No Brasil, pela ótica da produção, a descoberta do pré-sal e do gás a ele associado faz com que 80% da produção de GN seja offshore, um mercado com potencial de se expandir em mais de 7% ao ano na próxima década.

Já pela ótica do consumo, o gás é fundamental para alimentar a indústria (50%), as termelétricas (37%) e o setor automotivo (8%), além de ser insumo para a produção de fertilizantes e outros produtos químicos. Pela ótica do preço, trata-se de um ativo valorizado e em viés de alta no mercado internacional. Os dados são da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Por todos esses motivos, desde 2016 o Ministério de Minas e Energia (MME) e a ANP têm promovido mudanças regulatórias no setor a fim de abrir o mercado para novos entrantes, enquanto o Ministério da Economia e o CADE têm pressionado a Petrobras para diminuir a sua atuação nesse setor. Os argumentos são: a defesa e a promoção da concorrência.

Pelas particularidades do GN, em geral, essa indústria opera de maneira integrada e em rede: produção offshore, escoamento por dutos, tratamento em Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), transporte pela malha de gasodutos, regaseificação em terminais, distribuição e revenda são atividades necessariamente interconectadas.

No Brasil, os elos dessa cadeia produtiva eram amalgamados pela Petrobras. No entanto, nos últimos anos, a petrolífera brasileira optou por reduzir a sua atuação nesse segmento, mantendo-se na produção e no tratamento inicial do gás, mas se retirando do transporte, com a venda das empresas TAG, da TBG e da NTS, da regaseificação, com o arrendamento de terminais, da distribuição, com a venda da Gaspetro, da revenda, com a venda da Liquigás, além de abrir mão de operar no mercado de importação de GN.

Nada garante que esse conjunto de mudanças promoverá maior concorrência, e o que se observa na prática é a substituição de um oligopólio público por um oligopólio privado no setor. Isso se deve ao fato de a Cosan, empresa interessada em adensar sua atuação bioenergética, estar adotando uma estratégia mais agressiva de entrada no segmento de gás natural, fazendo o oposto da Petrobras.

A Cosan é parceira da Shell no Brasil, a petrolífera anglo-holandesa que já é a segunda maior produtora de gás natural do país e está investindo em novos projetos de termelétricas a gás. Além disso, a Cosan, por meio de sua subsidiária Compass, tem o controle da Comgás, maior distribuidora de gás do país, e busca adquirir a Gaspetro, tornando-a uma empresa que pode responder por mais de vinte distribuidoras de gás em todas as regiões do país. A empresa brasileira também tem investido em terminais de regaseificação em Santos-SP, em UPGNs em Itaguaí-RJ e em malhas dutoviárias no triângulo Santos-Cubatão-Itaguaí.

A possibilidade de integração e verticalização da Cosan no segmento de gás pode criar uma empresa com o controle de cerca de dois terços do mercado brasileiro, segundo o próprio MME.

As reações contra essa estratégia têm surgido de dentro do próprio mercado empresarial. A ATGás (a associação das empresas de transporte de GN por gasodutos) tem questionado judicialmente a construção do gasoduto Subida da Serra que liga a UPGN à Comgás e que dá à Cosan o controle do mercado paulista. A ABRACE (a associação dos grandes consumidores industriais de energia), por seu turno, também está impondo um contencioso jurídico buscando impedir a venda da Gaspetro, que daria à Cosan a maior fatia do mercado brasileiro de distribuição.

Ao contrário do que supõem as defesas simplórias ou dogmáticas da concorrência perfeita, o mercado de gás natural atua integrado e em rede. Sendo assim, é muito improvável que a saída da Petrobras crie mais competição e leve a menores preços. O mais provável, caso as operações da Cosan se concretizem, é que tenhamos um oligopólio privado no mercado brasileiro e com o preço do gás mantendo o seu viés de alta para os consumidores.

O debate sobre a saída da Petrobras e a entrada da Cosan no GN é menos uma discussão sobre monopólio versus concorrência e mais uma discussão sobre interesses públicos versus interesses privados.

Quem é William Nozaki?

William Nozaki é coordenador técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) e professor da Escola de Sociologia e Política de São Paulo (FESPSP)

* As opiniões dos artigos são de responsabilidade do autor e não refletem necessariamente a visão do Canal MyNews

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A falta de chuvas, no entanto, não pode ser tratada como a única responsável por esse cenário. Enquanto o maior subsistema do país, o Sudeste/Centro-Oeste, é o mais afetado e opera no patamar mais baixo desde 2015, com 32,1% de sua capacidade, os reservatórios do Norte e Nordeste operam com capacidade, respectivamente, de 84,5% e de 63,4%. A cheia do Rio Negro, na região Norte, bateu recordes históricos e tem provocado estragos em Manaus e outras cidades.

Chove muito onde não deveria e chove pouco onde mais se precisa. Tal mudança no regime hidrológico é menos obra de São Pedro e mais resultado de interferências humanas. No Brasil, a expansão da fronteira agropecuária com queimadas e desmatamentos tem provocado alterações nos fluxos aéreos maciços de água que, sob a forma de vapor, transitam das áreas úmidas da Amazônia para as regiões Centro-Oeste e Sudeste, nos chamados “rios voadores”.

Vale destacar que em 2020 a agropecuária foi responsável por 73% das emissões de CO2, de acordo com o Observatório do Clima. E esse quadro deve piorar, pois as usinas térmicas serão utilizadas com mais intensidade para suprir o déficit hidroelétrico. Em maio de 2020, as térmicas responderam pela geração de 9,4%, em maio de 2021 elas entraram com cerca de 15% e podem atingir mais de 20% no próximo período, informa a CCEE. Esse tipo de usina queima combustíveis, gerando mais gases de efeito estufa.

Além disso, as térmicas são mais custosas e impactam diretamente na elevação das tarifas de energia. Segundo a ANEEL, a aplicação da bandeira vermelha 2 em junho deste ano pode custar cerca de R$ 2,7 bilhões a mais para os consumidores. De acordo com a FIESP, esse quadro pode se agravar com a privatização da Eletrobrás cuja modelagem contestável pode custar cerca de R$ 460 bilhões em 30 anos.

A Eletrobrás reduziu em 80% seus investimentos entre 2015 e 2020, caindo de R$ 15,62 bilhões para R$ 3,12 bilhões. O parque gerador da companhia compõe-se de 48 hidrelétricas, 12 termelétricas, 62 eólicas, duas usinas nucleares e uma central fotovoltaica, além das subsidiárias Furnas, Chesf, Eletronorte e metade de Itaipu. A falta de investimentos tem contribuído para a atual situação crítica. Trata-se do maior parque elétrico da América Latina.

No mundo, Canadá, Noruega, Suécia, Venezuela e Brasil são os únicos países cuja energia hidráulica é a principal fonte primária de geração de energia elétrica. Em todos, essas empresas são estatais. Ao que tudo indica, não há precedente na experiência internacional de um Estado que esteja se desfazendo de sua principal empresa de energia elétrica às vésperas de uma crise hídrica.

Para além dos nexos naturais da crise energética, o modelo de desenvolvimento econômico, a falta de planejamento coordenado e a redução de investimentos públicos são as causas provocadoras da crise. A solução para esse cenário passa não apenas por esperar a graça divina da natureza e das chuvas, mas por alterar o nosso padrão econômico-energético.

Quem é William Nozaki?

William Nozaki é coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (INEEP) e professor da Fundação Escola de Sociologia e Política de São Paulo (FESPSP).

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