Escola Politécnica da Universidade de São Paulo POLI/USP. Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica PPGEE

Escola Politécnica da Universidade de São Paulo POLI/USP Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica PPGEE Departamento de Engenharia de Energia e Automações Elétricas GEPEA Regulação dos Monopólios Naturais do Gás Natural A Atuação dos Monopólios Naturais no Setor de Gás Natural Brasileiro e a Atuação dos Agentes de Governo e Agências Reguladoras no Controle destes Monopólios Disciplina: Planejamento Integrado de Recursos PEA 5730 Aluno: Rafael Girardi Pulgar Professor: Miguel Edgar Morales Udaeta Professor Auxiliar: Jonathas Bernal São Paulo, Setembro de 2016

Resumo O gás natural como recurso energético vem desempenhando um papel fundamental em termos de diversificação da matriz elétrica e garantia de abastecimento energético do Brasil. A expansão do parque gerador termoelétrico nacional vem sendo em grande parte sustentada pela construção de novas usinas a gás natural. Diante da importância que o energético tem para o país, torna-se fundamental planejar os diversos aspectos que influenciam o suprimento deste importante recurso. A criação de um ambiente regulatório favorável à expansão do setor de gás natural e à entrada de novos investidores, em todas as etapas da cadeia, e o desenvolvimento de um modelo de contratação de novos empreendimentos termoelétricos são elementos fundamentais que devem constar neste planejamento. O arcabouço regulatório, tanto a nível federal quanto a nível estadual, prevê uma maior possibilidade de participação e entrada de novos agentes, principalmente nas etapas de exploração e produção, carregamento e comercialização. No entanto, barreiras de ordem comercial ainda favorecem o equilíbrio do setor no sentido da verticalização da indústria, desde as etapas de exploração & produção até o consumidor final. Em se tratando da utilização do recurso para geração termoelétrica, dada a importância que o insumo tem para o país, é necessário e fundamental integrar o planejamento do setor elétrico e do setor de gás natural. Através da análise dos principais planos de expansão setoriais elaborados pelos principais agentes de planejamento e regulamentação dos setores de gás natural e energia elétrica, conclui-se que existe alguma correlação, um pouco tímida é verdade, entre a metodologia de planejamento adotada por estes agentes e a metodologia de Planejamento Integrado de Recursos (PIR). Neste sentido, e com o objetivo de gerar um maior benefício à sociedade brasileira, sugere-se aos agentes de governo, planejamento e regulamentação setorial (MME, EPE, ANP, ANEEL) que haja uma maior integração do planejamento do setor energético com a metodologia de PIR, buscando promover o desenvolvimento sustentável e de longo prazo dos recursos energéticos, meio ambiente e sociedade.

Sumário 1. Introdução... 4 2. A Importância do Gás Natural como Recurso Energético... 4 3. Marcos Legais e Regulatórios da Indústria de Gás Natural no Brasil... 14 3.1 A Constituição da República Federativa do Brasil de 1988... 14 3.2 A Lei nº 9.478/1997 Lei do Petróleo... 16 3.3 A Lei nº 11.909/2009 Lei do Gás... 16 3.4 A Lei nº 12.351/2010 O Regime de Partilha de Produção e a Influência sobre a Oferta de Gás Nacional... 18 4. A Atuação dos Monopólios Naturais no Setor de Gás Natural Brasileiro... 18 4.1 O Transporte de Gás Natural no Brasil... 19 4.2 Modificações na Malha de Transporte... 22 4.3 A Atividade de Distribuição de Gás Natural no Brasil... 23 4.4 A Infraestrutura Existente na Indústria de Gás Natural no Brasil: situação atual e gargalos para o desenvolvimento do setor... 24 5. A Atuação do Governo e Agências de Regulação no Controle destes Monopólios 26 6. A Intersecção com a Metodologia de PIR... 27 6.1 Planejamento da Expansão do Setor de Gás Natural... 28 6.2 O PEMAT e a Correlação com o PIR... 29 6.3 Planejamento da Expansão do Setor Elétrico... 30 6.4 O PNE e a Correlação com o PIR... 30 6.5 O PDE e a Correlação com o PIR... 32 6.6 O Modelo de Contratação de Usinas Termoelétricas a Gás Natural em Leilões do ACR e a Correlação com o PIR... 33 7. Conclusões... 36 8. Referências Bibliográficas... 37

1. Introdução O gás natural como recurso energético vem desempenhando um papel fundamental em termos de diversificação da matriz elétrica e garantia de abastecimento energético do Brasil. A expansão do parque gerador termoelétrico nacional vem sendo em grande parte sustentada pela construção de novas usinas a gás natural. Diante da importância que o energético tem para o país, torna-se fundamental planejar os diversos aspectos que influenciam o suprimento deste importante recurso. A criação de um ambiente regulatório favorável à expansão do setor e à entrada de novos investidores, em todas as etapas da cadeia, e o desenvolvimento de um modelo de contratação de novos empreendimentos termoelétricos são elementos fundamentais que devem constar neste planejamento. Desta forma, o presente trabalho tem como objetivo geral contextualizar o atual estágio de desenvolvimento da infraestrutura e do arcabouço regulatório da indústria do gás natural no Brasil e o modelo de planejamento atualmente adotado para a expansão do setor de gás natural e geração termelétrica no país. E tem como objetivos específicos: i) Descrever a atuação dos monopólios naturais no setor de gás natural brasileiro ii) iii) Descrever a atuação do governo e agências reguladoras no controle destes monopólios Correlacionar essas atuações e o modelo de planejamento da expansão do setor com a metodologia de PIR Planejamento Integrado de Recursos 2. A Importância do Gás Natural como Recurso Energético O gás natural é um combustível fóssil, encontrado na natureza em reservatórios associado ou não associado ao petróleo. Inodoro, incolor e de queima menos poluente que os demais combustíveis fósseis, é considerado o combustível de transição para uma economia de baixo carbono. De acordo com dados publicados pela International Energy Agency (IEA), ao analisar a matriz mundial de geração elétrica referente ao ano de 2013, observa-se que o gás natural é o segundo energético mais consumido para esta finalidade, sendo

responsável por 23% da energia elétrica produzida em todo o mundo. A Figura 1 apresenta a Matriz de Geração Elétrica Mundial referente ao ano de 2013. Figura 1. Matriz de Geração Elétrica Mundial, 2013 Fonte: International Energy Agency IEA Analisando o balanço energético mundial do mesmo ano, o gás natural ocupa a terceira posição no ranking da oferta de energéticos (produção + importação), ficando atrás apenas do petróleo e do carvão mineral. A Figura 2 a seguir apresenta a Matriz Energética Mundial referente ao ano de 2013.

