respeito aos contratos e ao direito de propriedade (ativos e produto da lavra);
– Conceituar claramente as atividades da indústria e suas fronteiras:
• Produção, Transferência, Tratamento, Transporte e Distribuição
– Distribuição x Comercialização
– Regime de Outorga: Autorização x Concessão;
– Livre Acesso a Gasodutos e Instalações Industriais;
– Distribuição x Comercialização.
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Regime de Outorga
• Autorização
– Preservação das autorizações existentes em respeito ao direito de propriedade;
– Estabilidade regulatória por manter para os novos dutos o regime adotado para os dutos existentes;
– Processo mais ágil e que permite o “empreendedorismo” de agentes dispostos a assumir riscos;
– Otimiza a integração e gestão de projetos de produção de gás e a construção de gasodutos, garantindo a colocação tempestiva do produto no mercado;
– Permite a qualquer agente atuar na atividade de transporte, por livre iniciativa e em livre associação com outros agentes, de acordo com a convergência de seus interesses.
57
Regime de Outorga
• Concessão
– Atividade de transporte incluída no capítulo da ordem econômica, não constando do rol dos serviços públicos (art. 21 da CF);
– Por iniciativa do Poder Executivo, em caso de interesse do desenvolvimento de determinados mercados ou regiões (Ex: Gasodutos Estruturantes) que a priori não despertariam interesse de agentes privados:
• Poderiam ser outorgadas concessões para exploração de atividade econômica (com risco do concessionário), e não de serviço público;
• Sem prejuízo de iniciativas concorrentes por parte de agentes privados.
– Riscos para os agentes associados ao regime de concessão :• poder público
– inexistente não sendo serviço público, e não havendo garantia de equilíbrio econômico-financeiro e revisão tarifária
• para o transportador – contratos firmados com os carregadores seriam dados como garantia dos
financiamentos
– risco de crédito dos caregadores poderá aumentar os custos de financiamento
• para o consumido– aumento dos custos de financiamento impactará a remuneração cobrada pelo
serviço de transporte
58
• Em que fase do projeto a receita anual é definida?
•Com que margem de erro, segundo metodologia PMI?
Solicitação de capacidade de transporte
Assinatura de termo de compromisso de capacidade com ANP
ElaboraElabora çção dos ão dos Projetos pelos Projetos pelos
TransportadoresTransportadores
Definição do custo de transporte
Vencedor do processo: Menor receita anual
Processo de Licitação
• Carregador assina contrato irrevogável e irretratável com ANP (§ 2º e 3º do art.5), sem conhecer o custo do serviço de transporte.
• Pouca concorrência pode levar a custos de transporte elevados
Carregador já assinou contrato de capacidade: Deve aceitar custo de transporte da proposta vencedora
• Carregadores assinaram “cheque em branco” no início do processo
Processo de Chamada Pública para Contratação de Capacidade (Substitutivo)
A proposta do substitutivo não estimula o desenvolv imento da indústria.
59
Publicação de Edital contendo o projeto, tarifas, critérios de alocação, TCG, contratos e demais condições
Re-negociação com
Carregadores
Chamado para recebimento de MI
Recebimento de MI
ElaboraElabora çção do Projetoão do Projeto
Qualificação de PI (com divulgação)
Recebimento e Abertura de PI
15 Dias
O projeto atende aos requisitos ?
5 Dias
30 Dias
Oferta de Capacidade30/45 Dias
15 Dias
Inicio do processo com Manifestações de Interesse (MI)
SIM
Propostas irrevogáveis (PI) dos Carregadores
NÃO
5 Dias
30 Dias
∑ volumes Pi diferente do volume do Projeto
Notificação do resultado aos Interessados
Assinatura de ContratosDivulgação Publica do Resultado15 Dias
5 Dias
Obs: Prazos estimados
6 Dias
Processo iterativo, moroso e, eventualmente, um cam inho circular.
• Em que fase do projeto a receita anual é definida?
•Com que margem de erro, segundo metodologia PMI?
Processo de Chamada Pública para Contratação de Capacidade (Atual)
60
Acesso de Terceiros
• Gasodutos– Período de exclusividade de 15 anos, a partir da operação comercial,
para todos os gasodutos de transporte, a exemplo do que vem ocorrendo em outros mercados;
– O livre acesso, adotado em mercados de vários graus de desenvolvimento inibiu novos investimentos em gasodutos e terminais de regaseificação;
– Livre acesso negociado;
– Não aplicável aos gasodutos de transferência e produção.
• Instalações industriais – Exceção ao Livre Acesso– Não constituem monopólios naturais , não sendo aplicável o livre
acesso:• UPGNs
• Unidades de Tratamento
• Unidades de Liquefação
• Terminais / Unidades de Regás
• Instalações subterrâneas de armazenagem, não naturais, criadas artificialmente
61
Acesso de Terceiros
• Alguns Exemplos
– O Gasoduto Balgzand Bacton Line (BBL), em operação desde 2006, obteve exclusividade de 15 anos das autoridades inglesas e holandesas, bem como da Comissão Européia.
http://www.bblcompany.com/en/regulatory_aspects.html
– A FERC (Federal Energy Regulatory Commission) removeu a cláusula de Livre Acesso aos terminais de regaseificação de GNL nos EUA, considerando tais instalações como parte integrante da cadeia de suprimento e não da cadeia de transporte (Hackberry Decision)
– A OFGEM (Office of Gas and Energy Markets) concedeu exclusividade para os terminais de regaseificação Dragon LNG e South Hook LNG.
