Sancionado no dia 8 de abril, o Projeto de Lei n. 4.476/2020, conhecido como Nova Lei do Gás, criou um marco regulatório para o setor e abriu perspectivas para novos negócios. O texto alterou o regramento de atividades previstas no art. 177 da Constituição Federal, relacionadas a transporte, escoamento, tratamento, processamento, estocagem subterrânea, acondicionamento, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural e tem, por principal objetivo, permitir a concorrência entre fornecedores, garantindo um gás mais barato ao consumidor. Na avaliação do Ministério de Minas e Energia, a nova legislação vai assegurar investimentos da ordem de R$ 74 bilhões e a geração de mais de 33 mil empregos diretos e indiretos ao longo dos próximos dez anos.
Para as empresas que investem no setor, um dos pontos mais positivos da lei é mudar as regras para a construção e ampliação de gasodutos e outras instalações relativas a fornecimento e distribuição de gás, como os terminais de GNL. Antes, a concessão se dava por meio de leilão, o que tornava o sistema lento, mais custoso e sujeito a imprevistos. Agora, caberá à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), após a análise do projeto, autorizar sua instalação.
Até a sanção da 4.476/2020, o setor era regulado por normas datadas de 2009. A Petrobras detinha o monopólio em diversos segmentos do mercado. De lá para cá, houve uma substancial mudança no modelo de negócios. A Petrobras deixou de lado os investimentos em suas subsidiárias dedicadas ao gás natural, surgiram projetos de uso compartilhado das UPGNs e outros de distribuição em pequena escala para gás natural em áreas não atendidas por gasodutos e foram implantados novos terminais de GNL operados por empresas privadas e vinculados a térmicas. Além disso, segundo a Empresa de Energia Pública (EPE), há outros projetos de terminais em fase de estudos e implantação.
“Há muita procura por esse tipo de estrutura”, afirma o advogado Paulo Campos Fernandes, do escritório Kincaid Mendes Vianna. “Mas o grande desafio desse tipo de projeto hoje é criar demanda para o gás natural. O GNL é abundante em todo mundo e com preços muitos competitivos”.
Na análise dos especialistas do setor a demanda é realmente um dos obstáculos para o desenvolvimento do setor e, principalmente, para atrair novos players ou investimentos de empresas já atuantes no Brasil. Mas já há alternativas à vista. “No mundo todo, observa-se uma tendência à eletrificação, a ter tudo ancorado na energia elétrica para o consumo final”, observa Fernandes. “Mas ninguém mais vai construir hidrelétricas, porque o custo é alto e por causa da questão ambiental. Fala-se muito em energia solar ou eólica, mas são projetos em longo prazo. O gás natural pode, perfeitamente, ser essa energia de transição”.
No caso brasileiro, a medida provisória para a privatização da Petrobras traz outra boa perspectiva para o setor, ao incluir o GNL na matriz energética. Isso permite às empresas que estão investindo nos segmentos a entender que haverá mercado para vender o que produzirem. “A MP cria condições para a contratação de gás natural. Além disso, é possível, por exemplo, considerar o uso do GNL em termoelétricas, nas quais, hoje, o abastecimento é feito por óleo diesel ou óleo combustível”, explica a advogada Juliana Pizzolato Furtado Senna, sócia do Kincaid. “Sem falar que grande parte do interior do país ainda não é atendido por gás e os projetos de interiorização apresentam ótimas oportunidades”.
Em um estudo assinado com as advogadas Patricia de Albuquerque de Azevedo, Carolina do Rêgo Lopes Fonseca, Jessica Santos Antunes, todas do Kincaid, Juliana observa que a alta do GNL no mercado brasileiro, atrelado, principalmente, ao uso para a geração de energia elétrica, alavanca o surgimento de novos terminais. Um estudo da EPE aponta 19 projetos em desenvolvimento, em todas as regiões do país. O levantamento destaca ainda que os terminais de GNL também “passaram a ser vistos no Brasil como uma alternativa para a monetização de gás do pré-sal e para fornecer ainda mais flexibilidade na oferta de gás”.