Figura 2. Balanço Energético Mundial, 2013 Fonte: International Energy Agency IEA

De acordo com o conceito adotado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), as Reservas de hidrocarbonetos são Quantidades de Petróleo e Gás Natural estimadas de serem comercialmente recuperáveis através de projetos de explotação de reservatórios descobertos, a partir de uma determinada data, sob condições definidas. Para que volumes sejam classificados como Reservas, os mesmos devem ser descobertos, recuperáveis, comerciais e remanescentes, na data de referência do Boletim Anual de Recursos e Reservas BAR, com base em projetos de explotação. Os volumes de Reserva são categorizados de acordo com o nível de incerteza. É importante salientar que o conceito de Reservas está intrinsicamente ligado ao termo comercialmente recuperável com a tecnologia disponível no momento. Ou seja, o volume de reservas de um país pode variar de acordo com o preço internacional do energético e com a disponibilidade de tecnologia para sua recuperação. Com base em dados do BP Statistical Review of World Energy Report 2015, ano de referência 2014, apresentados na Figura 3 a seguir, o Oriente Médio possui 43% das Reservas mundiais, seguido da Europa & Eurásia com 31%. As reservas da América do Sul e Central correspondem a 4% das reservas mundiais do energético. 14,2 8% 15,3 8% 12,1 6% 7,7 4% 79,8 43% 58,0 31% América do Norte América do Sul e Central Europa & Eurásia Oriente Médio África Ásia-Pacífico Figura 3. Reservas Provadas de Gás Natural, 2014 [Tcm e %] Fonte: BP Statistical Review of World Energy Report 2015 e compilados pelo autor Ao analisar a Produção mundial de gás natural, observa-se na Figura 4 que Europa & Eurásia lideram o ranking com 29%, seguido da América do Norte com 28% da

produção mundial do energético. A região da América do Sul & Central é responsável por 5% da produção mundial. 202,6 6% 531,2 15% 948,4 28% 601,0 17% 1002,4 29% 175,0 5% América do Norte Europa & Eurásia África América do Sul & Central Oriente Médio Ásia-Pacífico Figura 4. Produção Mundial de Gás Natural, 2014 [Bcm e %] Fonte: BP Statistical Review of World Energy Report 2015 e compilados pelo autor Ao analisar a matriz de consumo mundial de gás natural, observa-se na Figura 5 que Europa & Eurásia lideram o consumo, sendo responsáveis por 30%, seguido da América do Norte com 28%. A região da América do Sul & Central é responsável por 5% do consumo mundial do energético. 120,1 3% 465,2 14% 678,6 20% 1009,6 30% 949,4 28% 170,1 5% América do Norte Europa & Eurásia África América do Sul & Central Oriente Médio Ásia-Pacífico Figura 5. Consumo Mundial de Gás Natural, 2014 [Bcm e %] Fonte: BP Statistical Review of World Energy Report 2015 e compilados pelo autor A partir das informações apresentadas nos gráficos anteriores é possível de se calcular a relação Reserva/Produção (R/P) e Reserva/Consumo (R/C) para cada região geográfica. A relação R/P indica qual a disponibilidade temporal do energético mantendo-se os atuais níveis de reserva e de produção. De forma similar, a relação R/C

indica qual a disponibilidade temporal do energético mantendo-se os atuais níveis de reserva e de consumo. A Figura 6 apresenta a relação R/P para diferentes regiões geográficas do planeta e para o Brasil, em anos. Brasil Mundo Ásia-Pacífico África Oriente Médio Europa & Eurásia América do Sul & Central América do Norte 13 29 44 54 58 70 133 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 23 24 23 26 27 29 28 30 32 31 Figura 6. Relação Reserva/Produção, 2014 [anos] Fonte: BP Statistical Review of World Energy Report 2015 e compilados pelo autor Dados do Brasil obtidos através da ANP e compilados pelo autor Analisando a figura anterior pode-se observar que a relação R/P do Brasil no ano de 2014 era de 23 anos. Ou seja, mantendo-se os atuais níveis de Reserva e de Produção Nacional, as reservas nacionais de gás natural são suficientes para sustentar a produção nacional, nos níveis de 2014, por mais 23 anos. Mundo Ásia-Pacífico África Oriente Médio Europa & Eurásia América do Sul & Central América do Norte 13 22 45 55 57 118 172 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 Brasil 12 12 14 14 16 15 17 17 17 18 Figura 7. Relação Reserva/Consumo, 2014 [anos] Fonte: BP Statistical Review of World Energy Report 2015 e compilados pelo autor Dados do Brasil obtidos através da ANP e compilados pelo autor Analisando a figura anterior pode-se observar que a relação R/C do Brasil no ano de 2014 é de 12 anos. Ou seja, mantendo-se os atuais níveis de Reserva e de Consumo Nacional, as reservas brasileiras de gás natural são suficientes para sustentar o

