Geopolítica e Regulação do
Gás Natural
Painel I
V Seminário De Regulação da Indústria de Energia Salvador – Bahia
29 e 30 de Novembro de 2007
Prof. Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo Instituto de Eletrotécnica e Energia
Roteiro
•
Geopolítica do gás natural
• Recursos
• Infra-estrutura • Mercado
•
Marco Regulatório da Indústria do Gás no Brasil
• A convergência energética: Petróleo x GN x Eletricidade... – Visão Geral do Setor
– Energia Elétrica – Gás Natural Desafios à Integração Mercado de Gás Natural – GNL x SIN • O Papel da Regulação • A Indústria do Gás Natural • Estágio da Indústria de Gás • “Lei do Petróleo” x “Lei do Gás” • Pontos para Reflexão
• Marco Regulatório Atual • Objetivos da “Lei do Gás” • Regime de Outorga
• Acesso de Terceiros
• Distribuição e Comercialização
• Cenário Ideal do Funcionamento da Indústria de Gás Natural • Incentivo aos Investimentos
Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural
(fim de 2006) 456,3 398,3 92,0 88,1 49,6 42,8Mil milhões de BEP
Petróleo
Gás Natural
Ranking dos Países top 20 em reservas provadas de Gás Natural
A Rússia detém a maior reserva
individual - provada - de gás
natural conhecida.
Do total mundial aproximado de
6.183 Tcf (175,1 x 10
12m
3),
responde por 1.680 Tcf (47,6 x
10
12m
3).
Fonte: Society of Petroleum Engineers, 2007
Consumo de Gás Natural por região
Fonte: BP, 2007
(10
9m
3)
Produção de Gás Natural por região
Fonte: BP, 2007
(10
9m
3)
Curva de Custo do Petróleo incluindo Progressos Tecnológicos:
disponibilidade do recurso (petróleo) em função do preço econômico
Preço ao qual cada tipo de recurso se torna econômico
(em 2004 US$)Petróleo acessível (cumulativo)
(bilhões de barris)GNL -Terminais de Regasificação (Europa) e de
Liquefação (Norte da África)
Principais gasodutos da América do Norte
Principais gasodutos da Índia
Gasoduto do Oeste da África
Principais gasodutos da América do Sul
Existentes
Em obras
Em estudo
Principais fluxos comerciais de GN e GNL
Fonte: BP, 2007
(10
9m
3)
= 455,02 x 109 m3
Roteiro
•
Marco Regulatório da Indústria do Gás no Brasil
• A convergência energética: Petróleo x GN x Eletricidade... – Visão Geral do Setor
– Energia Elétrica – Gás Natural Desafios à Integração Mercado de Gás Natural – GNL x SIN • O Papel da Regulação • A Indústria do Gás Natural • Estágio da Indústria de Gás • “Lei do Petróleo” x “Lei do Gás” • Pontos para Reflexão
• Marco Regulatório Atual • Objetivos da “Lei do Gás” • Regime de Outorga
• Acesso de Terceiros
• Distribuição e Comercialização
• Cenário Ideal do Funcionamento da Indústria de Gás Natural • Incentivo aos Investimentos
•
Sistema elétrico predominantemente hidráulico e com dificuldades estruturais
há mais de uma década
•
Inserção recente do gás natural na geração termelétrica (solução conjuntural)
•
Grandes potenciais de geração termelétrica a partir de biomassa, carvão
mineral e urânio (Fonte: MME, 2006)
•
Potencial hidrelétrico explorado inferior a 30%
•
Perspectiva de implantação de grandes projetos hídricos
•
Gás natural
– Reservas modestas – Fonte não renovável
OFERTA PROJETOS IMPLANTADOS OFERTA NOVOS PROJETOS OFERTA NOVAS DESCOBERTAS -10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
2007 – Início da venda de gás em Urucu (oferta de projetos impantados)
2011 – Liberação do Gás Não Associado da Bacia de Campos (oferta de projetos implantados)
Características da Oferta de Gás Natural
A oferta de gás futura é dependente de novos projetos e descobertas
Recife Manaus Belém Natal Salvador Rio de Janeiro São Paulo Porto Alegre Brasília
Visão Geral do Setor: GN
Oferta: 50 MMm3/d em 2006 120 MMm3/d em 2011 Crescimento: 11% em 2005 2,5%em 2006 (industrial +6,3%, veicular +19,3%) 9.771 km de gasodutos de transporte Investimentos para 2007- 2011
US$ 22,4 bilhões na cadeia de GN US$ 6,5 bilhões em gasodutos
4.