http://epr.ofgem.gov.uk/document_fetch.php?documentid=6392
http://epr.ofgem.gov.uk/document_fetch.php?documentid=1802
– Em maio de 2006, o Conselho Ministerial de Energia (Austrália) estabeleceu prazo de exclusividade de 15 anos para novos gasodutos.
http://www.aar.com.au/pubs/pdf/ener/foejun06.pdf
62
Distribuição e Comercialização
• Respeitando o monopólio conferido aos Estados pelo art 25 da CF, háoportunidade de esclarecer, nesta lei, o escopo dos “serviços locais de gás canalizado” ;
• Compatibilizar a definição de distribuição de gás canalizado constate da Lei 9.478 com a CF
– “Distribuição de Gás Canalizado: serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente ou mediante concessão, nos termos do §2o do art. 25 da Constituição Federal.”
• Comercialização não é serviço e não estava incluída no monopólio dos Estados;
• Resguardar o direito de propriedade do produto da lavra (Art 176 da CF);
• Não constitui comercialização a utilização do gás pelo seu proprietário, em quaisquer de suas instalações;
• As legislações de vários Estados já prevêem a separação da comercialização do serviço de distribuição, dentro do correto entendimento de que a exclusividade é apenas para o serviço;
• Figura do usuário livre, prevista nos contratos de concessão de SP, RJ e MT.
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Concessão deexploração de atividade econômica
Autorização Concessão de Serviço Público de Distribuição
(Estadual)
Regime deExploração
LivreAcesso
Não aplicável• Não aplicável• Integrante daConcessão• Declaração de Comercialidade
• Autorização(interesse do particular)
• Concessão de exploração de atividade econômica (interesse público)
• Negociado• Período de exclusivi-dade 15 anos
• Aplicável, respei-tando os contra-tos existentes• Tarifa regulada Serviço Público
64
Área/Cadeia de Gás
Natural
ParcelaPetrobras2007-11
ParcelaParceiros2007-11
Total
Mercado Brasileiro 17,6 4,5 22,1
E&P 11,0 3,9 14,9
Abastecimento 0,0 0,0 0,0
Gás e Energia 6,6 0,5 7,1
Internacional 0,0 0,1 0,1
Outros Mercados 0,3 0,0 0,3
Total Gás Natural 17,9 4,5 22,4
Os investimentos totais (Petrobras e Parceiros) relacionados à Cadeia do Gás Natural no mercado brasileiro somam US$ 22,1 bilhões no período 2007-
2011.
US$ bilhõesInvestimentos na Cadeia de Gás & Energia
Incentivo aos Investimentos
65
Incentivo aos Investimentos
7070,6
65,2
49,4
34,127,5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Albacora Leste(P-50)2006
Golfinho Mód 12006
Jubarte(P-34)2006
Manati2006
Piranema2006
UrucuInício da
venda do gás2007
GolfinhoMód 22007
Roncador (P-54)2007
Peroá-CangoaFase 22007Roncador
(P-52)2007
Cavalo Marinho
2010
Marlim Leste(P-53)2009
Mexilhão2009
Marlim SulMód 2(P-51)2008
Frade2009
Roncador(P-55)2011
Jubarte Fase 2(P-57)2010
SPS252009
AlbacoraComplementar
2007
GN
associado
GN
Não associado
Peroá-CangoaFase 12006
EspadarteMód. 22007
ESS1642008
Canapu2008
ESS1302008
Tambaú/Uruguá2010
RJS6332010
Parque das Conchas
2011
Milhões m 3/diaCurva de Entrega de Gás Natural
66
Gasodutos existentes
Gasodutos em construção
Manaus
Belém
Natal
Recife
Salvador
Rio de JaneiroSão Paulo
Porto Alegre
Cacimbas – Catu
Cabiúnas – Vitória
Caraguatatuba – Taubaté
Brasília
Catu – Carmópolis – Pilar
Campinas – Rio
Gasduc III e Japeri-Reduc
Gaspal II / Gasan II
Vitória -Cacimbas
Coari-Manaus
Gasbel II
Malha de GasodutosEm 2002: 5.300 kmAté 2010: 8.500 km
Incentivo aos Investimentos
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Comentários Finais
• O novo marco regulatório deve levar em conta as especificidades da economia, da estrutura de mercado e da IGN brasileiras, além de seu atual grau de desenvolvimento;
• Países que hoje possuem uma IGN madura, quando estavam em estágio de desenvolvimento semelhante ao atual estágio brasileiro apresentavam modelos institucionais e estruturas de mercado muito mais próximos aos que hoje vigoram no Brasil;
• Dado o estágio atual da IGN no Brasil, para que se atinja seu pleno desenvolvimento, ao invés de competição ou concorrência, a legislação deveria incentivar a cooperação entre os agentes, que fariam os investimentos em infra-estrutura de transporte através da livre iniciativa e livre associação;
• A regulação pode ter um papel crítico no desenvolvimento do setor, e a nova “Lei do Gás” deve, de forma simples e objetiva, focar os pontos críticos para o funcionamento do mercado;
• A outorga de concessões para a construção de novos dutos poderá implicar em conflitos de cronograma, comprometendo o atendimento do mercado, além da eventual elevação da remuneração a ser paga pelos carregadores pelo serviço de transporte;
• O segmento industrial sempre foi a base da IGN no Brasil e tal condição não deveria ser alterada pelo novo marco regulatório.