consumo nacional, nos níveis de 2014, por apenas 12 anos. A partir desta informação percebe-se a importância que a importação de gás natural, através de gasodutos internacionais e terminais de regaseificação, têm para prover a garantia de abastecimento do energético. A Figura 8 a seguir apresenta a matriz de oferta e de consumo de gás natural do Brasil no primeiro trimestre de 2016. 0 0% 31,12 35% Oferta de Gás Natural 1T16 [MM m3/dia] 10,18 12% 47,01 53% Oferta Nacional Importação Bolívia Importação Argentina Regaseificação de GNL 34,23 41% 0,76 1% Consumo de Gás Natural 1T16 [MM m3/dia] 2,41 0,69 3% 1% Industrial Automotivo 0,85 1% 39,77 47% 4,8 6% Residencial Comercial Geração Elétrica Cogeração Outros Figura 8. Oferta e Consumo de Gás Natural - Brasil 1T/16 [MM m3/dia] Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Ed Março 2016. MME Pela análise da figura anterior pode-se observar a importante participação na oferta do gás importado (47%) frente ao gás nacional (53%). E ainda, ao analisar o lado da demanda, observa-se que o consumo de gás natural está concentrado em dois principais segmentos: industrial (47%) e geração elétrica (41%). Nota-se que há uma forte dependência de toda a cadeia de consumo do gás natural nestes dois segmentos, os quais em conjunto são responsáveis por 89% do consumo atual deste energético no país. Isto implica que toda a infraestrutura existente no setor de gás natural está praticamente voltada ao atendimento destes dois segmentos. Consequentemente, os custos de investimento, operação e manutenção desta mesma infraestrutura também estão sendo repassados principalmente para estes dois setores da economia, convertendo-se em custos fixos para a indústria e para o setor elétrico, mesmo em períodos de ociosidade industrial e fora do despacho termelétrico. A Figura 9 a seguir apresenta a evolução da participação das fontes hidráulica e gás natural na matriz de geração elétrica durante o período compreendido entre 1994 e 2014.

Figura 9. Evolução da participação da fonte hidráulica e gás natural na matriz de geração elétrica brasileira Fonte: Dados publicados por OLADE e compilados pelo autor A Figura 10 a seguir apresenta a matriz de capacidade de geração elétrica instalada para empreendimentos em operação no Brasil em dezembro de 2015. Capacidade de Geração Elétrica Instalada [MW e %] *Empreendimentos em operação 1.990 2% 41.180 28% 408 0% 8.196 6% 4.805 3% 89.574 61% 25 0% CGH EOL PCH UFV UHE UTE UTN Figura 10. Capacidade de Geração Elétrica Instalada por Fonte e Tecnologia [MW e %] Fonte: Banco de Informações de Geração BIG/ANEEL. Dez 2015. Pela análise da figura anterior pode-se observar que a geração termoelétrica (UTE) corresponde por 28% do parque gerador instalado no país, além de mais 2% que correspondem à geração termonuclear (UTN). Ao analisar em mais detalhes a geração termoelétrica (UTE), pode-se observar na Figura 11 a seguir a importante contribuição do gás natural frente a outros combustíveis. De acordo com os dados disponíveis no Banco de Informações de Geração (BIG) da Aneel, ao final de 2015 o gás natural já

corresponde à principal fonte de geração termoelétrica no país, com um parque de usinas de 13.101 MW em operação. A segunda fonte termoelétrica mais importante é o bagaço de cana, com 10.937 MW em operação. Parque gerador termoelétrico em operação no Brasil - 2015 [MW] Resíduos Florestais Outros Energéticos de Petróleo Óleos vegetais Óleo Diesel Óleo Combustível Licor Negro Gás Natural Gás de Refinaria Gás de Alto Forno - CM Gás de Alto Forno - Biomassa Casca de Arroz Carvão Vegetal Carvão Mineral Capim Elefante Calor de Processo - OF Calor de Processo - GN Calor de Processo - CM Biogás-AGR Biogás - RU Biogás - RA Bagaço de Cana de Açúcar 388 966 4 4.603 4.481 2.230 344 198 115 45 51 3.353 66 147 40 24 2 81 2 10.937 13.101-2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 Figura 11. Parque gerador termoelétrico em operação no Brasil - 2015 [MW] Fonte: Banco de Informações de Geração BIG/ANEEL. Dez 2015. Ainda de acordo com o BIG/Aneel 2015, ao analisar as UTE s em construção, observase na Figura 12 também a importância do gás natural na expansão do parque gerador. 600 UTE s em Construção - 2015 [MW] 500 400 300 200 100 - Figura 12. UTE s em Construção - 2015 [MW] Fonte: Banco de Informações de Geração BIG/ANEEL. Dez 2015.

E a Figura 13 apresenta as fontes energéticas das UTE s contratadas, porém com construção ainda não iniciada. 5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500-443 UTE s construção não iniciada - 2015 [MW] 4.907 1.786 1.409 38 12 4 33 2 8 5 613 10 688 Figura 13. UTE s com Construção ainda não iniciada - 2015 [MW] Fonte: Banco de Informações de Geração BIG/ANEEL. Dez 2015. Fazendo uma reflexão sobre as análises das figuras apresentadas anteriormente, podese concluir que o Brasil tem se tornado cada vez mais dependente da geração de energia elétrica por fontes térmicas. De acordo com NETO (2015), a combinação de restrições ambientais para construção de usinas hidrelétricas com grandes reservatórios, a redução de grandes potenciais hidráulicos a serem explorados e a demanda crescente por fonte firme de energia, capaz de garantir o suprimento frente à expansão das fontes intermitentes, vêm transformando a base de geração de energia elétrica do país, passando de eminentemente hidráulica para hidrotérmica. Neste sentido o gás natural como recurso energético vem desempenhando um papel fundamental em termos de diversificação da matriz elétrica e garantia de abastecimento. Diante dos dados apresentados, algumas reflexões são permitidas: A expansão do parque gerador termoelétrico nacional vem sendo em grande parte sustentada pela construção de novas usinas a gás natural.