0
00
km
s
Visão Geral do Setor: EE
Indústria em estágio de maturidade diferente
Demanda de Energia – 48.6 GW
Crescimento: 5% ao ano
Rede de Transmissão Robusta
80.000 km de Linhas de Transmissão
40.000 km de Linhas serão
construídas até 2012
Total GN: 7.4 GW (7.6%) (40 MMm3/d) Petrobras: 3.9 GW (4.0%) Despacho Total 2004/07: 1,1GW (25%) Despacho Mérito 2004/07: 62 MW (2%)Capacidade Instalada de Geração: 96.9 GW Total Termelétrico: 14.4 GW (15%)
Setor Elétrico
Mercado maduro
Serviço Público
Segmentos bem definidos
Tarifas Reguladas
Multiplicidade de agentes em
toda a cadeia:
Geração
Transmissão
Comercialização
Distribuição
Consumidor Final
Indústria de Gás Natural
Indústria em desenvolvimento
Atividade econômica de risco
Interfaces ainda em discussão
Mercado aberto
preços
devem seguir lógica de mercado
Reduzido número de agentes
na cadeia:
Produção
Transporte
Comercialização
Distribuição
(monopólio estadual)Consumidor Final
Desafios à Integração
Energia Elétrica
•
Compra e Venda de Certificados (Não
Física)
•
Muitos Produtores e Consumidores
(“Swaps físicos”)
•
85% Hidroelétrica Renovável
•
Malha de Transmissão Robusta
•
Logística “Definitiva”
•
Complementaridade Térmica Flexível
permite melhor aproveitamento
Hidráulico
Gás Natural
•
Comercialização Entrega Física do
Gás
•
Poucos Supridores e Consumidores
•
Não Renovável
•
Malha de Transporte Simples
•
Logística “Provisória”
•
Necessidade de Suprimento Flexível
-GNL Flexível
A interface é o CVU, que deve refletir o custo de oportunidade do GNL
(Sinal de Preços Correto)
o Sistema Hidráulico
Complementariedade GNL x Afluências no SIN
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 ja n -0 2 m a r-0 2 m a i-0 2 ju l-0 2 s e t-0 2 n o v -0 2 ja n -0 3 m a r-0 3 m a i-0 3 ju l-0 3 s e t-0 3 n o v -0 3 ja n -0 4 m a r-0 4 m a i-0 4 ju l-0 4 s e t-0 4 n o v -0 4 ja n -0 5 m a r-0 5 m a i-0 5 ju l-0 5 s e t-0 5 n o v -0 5 ja n -0 6 m a r-0 6 m a i-0 6 ju l-0 6
Meses Referentes à Energia Armazenada
E n e rg ia A rm a z e n a d a n o S E % 0 2 4 6 8 10 12 ja n -0 7 m a r-0 7 m a i-0 7 ju l-0 7 s e t-0 7 n o v -0 7 ja n -0 8 m a r-0 8 m a i-0 8 ju l-0 8 s e t-0 8 n o v -0 8 ja n -0 9 m a r-0 9 m a i-0 9 ju l-0 9 s e t-0 9 n o v -0 9 ja n -1 0 m a r-1 0 m a i-1 0 ju l-1 0 s e t-1 0 n o v -1 0 ja n -1 1 m a r-1 1 m a i-1 1 ju l-1 1
Meses Referentes ao Preço Futuro do GNL no Henry Hub
P re ç o F u tu ro H e n ry H u b N Y M E X U S $ /M M B T u
Energia Armazenada no SE/CO
Preço Futuro GNL HH NYMEX
O período de deplecionamento dos reservatórios do SIN coincide com o
período de baixa demanda de gás no hemisfério norte (preços mais baixos)
GNL x SIN : Adequação de Regras
Programação do GNL com 1 a
3 meses de antecedência
Preço atrelado a cotação do
gás no Henry Hub, com
variação diária
Penalidades por falha no
suprimento da ordem de 10%
a 30% do valor da carga (1 a
3 US$/MMBtu)
Regulação do sistema elétrico: entrada de um novo combustível
Necessidade de ajustes para aproveitamento do GNL flexível
Programação de despacho
das usinas (atualmente
semanal) precisa ser
