Desenhos de mercado de gás natural e o caso brasileiro

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Modelo 1: Indústria de Gás Natural Verticalmente Integrada

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A Ótica dos Agentes

A: Preço Mínimo de Venda

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B: Preço Máximo de Compra

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Custo de Capital Diferencial de Eficiência

Valor da Utilização de Gás

Benefícios Não Mensuráveis da Utilização de Gás

Incentivos na Redução de Custos na Utilização de Gás Preço a ser Pedido

Preço a ser Pago

Outros Custos (processamento, transporte, etc) Custo de Produção

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Cálculo do Netback Value do Gás Natural

Para o Netback Value econômico, os preços de mercado devem ser ajustados a excluir taxas e impostos.

PREÇO DO COMBUSTÍVEL ALTERNATIVO

CUSTO DE CAPITAL NA UTILIZAÇÃO DO COMBUSTÍVEL

ALTERNATIVO

CUSTO DE COMBUSTÍVEL POR UNIDADE

CUSTO DE CAPITAL POR UNIDADE

CUSTO DE CAPITAL NA UTILIZAÇÃO DE GÁS

CUSTO DE CAPITAL POR UNIDADE CUSTO UNITÁRIO DE ENERGIA

BASEADO NO COMBUSTÍVEL ALTERNATIVO NETBACK VALUE DA

UTILIZAÇÃO DE GÁS NO PONTO DE CONSUMO

NETBACK VALUE NO CITY GATE

NETBACK VALUE NO PONTO DE TRANSMISSÃO

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Princípios de Indexação para o Preço do Gás

Princípio

Para suavizar as flutuações aleatórias, muitos índices utilizam termos e preços médios sobre muitos meses ou anos ou,

até mesmo, fórmulas que suavizem tais flutuações.

Um índice não tem a intenção de introduzir especulação ou tendenciosidade no preço, e, sim, um preço justo a ambas as partes.

Preços de combustíveis que são controlados por uma das partes não devem ser utilizados para

compor o índice.

Os componentes de um índice devem refletir os combustíveis

alternativos disponíveis ao comprador na região de entrega do

gás. Os componentes são, usualmente, ponderados para refletir as proporções dos combustíveis que

o consumidor poderia utilizar

Comentário Consumidores de gás necessitam

um índice que assegure a competitividade em relação a

combustíveis substitutos.

O preço do gás é indexado a combustíveis alternativos, tais como carvão e óleo combustível.

Um índice não deve introduzir volatilidade e incerteza no preço,

porém deve deslocar o preço gradualmente, para que este permaneça em linha com combustíveis alternativos após um

período de tempo.

Caso os preços de combustíveis alternativos sejam controlados pela regulação local, o índice de

preços internacional do respectivo combustível pode ser

utilizado.

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Modelo 2: Competição entre Produtores de Gás Natural

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Estrutura do Mercado Atacadista de Gás

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MODELO 2

Estrutura do Mercado Varejista de Gás

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Modelo 3: Livre Acesso e Competição no Atacado

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Estrutura do Mercado Atacadista de Gás

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MODELO 3

Estrutura do Mercado Varejista de Gás

DISTRIBUIDORA

MODELO 3

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Estrutura do Mercado Atacadista de Gás

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MODELO 4

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Modelo de Transição: Desempacotamento do Transporte por Gasodutos e Livre Acesso à Distribuição

TRANSPORTE DE GÁS TRANSAÇÕES DE_{FORNECIMENTO DE GÁS} PRODUTORES _TRANSPORTECOMPANHIA DISTRIBUIDORA

UTILIDADE ELETRICIDADE

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A Indústria de Gás nos EUA antes de 1985

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A Indústria de Gás nos EUA, 1985-92

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FINAIS

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A Indústria de Gás nos EUA após 1992

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DISTRIBUIDORA

UTILIDADE ELETRICIDADE

INDUSTRIAL COMERCIAL RESIDENCIAL CONSUMIDORES

FINAIS

MERCADO

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Negociação em Centros de Mercado

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Negociação em Centros de Mercado

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1952 1973 1983 1989 1992

Atlantic Seabord United Modified Fixed _{Variable Variable sem D2} Modified Fixed Straight Fixed _Variable

Tarifa de demanda de uma parte – 50 porcento dos custos fixos alocados no componente de demanda; 50 porcento dos custos fixos alocados no componente commodity. Custos variáveis alocados no componente

commodity, assim

como 100 porcento dos custos fixos de produção.

Tarifa de demanda de duas partes - 25 porcento dos custos fixos alocados no componente de demanda; 75 porcento dos custos fixos alocados no componente commodity. Custos variáveis alocados no componente commodity.

Tarifa de demanda de duas partes - 50 porcento dos custos fixos (menos o retorno sobre os lucros e as taxas relacionadas) são cobertos pela tarifa

peak-day.

Custos variáveis alocados no componente

commodity. Em

adição, o retorno sobre os lucros e as taxas relacionadas são também cobertas pelo componente

commodity.

Tarifa de demanda de uma parte. Todos os custos fixos, exceto o retorno sobre os lucros e as taxas relacionadas, são cobertos pela tarifa

peak-day.

Custos variáveis alocados no componente

commodity. Em

adição, o retorno sobre os lucros e as taxas relacionadas são também cobertas pelo componente

commodity.

Tarifa de demanda de uma parte. Todos os custos fixos são cobertos através da tarifa

peak-day. Isso

inclui o retorno sobre os lucros e taxas relacionadas, que eram previamente cobertas como componente

commodity no

MFV. Custos variáveis alocados no componente

commodity.

Cronologia do Desenho de Tarifas nos EUA

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Modelo Australiano de Gás

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GÁS BOLIVIANO - PETROBRAS

Contrato Petrobras - YPFB

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Contratos: Petrobras - GTB; Valor Pago Pela Valor Cobrado no

Petrobras - TBG; Petrobras - ENERSIL; Petrobras city Gate

Petrobras - BG GTB

reajuste annual (0,5%a.a) 0,33 GTB+TBG

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Distribuidoras Estaduais % de Participação

Algás (AL) 41,5

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CEG Rio (RJ) 25

Cegás (CE) 41,5

Compagás (PR) 24,5

Copergás (PE) 41,5

Emsergás (SE) 41,5

Gásmar (MA) 23,5

Gaspisa (PI) 37,25

Goiásgás (GO) 28,17

GVD - ES (ES) 100

MSGás (MS) 49

PBGás (PB) 41,5

Potigás (RN) 41,5

Rongás (RO) 41,5

SCGás (SC) 41

SulGás (RS) 49

PARTICIPAÇÃO DA PETROBRAS NAS DISTRIBUIDORAS

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