Diante da importância que o energético tem para o país, torna-se fundamental Planejar os diversos aspectos que influenciam o suprimento deste importante recurso. A criação de um Ambiente Regulatório Favorável à expansão do setor de gás natural e à entrada de novos investidores, em todas as etapas da cadeia, e o desenvolvimento de um modelo de contratação de novos empreendimentos termoelétricos são elementos fundamentais que devem constar neste planejamento (PULGAR et al, 2016). Nos capítulos a seguir serão apresentados os principais tópicos do arcabouço regulatório da indústria de gás natural e o modelo de planejamento atualmente adotado para a expansão do setor. 3. Marcos Legais e Regulatórios da Indústria de Gás Natural no Brasil Neste capítulo será feita uma breve introdução aos principais marcos legais e regulatórios da indústria de gás natural brasileira. Para entender o contexto regulatório da cadeia produtiva do energético, faz-se necessário e fundamental apresentar o tratamento que é dado pela Constituição Federal para este importante recurso natural, e que se mostra no atual momento como estratégico para o país. 3.1 A Constituição da República Federativa do Brasil de 1988 De acordo com a Constituição Federal de 1988, de que trata o TÍTULO VII - Da Ordem Econômica e Financeira - CAPÍTULO I - DOS PRINCÍPIOS GERAIS DA ATIVIDADE ECONÔMICA, Artigo 177, Constituem monopólio da União: I) a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos; II) a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; III) a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores; IV) o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem;

V) a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados, com exceção dos radioisótopos cuja produção, comercialização e utilização poderão ser autorizadas sob regime de permissão, conforme as alíneas b e c do inciso XXIII do caput do art. 21 desta Constituição Federal. (Redação dada pela Emenda Constitucional nº 49, de 2006) 1º A União poderá contratar com empresas estatais ou privadas a realização das atividades previstas nos incisos I a IV deste artigo observadas as condições estabelecidas em lei. (Redação dada pela Emenda Constitucional nº 9, de 1995). E ainda de que trata o CAPÍTULO III - DOS ESTADOS FEDERADOS: Art. 25. Os Estados organizam-se e regem-se pelas Constituições e leis que adotarem, observados os princípios desta Constituição. 1º São reservadas aos Estados as competências que não lhes sejam vedadas por esta Constituição. 2º Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado, na forma da lei, vedada a edição de medida provisória para a sua regulamentação. Ou seja, por princípio Constitucional, a atividade de transporte de gás natural canalizado constitui monopólio da União, que o faz por meio de autorização ou concessão da atividade a empresas públicas ou privadas. E também por princípio Constitucional, as atividades locais de gás canalizado são de competência dos Estados, que o fazem diretamente ou mediante concessão a empresas públicas ou privadas, os serviços locais de distribuição e comercialização de gás natural canalizado. Por se tratarem de monopólios naturais, o transporte e a distribuição de gás natural canalizado são atividades reguladas, e que, por princípio constitucional, possuem responsabilidades que são compartilhadas entre a União e os Estados. Disto decorre que a Regulamentação da atividade de Transporte de gás natural acaba por ser de responsabilidade da ANP, enquanto que a Regulamentação das atividades de Distribuição e Comercialização é de responsabilidade das Agências Reguladoras Estaduais.

3.2 A Lei nº 9.478/1997 Lei do Petróleo UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO USP De acordo com o Artigo 56 da Lei nº 9.478/1997, também conhecida como a Lei do Petróleo, a lei estabelecia que qualquer empresa ou consórcio de empresas que atender ao disposto no art. 5º poderá receber autorização da ANP para construir instalações e efetuar qualquer modalidade de transporte de petróleo, seus derivados e gás natural, seja para suprimento interno ou para importação e exportação. Ou seja, anteriormente à Lei nº 11.909/2009, também conhecida como Lei do Gás, as atividades de transporte de gás natural eram tratadas como uma atividade regulada, franqueada aos particulares mediante autorização (Neto, 2015). 3.3 A Lei nº 11.909/2009 Lei do Gás Com o advento da Lei do Gás, e levando-se em conta a necessidade de ampliar a infraestrutura de gasodutos, a União houve por bem instituir por lei o mecanismo de concessão, pelo qual pode delegar a particulares a atribuição de implantar redes e operar a atividade de transporte de gás natural pelo território nacional. Com isso, o que era uma atividade monopólica franqueada aos interessados tornou-se uma atividade delegada a estes mediante concessão, tal como já ocorria com as atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás (Neto, 2015). Dentre outras questões, a Lei do Gás incorporou premissas importantes para o (futuro) estabelecimento de um mercado de gás natural no país, a exemplo da determinação de maior transparência sobre a movimentação do gás pelos transportadores e da criação de consumidores livres, autoprodutores e auto importadores, entre outros. Em relação ao transporte de gás natural, foi estabelecido o regime de concessão para construção e operação destes gasodutos. O regime de autorização foi mantido para os gasodutos existentes, para os gasodutos que haviam iniciado o processo de licenciamento ambiental e para novos gasodutos que envolvam acordos internacionais. O novo marco também atribuiu à ANP uma participação mais direta no cálculo de tarifas de transporte: compete à Agência definir as tarifas para os gasodutos concedidos e aprovar para os autorizados (DUTRA et al, 2016). A Lei do Gás também previu a criação dos seguintes agentes:

AUTOIMPORTADOR: agente autorizado para a importação de gás que utiliza parte ou totalidade do produto importado como matéria-prima ou combustível em suas instalações industriais; AUTOPRODUTOR: agente explorador e produtor de gás que utiliza parte ou totalidade de sua produção como matéria-prima ou combustível em suas instalações industriais; COMERCIALIZADOR: pessoa jurídica autorizada a vender gás ao consumidor livre na área de concessão conforme legislação vigente; CONCESSIONÁRIA: pessoa jurídica detentora do direito de exploração do serviço público de distribuição de gás canalizado no estado, outorgado pelo poder concedente conforme contrato de concessão vigente; CONSUMIDOR CATIVO: consumidor de gás residencial, comercial ou veicular ou aquele consumidor que não tiver condições ou que não exerceu a opção de adquirir o gás de um comercializador, agente produtor ou importador; CONSUMIDOR LIVRE: consumidor de gás, relacionado a único ponto de entrega, não residencial, não comercial e não veicular, que exerceu a opção de adquirir o gás de um comercializador, agente produtor ou importador; CONSUMIDOR POTENCIALMENTE LIVRE: consumidor de gás, relacionado a único ponto de entrega, atendido, ou a ser atendido, pela concessionária, que atenda às necessidades previstas nesta resolução para tornar-se um consumidor livre; MERCADO LIVRE: ambiente de contratação que compreende a disponibilização do serviço de distribuição pela concessionária e a comercialização de gás para consumidor livre por comercializador, agente produtor ou importador; MERCADO REGULADO: ambiente de contratação que compreende a movimentação e comercialização de gás ao consumidor cativo pela concessionária; USUÁRIO: pessoa jurídica que acesse e utilize o sistema de distribuição, e que assume a responsabilidade pelo respectivo pagamento e demais obrigações legais, regulamentares e contratuais, vinculando-se ao contrato de serviço de distribuição.