Um bom exemplo é o projeto Marlim Azul, da Shell, que vai usar gasodutos já instalados, para escoar o gás do seu campo offshore para uma planta de liquefação associada a um terminal de GNL. Essa configuração permitirá a “interiorização do gás em momentos de aumento de demanda, inclusive termoelétrica, e a exportação em situações sazonais de baixa demanda pelo combustível”.
“Esse mercado tem várias oportunidades de investimento, desde projetos de pequena escala até plantas para atender às indústrias. E o arcabouço jurídico que o país possui garante a segurança necessária para as grandes empresas internacionais olharem o Brasil como uma boa oportunidade”, afirma Juliana.
A questão legal, porém, ainda traz muitas dúvidas. Em webinar promovido pelo escritório de advocacia americano Mayer Brown, em parceria com a empresa de consultoria de petróleo Gaffney Cline, também dos Estados Unidos, o vice-presidente de E&P da Eneva, Lino Cançado, observou que, apesar dos avanços da Nova Lei do Gás, ainda há gargalos jurídicos no setor. O encontro virtual tratou justamente do tema “Visão do novo mercado de gás no Brasil” e indica o interesse dos estrangeiros pelo segmento. “É preciso chegar a um meio-termo entre a lei federal e as leis estaduais. Criar esse consenso e estabelecer regras que funcionem em todas as instâncias é fundamental para o mercado”, disse ele.
A Eneva desenvolve o projeto integrado Azulão-Jaguatirica II, um dos vencedores do leilão de energia para suprimento a Boa Vista (RR) e localidades conectadas. A disputa aconteceu em 2019, o projeto envolve investimentos de R$ 1,9 bilhão. Em pleno funcionamento, o sistema permitirá o desligamento da capacidade de geração a diesel, com expectativa de reduzir as emissões de CO2 em 35% em Roraima. A energia gerada pela empresa vai responder por todo o consumo do estado, já a partir deste ano. Entre outras instalações, o complexo Azulão-Jaguatirica II inclui tancagem e unidade de regaseificação de GNL, além da usina termelétrica. “A nova lei cria a expectativa de podermos negociar diretamente os preços e a produção, em vez de ficarmos amarrados a um intermediário. Agora, todo mundo pode negociar com todo mundo, independemente de em qual estágio do sistema esteja. A ANP precisa apenas criar um framework de trabalho para os estados”, acrescentou.
Ainda no webinar, a diretora de Estudos de Petróleo, Gás Natural na EPE, Heloisa Borges Esteves destacou que a nova Lei do Gás criou quatro pilares importantes para o setor ao estimular a competição — permitindo a integração dos stakeholders — pensar na construção de uma demanda por parte dos consumidores; oferecer uma perspectiva de harmonização das diversas regulamentações e reduzir as barreiras alfandegárias e tributárias. Mesmo assim, tal e qual Lino Cançado, ela acredita que é preciso avançar em relação a uniformização das normas locais e federais. “Isso não é uma jabuticaba”, comparou ela, em referência à fruta que só existe no Brasil. “Outros países conseguiram encontrar um consenso em termo de regulamentações. A questão é que esse processo precisa ser rápido para viabilizar novos investimentos”.
O estudo das advogadas da Kincaid traz um ponto de atenção para a uniformização das regulamentações: o acesso de terceiros às infraestruturas. A nova Lei do Gás garante o acesso, uma vez que os terminais são considerados elos essenciais da cadeia e podem ser necessários para equilibrar a malha de transporte. Essa questão depende agora de regulamentação da ANP, mas a expectativa é de que será permitido o acesso não discriminatório e negociado de terceiros interessados aos terminais de GNL.
Em contrapartida, há outro porém na legislação tributária, segundo a análise da Kincaid. O gás tem natureza fungível e sua trajetória física no transporte por gasodutos não necessariamente corresponde às operações comerciais e aos fluxos contratuais. Do ponto de vista prático, também é complicado comprar uma carga parcial de GNL, o que resulta na necessidade de integração e compras conjuntas entre os usuários do terminal ou realização de swaps entre eles. “Hoje não há na legislação ou na regulamentação o tratamento fiscal específico, inclusive no que tange ao cumprimento de obrigações acessórias pelo Terminal e seus usuários”, indica o estudo.
