REGULAÇÃO DE GÁS

[pic 1]

UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO
CENTRO DE CIÊNCIAS POLÍTICAS E JURÍDICAS
ESCOLA DE ADMINISTRAÇÃO PÚBLICA
SEMINÁRIO DE REGULAÇÃO E AGÊNCIAS

REGULAÇÃO DE GÁS

Brunna Antunes, Júlia Alves e Tatianne Quima

RIO DE JANEIRO

2016

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO

1.1 Contextualização

2. A INDÚSTRIA DO GÁS NO BRASIL

2.1 Evolução da Oferta e da Demanda de Gás

2.2 Abertura do mercado e regulação

2.3 Criação e estruturação da Agência Nacional do Petróleo – ANP

3.MARCOS JURÍDICOS

3.1A Nova Lei do Gás Natural

3.2Decreto regulamentador

4.CONCLUSÕES

5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

---

1. INTRODUÇÃO

1. Contextualização

A história do petróleo no Brasil apresenta quatro marcos institucionais distintos. O período de 1864 a 1939 foi marcado pela livre iniciativa. Nesse período, foram feitos alguns levantamentos geológicos e selecionadas algumas áreas exploratórias.

A primeira sondagem profunda foi realizada entre 1892 e 1896, no Município de Bofete, Estado de São Paulo. Em 1938, houve a nacionalização das riquezas do subsolo brasileiro e a criação do Conselho Nacional do Petróleo – CNP. De 1939 a 1953, o CNP foi organizado e integrado. O CNP dinamizou bastante a atividade de exploração de petróleo no Brasil.

Assim, após a primeira descoberta comercial em Lobato, em 1939, foram descobertos os maiores campos terrestres brasileiros, no Recôncavo Baiano. O período de monopólio da Petrobrás iniciou-se em 1953, no Governo do Presidente Getúlio Vargas, com a aprovação da Lei nº 2004. Essa foi uma fase marcante na história do nosso petróleo, pelo fato de a Petrobrás ter nascido do debate democrático, atendendo aos anseios da sociedade brasileira e defendida por diversos partidos políticos.

A Petrobrás foi implantada, integrada, expandida e internacionalizada, com grande sucesso. Do parque brasileiro de refino, constituído por 14 refinarias, 12 pertencem à Petrobrás. Até o início da década de 80, apesar de ter uma produção de petróleo muito abaixo da sua demanda, o Brasil se orgulhava de ter uma capacidade de refino superior às suas necessidades de derivados.

Nos últimos anos, os investimentos da Petrobrás foram direcionados para a produção de petróleo. Após o grande esforço tecnológico dessa empresa para produzir petróleo em água profundas, o Brasil deverá obter a auto-suficiência na produção de petróleo em 2006. Em 1997, iniciou-se o período pós-monopólio da Petrobrás, com a abertura do mercado e com a criação do órgão de formulação de políticas na área de energia (CNPE) e do órgão regulador (ANP).

Registre-se, no entanto, que a distribuição e comercialização de combustíveis nunca estiveram sob monopólio da Petrobrás, mas conviveram durante muitos anos, especialmente a partir de 1938, com controle de preços por parte do Governo Federal.

1. A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL

1. Evolução da Oferta e da Demanda de Gás

O setor de gás natural experimentou uma forte expansão nos últimos anos. Entretanto, o desenvolvimento da indústria de gás natural, no Brasil, ocorreu num contexto de relativa escassez da oferta doméstica. Essa aparente contradição ocorre porque os investimentos na exploração de gás não associados ao petróleo são escassos. As reservas e a produção brasileira são em sua grande maioria provenientes de campos de gás associado (produção conjunta de petróleo e de gás) pertencentes à Petrobras, onde o investimento privilegia a produção de óleo e não de gás, dado o maior retorno para o investidor. Por isto mesmo, a difusão do gás natural no país só se alavancou com o contrato de importação da Bolívia que viabilizou a construção do gasoduto Bolívia-Brasil.

A produção doméstica de gás praticamente dobrou entre 2005 e 2015. Esta propagação se deu pelo aumento da produção de gás não associado e também pelo crescimento da produção de petróleo, em particular em campos que tem uma maior relação gás-óleo (GOR - gas-to-oil rate). As reservas de gás natural, assim como a produção, também vêm crescendo, ao longo dos anos, como resultado das novas descobertas, mas permanecem concentradas em campos de gás associado.

A produção de petróleo e gás natural, no Brasil, atualmente é muito concentrada no Sudeste, principalmente na Bacia de Campos; e nos campos offshore. A produção média em 2014 de petróleo foi 2,3 MMb/d e a produção bruta de gás natural foi de 87,4 MMm³/d. Apesar da elevada produção bruta, a produção disponível de gás natural para 2014 foi de apenas 55,8 MMm³/d, ou seja, o aproveitamento do gás natural foi em média de 64% em 2014. Mas o aproveitamento varia muito ano a ano, por exemplo, nos últimos 10 anos, a média anual de aproveitamento oscilou entre 49% e 68%.

Em 2015 (média até setembro), apenas 59% da produção bruta chegou ao mercado final. O nível de aproveitamento vem caindo desde 2013, devido ao forte aumento da reinjeção de gás na área do Pré-Sal. A reinjeção de gás, no Brasil, somava cerca de 10 MMm³/dia em 2013 e atingiu 23 MMm³/dia em 2015 e 30 MMm³/dia em janeiro de 2016.

Isto ocorre porque o aproveitamento do gás do Pré-Sal apresenta maiores desafios técnicos e econômicos, em função do nível de contaminação deste gás com CO2, da grande distância dos campos produtores da costa e da profundidade da lâmina d´água onde se encontram. O gás não aproveitado inclui, além do gás reinjetado, o gás queimado e utilizado nas plataformas.

Além disso, há mais uma perda nas UPGN, quando os líquidos são separados do gás seco; essa perda de volume é de cerca de 6-7%, e finalmente há perdas e consumo de gás no transporte de 5-6%. A produção de gás não associado e em terra vem crescendo, devido, em particular, à entrada em produção dos campos de Gavião Real e Gavião Azul, na Bacia do Parnaíba, no Estado do Maranhão. A porcentagem de gás não associado na produção bruta cresceu de 25% a 32%, na produção total entre 2010 e 2014.

A maior oferta doméstica não foi suficiente para reduzir as importações. Pelo contrário, as importações de gás natural da Bolívia e via GNL aumentaram rapidamente, neste mesmo período. Em 2014, 53% da oferta total foi proveniente de importações. O GNL é importado principalmente para suprir os picos de demanda termelétrica que vem se intensificando desde 2012, devido à escassez hidrológica do sistema elétrico nacional. Essa configuração acaba se tornando custosa, uma vez que o GNL é importado no mercado spot, que tem como característica grande volatilidade em seus preços. A dependência das importações, não apenas implica em gastos elevados de divisas, (cerca de US$ 7 bilhões de dólares, por ano em 2013 e 2014), como também resulta em preços de gás não competitivos para a indústria nacional.