Desta forma, a Lei do Gás atuou como marco legal e trouxe muita expectativa a respeito da criação de novas regulamentações que permitissem o aumento da competição, não apenas pela maior possibilidade de acesso aos gasodutos de transporte, mas também pela possibilidade de criação, a nível estadual, de um mercado livre de gás natural. Na prática, no entanto, o que se vê é um processo de regulamentação e abertura dos mercados de forma bastante lenta, tanto a nível federal quanto estadual. 3.4 A Lei nº 12.351/2010 O Regime de Partilha de Produção e a Influência sobre a Oferta de Gás Nacional De acordo com a Lei nº 12.351/2010, que dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas, em seu Art. 4º A Petrobras será a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, sendo-lhe assegurado, a este título, participação mínima no consórcio previsto no art. 20. Uma breve reflexão sobre este tema permite concluir que, se por um lado o regime de partilha assegura, através da Petrobras, que os recursos energéticos produzidos nestas áreas serão de propriedade da União, por outro, também assegura à Petrobras uma posição de vantagem comercial em relação às demais empresas brasileiras que pretendem participar da compra desta oferta excedente de gás nacional proveniente do pré-sal, caminhando assim no sentido contrário ao aumento da competição, proporcionando novamente a verticalização da atividade e a dependência de uma única empresa para a realização de novos investimentos na cadeia do gás natural. 4. A Atuação dos Monopólios Naturais no Setor de Gás Natural Brasileiro Em economia, monopólio (do grego monos, um + polein, vender) designa uma situação particular de concorrência imperfeita, em que uma única empresa detém o mercado de um determinado produto ou serviço, conseguindo, portanto, influenciar o preço do bem comercializado. Monopólios podem surgir devido a características particulares do mercado, ou devido à regulamentação governamental, o monopólio coercivo. O monopólio natural é uma situação de mercado em que os investimentos necessários

são muito elevados e os custos marginais são muito baixos. Caracterizados também por serem bens exclusivos e com pouca ou nenhuma rivalidade. Estes mercados são geralmente regulamentados pelos governos e possuem prazos de retorno muito grandes, por isso funcionam melhor quando bem protegidos: TV a cabo, distribuição de energia elétrica, fornecimento de água, distribuição de gás natural, sistemas de segurança pública, sistema jurídico e monetário são exemplos característicos de monopólios naturais, ainda que na atualidade possa haver concorrência em alguns desses setores. Em resumo, o monopólio natural existe em atividades onde não há viabilidade econômica em haver mais de um provedor de determinado produto ou serviço, como é o caso dos mercados de rede, como o transporte e a distribuição de gás natural, onde não há justificativa econômica para se construir mais de uma rede de gasodutos em paralelo visando competir pelo mesmo mercado consumidor. Nestes casos, existe um único agente transportador e distribuidor para aquele determinado mercado/região, cuja atividade é regulada e fiscalizada no sentido de não se permitir que haja eventual abuso do monopólio. Cabe às agências reguladoras fiscalizar e regular estes monopólios, visando atingir os mesmos resultados da competição através de três principais pilares: Preços e/ou tarifas razoáveis Lucros razoáveis Qualidade do serviço adequada 4.1 O Transporte de Gás Natural no Brasil Uma análise regulatória do segmento de transporte de gás natural deve contemplar uma breve introdução à Classificação Regulatória de Gasodutos atualmente vigente. De acordo com a ANP, os gasodutos são classificados e definidos da seguinte forma: Gasodutos de Escoamento da Produção: conectam as instalações de produção às estações de tratamento e processamento do gás (UPGN) ou a unidades de liquefação. Regulação Federal. Gasodutos de Transferência: podem desempenhar a mesma função, no entanto, se diferenciam por ser uma infraestrutura de uso específico/exclusivo de seu proprietário, conectando suas próprias instalações. Regulação Federal.

Gasodutos Integrantes de Terminais de GNL: conectam estes terminais à malha de gasodutos. Regulação Federal. Gasodutos de Transporte: movimentam o gás desde as unidades de processamento (UPGN), estocagem ou outros gasodutos de transporte até gasodutos de transporte, instalações de estocagem ou pontos de entrega a concessionárias de distribuição. Regulação Federal. Gasodutos de Distribuição: conectam os citygates ligados à malha de transporte ao consumidor final do gás natural ou outras fontes de fornecimento de gás direto ao consumidor final. Regulação Estadual. Com a promulgação da Lei do Gás, a qual prevê uma maior transparência e facilidade de acesso à infraestrutura de transporte de gás, esperava-se maior abertura à entrada de novos agentes nas diversas etapas da cadeia do energético. No entanto, devido à existência de outras barreiras, que não apenas o livre acesso ao transporte, tais como o prazo de vencimento dos contratos firmados anteriormente à Lei do Gás, quer sejam contratos de transporte, de distribuição e de compra e venda de molécula de gás, a dificuldade de acesso a esta molécula a preços competitivos e a inexistência ou incipiência de regulação estadual apropriada em favor do aumento da competição na atividade de comercialização (venda a varejo/ao consumidor livre), o que se verificou foi praticamente nenhum investimento realizado na ampliação da infraestrutura de transporte de gás natural no Brasil entre 2010 e 2014. A Figura 14 a seguir apresenta a evolução da malha de gasodutos de transporte e distribuição no Brasil entre 1999 e 2014. Figura 14. Evolução da Malha de Gasodutos de Transporte e Distribuição do Brasil Fonte: MME. Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Fev 2016.