Sem falar que, em termos aduaneiros, há um “descasamento temporal entre o recebimento da carga e o prazo previsto na regulamentação para emissão do documento de suporte relativo à perícia da carga a ser desembaraçada”. Nos moldes atuais, é feita medição e descarga a bordo do navio importador, com a comunicação da Secretaria da Receita Federal do Brasil para disponibilidade e uso pelo terminal antes do final do prazo de verificação das autoridades aduaneiras. Quando o operador do terminal é o proprietário da carga, isso não é um problema. No entanto, se o proprietário da carga não for o operador, terá que fazer a remessa da carga para o terminal, o que não é possível antes da finalização da importação.
“A nova Lei do Gás mudou o arcabouço regulatório, mas ainda há pontos a serem desenvolvidos. É preciso realmente estabelecer um sistema integrado entre os diferentes atores do setor, o que incluirá, por exemplo, alterações em tarifas e impostos. Também teremos que criar normas para incluir os produtores independentes no sistema e para permitir o acesso de terceiros a todas as instalações”, completa Heloísa, da EPE.
Heloísa coordenou o estudo “Terminais de GNL no Brasil — Panorama dos Principais Projetos ciclo 2019-2020”, que traz informações sobre os projetos em desenvolvimento no país. São três no Norte (Barcarena e Ponta de Pedras, ambos no Pará; e Itacoatiara, no Amazonas}, dois no Nordeste (São Luís, no Maranhão, e Suape, em Pernambuco), quatro no Sudeste (três no Rio de Janeiro e dois em São Paulo) e um em Santa Catarina. Um dos destaques fica no Porto do Açu e deve entrar em operação até o fim do ano.
A UTE GNA I faz parte de um complexo que inclui um terminal de regaseificação de GNL e uma segunda termelétrica, batizada de UTE GNA II, a um custo de cerca de R$ 10 bilhões. Juntas, elas somam 3 GW de capacidade instalada com geração a partir do GNL, mas a empresa já detém licença para instalação de 6,4 GW.
A UTE GNA I deveria ter entrado em operação no ano passado, mas a pandemia do coronavírus atrasou o cronograma. A termelétrica conta com 1,3 GW de capacidade instalada, e vai gerar energia suficiente para abastecer o equivalente a cerca de 6 milhões de residências.
O complexo é de responsabilidade da Gás Natural Açu (GNA), uma joint venture entre a Prumo Logística, bp, Siemens e SPIC Brasil, dedicada a desenvolvimento, implantação e operação de projetos estruturantes e sustentáveis de energia e gás. Trata-se do maior parque termelétrico a gás natural da América Latina e uma das joias da coroa do Porto do Açu, que também tem interesse em outros investimentos no setor, entre eles, a construção de novas rotas de escoamento para os produtores de gás offshore.
A empresa planeja iniciar as obras da UTE GNA II, de 1,7 GW de capacidade instalada, ainda este ano, tão logo ocorra a melhora do cenário atual da pandemia da Covid-19 no Brasil. Juntas, as duas termeléticas poderão abastecer o equivalente a 14 milhões de residências. A GNA está na fase de licenciamento de novos projetos como gasodutos e uma UPGN, que visam criar as condições necessárias para fomentar o mercado de gás nacional e oportunidades de atração do gás doméstico para o Porto do Açu. Além disso, detém licença ambiental para mais que dobrar a capacidade instalada de seu parque termelétrico, podendo chegar a 6,4 GW.
O estudo da EPE coordenado por Heloísa destaca a tendência de crescimento dos terminais de GNL pelo país. Os novos projetos de termelétricas associados a esses terminais têm se destacado nos leilões de Energia Nova no Brasil e lideram as propostas vencedoras. Além disso, conforme expiram os contratos de óleo combustível nas térmicas mais antigas, acontece a substituição por usinas a gás, consideradas mais limpas.
