Brasil Energia | Ed. 481 - Junho, 2023

18 Brasil Energia, nº 481, 13 de junho de 2023 Continuação Bruno Armbrust distribuidoras, sem uma redução significativa de preços e mantendo uma referenciação ao Brent, o que traz um risco à competitividade futura da indústria local. Em um mercado ainda pouco liberalizado, como temos aqui, os governos e as agências reguladoras deverão estar atentos para os con- tratos que serão fechados pelas distribuidoras estaduais. As chamadas públicas de compra de gás que estão sendo realizadas pelas dis- tribuidoras são um importante instrumento num mercado ainda predominantemente cativo de consumidores. Na região Nordeste do país, a abertura do mercado de gás, que completa dois anos, pro- vocou maior concorrência do lado da oferta e uma redução significativa da participação da Petrobras, o que possibilitou maior poder aos compradores. No entanto, a Petrobras, ainda na condição de price maker, tem firmado contra- tos com preços elevados para as distribuido- ras, conforme se pode observar no site da ANP, que apresentam preços de 13,9% do Brent em contratos de 5 anos e 12,9% do Brent naque- les com prazo até 2032, prazo esse que, em alguns casos, supera os prazos das atuais con- cessões estaduais, com é o caso do RJ. Destaca-se que nas regiões Sul, Sudeste e Centro Oeste, a situação ainda é de grande predominância da Petrobras, pois detém mais de 90% da oferta. Nos próximos cinco anos, com a entrada em operação dos Terminais de GNL de São Paulo e de Santa Catarina, a injeção de cerca de 16 milhões de m 3 /dia de gás novo com o recém anunciado projeto do BM-C-33 na Bacia de Campos, onde a Petrobras detém apenas 30%, e a possível interligação do Terminal do Porto do Açu à malha de transporte, dentre outros, poderão aumentar substancialmente a concor- rência do lado da oferta na região Sudeste. Diante das perspectivas para os próximos anos, o mais prudente nesse momento, ainda de alguma volatilidade e incertezas, seria a prá- tica de contratos de curto e médio prazo, não superiores a cinco anos. Contratos com prazos superiores a cinco anos entre as distribuidoras e a Petrobras deveriam conter cláusula de pri- ce review, além do já previsto mecanismo de ramp down pela redução imediata de volumes contratuais na migração de clientes cativos pa- ra o mercado livre. Nessa mesma linha acima, seria importan- te uma reflexão sobre que tipos de indexa- dores poderiam funcionar melhor no médio e longo prazos. Para indústrias nacionais que competem no mercado mundial, indexadores ligados ao HH ou uma mescla de HH e Brent, poderiam ser mais interessantes, na medi- da que muitas indústrias no exterior utilizam mais usualmente o HH, TTF, dentre outros e cada vez menos o Brent. Enfim, nummomento de transição, como es- tamos passando, agir com prudência é o me- lhor a fazer, ainda mais agora, depois do anún- cio da nova política de preços da Petrobras, que poderá gerar desequilíbrios entre o preço do gás natural e seus concorrentes. Isso por- que o gás natural continuará indexado ao câm- bio e ao Brent, com reajustes trimestrais au- tomáticos. As distribuidoras deveriam buscar proteção nos contratos de longo prazo, exigin- do da Petrobras uma cláusula de price review, além da descontratação automática, já previs- ta, de volumes que migrem do mercado cativo para o mercado livre. Os Estados, por sua vez, deveriam buscar eliminar as barreiras volumétricas e introduzir medidas efetivas de estímulo ao mercado li- vre de forma a acelerar a migração dos gran- des clientes. Nessa briga entre vendedores e compra- dores, os vendedores, em particular a Pe- trobras, ainda têm um maior poder de fogo, mas esse quadro poderá mudar nos próxi- mos anos e os contratos de longo prazo fir- mados pelas distribuidoras, de oportunida- de momentânea, podem ser transformar em verdadeiras armadilhas onde o maior perde- dor será o consumidor final.