Ao analisar a Figura 14 acima, observa-se que nenhum novo gasoduto foi construído sob o regime de concessão instituído pela Lei do Gás de 2009. Para que haja motivação à construção de novos gasodutos deve haver basicamente dois elementos fundamentais que justifiquem o elevado investimento: i) mercado consumidor em volume e prazo contratual/garantia que justifique o investimento e ii) acesso firme à molécula de gás natural em volume, prazo e preço competitivo que justifiquem os investimentos. Nos primeiros três meses de 2016, o volume médio de gás natural ofertado ao mercado brasileiro foi de 88,31 milhões de m3/dia, volume este movimentado pelas transportadoras e entregues às distribuidoras e consumidores finais. No Brasil o transporte de gás natural é realizado pelas seguintes companhias: i) TAG Transportadoras Associada de Gás S.A, subsidiária da Petrobras, recentemente desmembrada em duas empresas: a Nova Transportadora do Sudeste (NTS), recentemente vendida em Leilão para o grupo canadense Brookfield, e a Nova Transportadora do Nordeste (NTN); ii) iii) iv) TSB Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A; TBG Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A; Gás Ocidente do Mato Grosso Ltda A Figura 15 a seguir apresenta o mapa nacional do transporte de gás natural.

Figura 15. Mapa Brasileiro dos Gasodutos de Transporte Fonte: Empresa de Pesquisa Energética (EPE), 2016. 4.2 Modificações na Malha de Transporte A ampliação de capacidade da malha de transporte de gás natural, seja pela construção de novos gasodutos, seja pela ampliação de capacidade de gasodutos existentes, está sujeita à proposição do projeto pelo MME, que o faz por iniciativa própria ou por provocação de terceiros. A Figura 16 a seguir apresenta o processo a ser seguido para os dois casos acima.

Figura 16. Ampliação e Alteração na malha de Gasodutos de Transporte Fonte: Transporte de Gás Natural no Brasil Aspectos Regulatórios. FGV/CERI, 2016 É possível que as alterações no gasoduto não levem a uma alteração da sua capacidade total de transporte, gerando apenas um aumento no comprimento total. Este caso é tratado como uma extensão de gasoduto e deve ser precedido de uma autorização da ANP segundo o procedimento fixado pela Resolução ANP n.º 52/15. As modificações nos dutos que podem eventualmente ser entendidas como ampliação dos gasodutos de transporte devem ser previamente analisadas pela ANP. Os critérios de diferenciação estão previstos na Resolução ANP n.º 37/13. Por fim, é possível que haja uma expansão da malha de transporte de gás em função da reclassificação de gasodutos de transferência, conforme previsto no art. 59 da Lei n.º 9.478/97. A reclassificação e os critérios para alocação de capacidade são regulamentados pela Resolução ANP nº 11/16 (DUTRA, 2016). 4.3 A Atividade de Distribuição de Gás Natural no Brasil Conforme visto anteriormente, a atividade de distribuição de gás natural no Brasil, por princípio constitucional, é de direito e responsabilidade dos Estados Federados, que o fazem por meio de concessão a empresas públicas ou privadas. Disto decorre que a

regulamentação da atividade de distribuição e comercialização de gás natural canalizado é de responsabilidade das agências reguladoras estaduais. Devido a este princípio, resulta que os estados federados acabam por não possuírem uma regulamentação homogênea entre si, havendo estados que já possuem a figura do consumidor livre e do agente comercializador, incentivando a competição no varejo, o denominado Mercado Livre, enquanto que em outros estados ainda prevalece o modelo verticalizado, sem que haja competição pelo mercado na comercialização do gás, obrigando os consumidores a permanecerem cativos às concessionárias. Os Estados que possuem o Mercado Livre regulamentado são: Amazonas, Espírito Santo, Maranhão, Mato Grosso, Minas Gerais, Rio de Janeiro e São Paulo. A Figura 17 a seguir apresenta o mapa das distribuidoras existentes nos estados. Figura 17. Distribuidoras de Gás Natural no Brasil Fonte: Abegás, 2016. Ao todo o país possui 27 distribuidoras, sendo que três estados não possuem concessionárias de distribuição de gás enquanto que outros possuem mais de uma concessionária, como São Paulo e Rio de Janeiro. 4.4 A Infraestrutura Existente na Indústria de Gás Natural no Brasil: situação atual e gargalos para o desenvolvimento do setor

Na cadeia de valor do gás natural, desde os campos de Exploração & Produção até o consumidor final, o energético passa por etapas de processamento e transporte que envolvem vultuosos investimentos em infraestrutura. A Erro! Fonte de referência não encontrada. abaixo apresenta de forma resumida as principais etapas da cadeia produtiva do energético. Figura 18. Cadeia Produtiva do Gás Natural Conforme apresentado anteriormente, as atividades de exploração & produção de petróleo e gás natural obedecem à Constituição Federal de 1988 e à Lei do Petróleo de 1997. A regulamentação do transporte de gás natural, cujo marco legal se dá pela Lei do Gás de 2009, tem amplitude a partir da saída do gás da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) alcançando até o citygate ponto de entrega para a distribuidora local. Para que o energético chegue até o consumidor final, é preciso que todas etapas da cadeia sejam projetadas e operadas de forma coordenada a fim de atender a demanda/consumo e as limitações da oferta/produção. De acordo com o Anuário Estatístico da ANP 2015, o Brasil possui capacidade de processar 96,39 MM m3/dia (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural, capacidade instalada que atualmente é superior ao consumo. A Erro! Fonte de referência não encontrada. a seguir apresenta as UPGN s em operação no país.