No Brasil, o primeiro terminal foi inaugurado em 2008, pela Petrobras, em Pecém (CE), cujo objetivo era fornecer gás natural às termelétricas do Ceará. Em 2009, a empresa pôs em operação seu segundo terminal, na Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, de olho em oferecer mais flexibilidade para o fornecimento às diversas termelétricas da Região Sudeste. Ambos seguem um mesmo modelo: um terminal offshore com uma FSRU, que estocava e regaseificava o GNL enquanto ficava permanentemente ancorada no terminal.
Hoje, a gigante brasileira do setor se vê às voltas com o arrendamento de outro terminal, o da Bahia. Em outubro do ano passado, a empresa deu início ao processo, mas, na sessão pública para a abertura das propostas comerciais, realizada em 14 de junho, apareceu apenas um interessado: a Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural. A Comissão de Licitação, porém, questionou um das condições demandadas pela Excelerate e não houve um acordo. Em consequência, a proposta foi desclassificada e a questão voltou a tramitar de forma administrativa.
Enquanto isso, outros projetos seguem a todo vapor. É o caso do terminal de GNL que o grupo OnCorp instala no Complexo de Suape (PE), com previsão de começar a operar em abril de 2022 e investimentos da ordem de R$ 3 bilhões. A holding brasileira com acionistas americanos já gera 500 mega no Brasil e na Argentina, em plantas instaladas na Paraíba, Goiás e Amazonas, e acaba de ganhar dois novos lotes para suprimento de energia em Roraima e no próprio Amazonas.
O projeto é uma parceria com a Shell, que venceu a concorrência da pernambucana Copergás para suprimento de gás entre 2022 e 2023. A petroleira vai fornecer 750 mil m3 diários de gás natural a partir de abril do próximo ano e 1 milhão de m³/dia em 2023. “A visão do grupo é fomentar novos projetos ligados ao gás natural nos próximos dez, 20 anos”, afirma o diretor-jurídico do OnCorp, João Mattos.
O terminal de Suape terá capacidade máxima de regaseificação de 15,2 milhões de m³ por dia. O gás será injetado em um gasoduto da TAG e posteriormente na rede da Copergás. Em termos de estratégia, o OnCorp traz uma novidade que tem tudo para se tornar um exemplo para o mercado. “O nosso projeto trouxe uma inovação na forma de conceber terminais de GNL no Brasil. Os terminais instalados no país foram ancorados na demanda termelétrica. Nós fizemos o oposto, buscamos como âncora o mercado secundário”, explica Mattos. “Desde 2019 buscamos e avaliamos o mercado secundário no Nordeste em geral e em Pernambuco, em particular”.
De fato, o Porto de Suape vem sendo estudado, há alguns anos, por diversos players, já que combina posição geográfica estratégica, mercado secundário de energia atrativo e uma estrutura de gasodutos preestabelecida que o torna um ponto muito estratégico para implantação de um terminal de GNL.
“Em 2021, o mercado aqueceu bastante e as perspectivas com os leilões de energia e projetos afins vêm aumentando a temperatura dos projetos, criando expectativas de que muito em breve teremos o anúncio de um novo terminal de GNL”, diz a assessora de Projetos e Negócios Portuários de Suape, Tahiana Gurgel. “No mês passado, o Porto de Suape anunciou a intenção de licitar a área para implantação do terminal. Este processo deve ser iniciado nos próximos meses, fortalecendo o projeto de implantação do novo terminal”.
Segundo Tahiana, um novo terminal é importante para o setor energético nacional e atenderia às possíveis UTEs que devem ser implantadas após leilão, ao mercado secundário de indústrias, não somente do complexo, como de todo o Norte/Nordeste através da distribuidora local e transportadoras de gás.
“Suape vem desenvolvendo um trabalho comercial proativo, alinhado com a diretrizes estabelecidas pela Secretaria de Desenvolvimento Econômico do Estado. Os projetos são sempre monitorados para que todas as demandas, desde definições de área, infraestrutura, mão de obra qualificada e questões tributárias sejam resolvidas”, informa ela.