Figura 19. UPGN s em operação no Brasil Vale ressaltar que todas as unidades de processamento do gás pertencem à Petrobras. Com relação à infraestrutura de transporte a malha atual possui 9.409 km de extensão e está localizada principalmente próxima ao litoral, tendo pouco alcance a mercados situados no interior do país (vide Figura 14 e Figura 15). Além da oferta de gás nacional, o Brasil também conta com infraestrutura que permite ao país importar gás natural através de gasodutos internacionais: referindo-se mais precisamente ao gasoduto Bolívia-Brasil, com capacidade de importar 30,08 MM m3/dia e em menor volume de importações ao gasoduto que interliga a Argentina a uma usina termoelétrica no sul do Brasil, com capacidade de 2,8 MM m3/dia e mais outro que interliga a Bolívia a também uma usina termoelétrica localizada no estado de Mato Grosso, com capacidade de 2,8 MM m3/dia; e através de terminais de importação e regaseificação de GNL (gás natural liquefeito): Terminal Porto de Pecém/CE, Terminal Baía de Todos os Santos/BA e o Terminal Baía de Guanabara/RJ. A Figura 20 a seguir apresenta a infraestrutura de importação de gás natural através de gasodutos.

Figura 20. Gasodutos de Importação de Gás Natural Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. MME. Ed. Nº 109 Março2016. E a Figura 21 a seguir apresenta a infraestrutura existente em março de 2016 de regaseificação de gás natural liquefeito (Terminais de GNL). Figura 21. Terminais de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. MME. Ed. Nº 109 Março2016. 5. A Atuação do Governo e Agências de Regulação no Controle destes Monopólios Levando em conta a necessidade de ampliar a infraestrutura de gasodutos de transporte, o Governo Federal, mediante a promulgação da Lei do Gás de 2009, instituiu o regime de concessão para a atividade de transporte de gás natural, pelo qual pode delegar a particulares a atribuição de implantar e operar estes gasodutos em território nacional. Já o regime de autorização, também previsto na Lei do Gás de 2009, aplica-se aos gasodutos de transporte que envolvam acordos internacionais. De forma resumida, o arranjo institucional da regulação do setor de gás natural no Brasil possui as suas atribuições distribuídas da seguinte forma entre os agentes: Ministério de Minas e Energia (MME) Responsável pelo Planejamento e Desenvolvimento do Setor Propõe, por iniciativa própria ou por provocação de terceiros, os gasodutos de transporte que deverão ser construídos ou ampliados

Elabora o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário PEMAT Estabelece diretrizes para o processo de contratação de capacidade de transporte Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) Promove a regulação e a fiscalização das atividades integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis Responsável pela licitação e autorização de gasodutos Define os critérios para fixação da tarifa de transporte de gás natural Aprova (autorizados) e determina (concedidos) as tarifas dos gasodutos de transporte de gás natural Empresa de Pesquisa Energética (EPE) Realiza estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético Especificamente, elabora estudos para subsidiar o MME na elaboração do PEMAT 6. A Intersecção com a Metodologia de PIR De acordo com a definição apresentada por Udaeta (2012), o Planejamento Integrado de Recursos (PIR) consiste em um conjunto de estratégias que genericamente visam o desenvolvimento energético de uma região (países, estados, municípios) tendo como bandeira principal a sustentabilidade. O PIR como metodologia de planejamento energético atua em diversas áreas do conhecimento, as quais podem ser agrupadas nas dimensões ambiental, política, social e técnico-econômica, e é utilizado como uma ferramenta de auxílio à tomada de decisões em busca do melhor aproveitamento dos recursos energéticos disponíveis na região de análise e em determinado período de tempo. O Planejamento Integrado de Recursos possui necessariamente as seguintes grandes etapas de atividades: Inventário energético ambiental Determinação geral dos Recursos Energéticos do Lado da Oferta (RELO) e os Recursos Energéticos do Lado da Demanda (RELD)

Cômputo e Valoração do Potencial Completo (CVPC) dos Recursos Energéticos do Lado da Oferta e do Lado da Demanda Classificação dos Recursos Energéticos através da Avaliação dos Custos Completos (ACC) e da efetiva interação com os Envolvidos e Interessados Mapeamento energético ambiental Previsão da demanda de energia (análise de cenários) Integração dos Recursos Energéticos, considerando os Vigilantes e o Potencial Realizável Efetivo Plano Preferencial Integrado de Recursos Energéticos, contendo a Carteira de Recursos e Opções Reais Plano de Ação, que apresenta o Potencial de Mercado dos Recursos e possibilita também a construção do Plano de Negócios de um ou mais recursos energéticos efetivamente disponíveis 6.1 Planejamento da Expansão do Setor de Gás Natural A cadeia industrial do gás natural, por ser constituída de atividades que se caracterizam como monopólios da União, como o é a exploração, produção e transporte de petróleo e gás natural, e/ou monopólio dos Estados, como o é a distribuição de gás canalizado, é uma indústria que necessita de um planejamento coordenado pelos governos federal e estaduais para que haja expansão. Para que haja aumento da oferta de gás natural nacional, a União, através do MME, EPE e ANP promovem leilões para a concessão das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas pré-definidas pela ANP, as quais contam com estudos prévios realizados pela EPE. Já a atividade de distribuição de gás canalizado é de responsabilidade dos Estados, que o fazem mediante concessão a empresas públicas ou privadas, as quais atendem às regulamentações e fiscalizações das agências reguladoras estaduais, que também estabelecem diretrizes para expansão da malha. Conforme apresentado anteriormente, a expansão da infraestrutura de transporte de gás natural canalizado ocorre de forma coordenada e com responsabilidades bem definidas entre o MME, ANP e EPE. O MME propõe, por iniciativa própria ou por provocação de terceiros, os gasodutos de transporte que deverão ser construídos ou