Em Santos, a Compass Gás & Energia desenvolve o Terminal de Regaseificação de GNL de São Paulo (TRSP), com uma capacidade de regaseificação nominal licenciada de 14 milhões de m³/dia, armazenamento de 150.000 m³ e um investimento aproximado de R$ 670 milhões. O terminal é objeto de estudos desde 2015 e, em 2019, foi obtida a licença prévia do projeto. Em 2020, é aguardada a emissão da licença de instalação e, em seguida, o início das obras civis.
O TRSP deverá ser administrado pela Compass com expectativa de início das operações no começo de 2023, em um modelo de afretamento do FSRU. Porém, o Tribunal de Justiça de São Paulo suspendeu as licenças ambientais concedidas pela Companhia Ambiental do Estado de São Paulo (Cetesb) para instalar um píer offshore no canal do estuário de Santos. As obras foram paralisadas até que Procuradoria Geral de Justiça dê um parecer final.
Nesse mercado promissor, a NewFortress Energy (NFE) largou na frente, embora tenha chegado ao Brasil apenas em janeiro, quando comprou a Hygo Energy (Golar Power), joint venture 50-50 entre a Golar LNG e a Stonepeak Infrastructure Partners, em uma operação de US$ 5 bilhões. Com isso, a NFE assumiu o controle do principal player do mercado brasileiro para infraestrutura e comercialização de gás natural liquefeito (GNL), em projetos integrados com geração de energia.
Ao fechar a compra, a NFE anunciou acordos com a BR Distribuidora e a aquisição do projeto para o terminal de GNL do Porto de Suape, em Pernambuco. E, mal chegou ao país, a empresa já fechou mais uma parceria, com o grupo gaúcho Bolognesi para assumir o controle do projeto do terminal de GNL e da usina termelétrica que serão construídos em Rio Grande. “Este projeto e a importação de GNL terão um impacto significativo no desenvolvimento local e no crescimento econômico, pois fornece outra fonte de combustível ambientalmente amigável para o portfólio de energia do Brasil”, disse, em nota, o diretor-gerente da New Fortress Energy, Brannen McElmurray.
O projeto, que se arrastava desde 2008, inclui um terminal de importação de GNL, no porto de Rio Grande, com uma Unidade de Armazenamento e Regaseificação Flutuante conectada a uma usina de 1,3 mil MW (cerca de um terço da demanda de energia elétrica do Rio Grande do Sul). O investimento previsto nos complexos é de mais de R$ 3 bilhões.
A NFE atua em outras quatro frentes. Em Sergipe, opera uma instalação em alto-mar, que fornece combustível para sua usina de energia adjacente de 1,5GW e serve a região circundante com energia confiável e acessível. E já planejam uma expansão, implantando um gasoduto em terra a partir do terminal de Sergipe para conexão com o gasoduto interestadual da TAG. O projeto fornecerá gás aos clientes industriais e de energia ao longo do gasoduto.
Em Barcarena, no Pará, seguem as obras de instalação em terra e usina elétrica, com previsão de conexão para janeiro do próximo ano. O projeto já conta com todos os alvarás necessários. Quando entrar em funcionamento, será a única fonte de fornecimento de gás natural para a região. Em Suape, a proposta é semelhante e a previsão de inauguração é no primeiro trimestre de 2022. A NFE avalia que o complexo terá acesso a uma grande rede de gasodutos, graças a sua localização geográfica.
A operação em Santa Catarina é um pouco diferente. Trata-se de uma instalação em alto-mar, prevista para entrar em ação no segundo trimestre de 2022. Os clientes potenciais são as empresas de distribuição, usinas elétricas e a demanda industrial do Sul do país. O terminal ficará na Baía de Babitonga, em São Francisco de Sul.
“Esse empreendimento é essencial para atrair novos investidores do setor para Santa Catarina, possibilitando a abertura do mercado de gás natural. Assim, será possível desenvolver ainda mais a economia catarinense”, observa o presidente da Companhia de Gás de Santa Catarina, Willian Lehmkuhl.
Fonte: Revista Portos e Navios