ampliados, e os insere no Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário PEMAT. Posteriormente à publicação do PEMAT, a ANP é então responsável pela licitação ou autorização da construção ou expansão de gasodutos de transporte. 6.2 O PEMAT e a Correlação com o PIR De acordo com a descrição no Ciclo Estratégico 2012 2015 da EPE, a Empresa de Pesquisa Energética realiza estudos anualmente que identifiquem as melhores opções para expansão ou ampliação da malha de gasodutos nacionais, considerando aspectos técnicos, econômicos e socioambientais, como suporte ao Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT). Ainda de acordo com a EPE, a elaboração do PEMAT contempla as seguintes etapas: Estudos de Demanda Potencial de Gás Natural, referentes ao novo ciclo do Plano Decenal de Expansão Estudos de Oferta Potencial de Gás Natural, referentes ao novo ciclo do Plano Decenal de Expansão Consolidação de balanço entre oferta e demanda de gás natural na malha integrada e em sistemas isolados Identificação de alternativas e estudo de viabilidade técnico-econômica simplificado Estudo de traçados potenciais e avaliação de sensibilidade ambiental dos traçados alternativos Identificação de alternativas e estudo de viabilidade técnico-econômica detalhado Validação do elenco de alternativas de gasodutos viáveis com o MME Entrega de Texto Preliminar dos Estudos do PEMAT Revisão e Validação do Texto Final dos Estudos do PEMAT Envio do Texto Final (minuta) dos Estudos do PEMAT para o MME Ao comparar as principais etapas de elaboração do PEMAT com as principais etapas de elaboração do PIR, pode-se dizer que existe uma correlação do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário com a metodologia de Planejamento Integrado de Recursos, identificadas pelos seguintes aspectos:

Estudos de Oferta Estudos de Demanda Estudos de viabilidade técnico-econômica Validação e Classificação de alternativas Análise socioambiental Plano de Expansão ou Plano Indicativo de Ações Uma etapa importante do PIR é a identificação dos Envolvidos Interessados (En-In). No âmbito do PEMAT sugere-se que os En-In podem ser classificados da seguinte maneira: Agentes de Governo: CNPE, MME, MPOG, MMA, Governo Estadual, Governo Municipal, Ibama, Instituto Ambiental Estadual; Agências Reguladoras: ANP, ANEEL, ANA, Agências Reguladoras Estaduais; Agentes Especiais: EPE, ONS; Agentes Econômicos: Transportadoras de gás natural, Distribuidoras de gás natural, Usinas Termoelétricas, Novos Investidores de Transporte, Novos Investidores Termoelétricos, Produtores de Gás Natural, Exportadores e Importadores de gás natural, Fornecedores de Equipamento e Serviços, Consumidores Cativos e Consumidores Livres, Sociedade Civil e Movimentos Sociais, Trabalhadores e Sindicatos, entre outros. 6.3 Planejamento da Expansão do Setor Elétrico O planejamento indicativo da expansão do setor elétrico é elaborado pela EPE, cujos principais produtos do planejamento de longo e médio prazo são o Plano Nacional de Energia (PNE), com horizonte atualmente até 2050, e o Plano Decenal de Energia (PDE), com horizonte de 10 anos. As seções a seguir apresentarão de forma resumida a metodologia de planejamento utilizada em cada plano e a sua correlação com o PIR. 6.4 O PNE e a Correlação com o PIR De acordo com a EPE, o Plano Nacional de Energia é um conjunto de estudos sobre as perspectivas energéticas de longo prazo e tem como objetivo subsidiar o país na condução de suas políticas energéticas. O conjunto de estudos engloba análise do

cenário econômico de longo prazo, seus impactos nos cenários de consumo de energia, assim como as alternativas de atendimento ou suprimento da oferta interna de energia. As principais etapas do PNE são: Análise de evolução da economia brasileira Análise de evolução da demanda de energia Levantamento do potencial de recursos energéticos Análise de evolução da oferta de energia elétrica Análise de evolução da oferta de combustíveis Consolidação da Matriz Energética Consolidação da Perspectiva Energética no horizonte 2050 Elaboração, Revisão e Validação do Relatório Executivo PNE 2050 Ao comparar as principais etapas de elaboração do PNE com as principais etapas de elaboração do PIR, pode-se dizer que existe alguma correlação do Plano Nacional de Energia com a metodologia de Planejamento Integrado de Recursos, identificadas pelos seguintes aspectos: Estudos de Oferta Estudos de Demanda Validação e Classificação de alternativas Análise socioeconômica No âmbito do PNE sugere-se que os Envolidos - Interessados podem ser classificados da seguinte maneira: Agentes de Governo: CNPE, MME, MPOG, MMA, Governo Estadual, Governo Municipal, Ibama, Instituto Ambiental Estadual; Agências Reguladoras: ANP, ANEEL, ANA, Agências Reguladoras Estaduais; Agentes Especiais: EPE, ONS; Agentes Econômicos: Investidores em Geração, Transmissão e Distribuição de energia elétrica e em todas as etapas da cadeia de suprimento de combustível, equipamentos e serviços, Transportadoras de gás natural, Distribuidoras de gás natural, Produtores de Gás Natural, Exportadores e Importadores de gás

natural, Consumidores Cativos e Consumidores Livres, Sociedade civil, Trabalhadores, entre outros. 6.5 O PDE e a Correlação com o PIR Ainda de acordo com a EPE, o Plano Decenal de Energia, elaborado com frequência anual, incorpora uma visão integrada da expansão da demanda e da oferta de diversos energéticos no período decenal. Para a elaboração dos estudos associados ao PDE, a EPE conta com as diretrizes e o apoio da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético SPE/MME e da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis SPG/MME. O principal objetivo dos estudos contidos no PDE é o de subsidiar o planejamento energético dos próximos 10 anos. As principais etapas da construção do PDE são: Definição de premissas Projeção da demanda de energia Projeção da produção de petróleo e gás natural Avaliação dos indicadores socioambientais das usinas hidrelétricas Projeção da oferta de energia elétrica Projeção da oferta de derivados de petróleo Projeção da oferta de gás natural Projeção da oferta de biocombustíveis Projeção da evolução da eficiência energética Análise e projeção de indicadores socioambientais Ao comparar as principais etapas de elaboração do PDE com as principais etapas de elaboração do PIR, pode-se dizer que existe alguma correlação do Plano Decenal de Energia com a metodologia de Planejamento Integrado de Recursos, identificadas pelos seguintes aspectos: Projeção da demanda de energia Projeção da oferta de energia Projeção da evolução da eficiência energética Análise e projeção de indicadores socioambientais