com-patibilizada com a do GNL
Criar mecanismos que
permitam a atualização dos
CVU das usinas
Penalidades por falha no
suprimento de até PLD
MÁX(até
24 US$/MMBtu)
Metas de qualidade nos contratos de concessão Mercados de atacado e de varejo
Status de produtor independente para todos os novos geradores
Programa prioritário de geração termoelétrica
Licitação pelo critério de maior oferta
Venda de ativos já existentes de geração
Obrigatoriedade do
atendimento de baixa renda e de áreas rurais Aumentar a eficiência e moderar preços Maximizar a receita da privatização Aumentar a qualidade dos serviços Estimular investimentos em nova capacidade de geração e transmissão Universalizar o acesso à eletricidade “Crise do Apagão” de 2001/2002
Um dos fatores que levou à crise: tentativa de perseguir simultaneamente objetivos conflitantes.
Crise do setor elétrico de 2001 / 2002
Setor de Telecomunicações
Estágio de desenvolvimento do setor Objetivos priorizados em cada fase Contexto do setorUniversalização do serviço com investimento na rede
Aumento da competição Melhoria da qualidade
Fase Inicial
Cenário Final
Limitado acesso e concentração geográfica da rede Baixa qualidade do serviço prestado
Tarifas inferiores ao custo em regiões remotas
Adequação da oferta à demanda Aumento da qualidade do serviço Redução das tarifas
Inovação
Alteração tarifária
Flexibilização do modelo de oferta de serviços
Estabelecimento dos parâmetros mínimos de qualidade Concessão de licença para telefonia móvel
Principais mudanças na regulamentação
A priorização dos objetivos contribuiu para o sucesso no setor.
A Indústria do Gás Natural
•
Capital intensiva, com longo prazo de retorno dos
investimentos;
•
Riscos elevados na exploração e produção;
•
Competição permanente com outros energéticos na ponta;
•
Indústria no Brasil em estágio emergente;
•
Fase de transição: investimentos em infra-estrutura e
garantia de suprimento.
A regulação pode ter um papel crítico no desenvolvimento do setor, como
mostra o passado recente dos setores elétrico e de telecomunicações.
Preferência dos
consumidores por seu uso: Flexibilidade de uso Custos de conversão para o consumo do GN Líquidos derivados do petróleo Hidro-eletricidade Mercado para o gás natural Outros energéticos Elevada participação na matriz energética brasileira Grande abundância a baixo custo Energético insubstituível do ponto de vista do consumidor Fontes bioenergéticas de baixo custo no Brasil (p.ex.: lenha e bagaço de cana)
O GN enfrenta competição significativa de outras fontes energéticas e mercados.
O crescimento do GN depende de sua competitividade em relação aos outros energéticos.
Mercado entrando na fase de transição e enfrentando permanente
competição
A tentativa de
perseguir todos os
objetivos
simulta-neamente,
desconsiderando o
estágio do setor,
pode impedir seu
pleno
desenvolvimento.
Aumentar a competição no mercado
Valor para a sociedade Reduzido impacto ambiental
Preços e tarifas adequados Qualidade do serviço Amplo acesso aos serviços Assegurar a estabilidade do suprimento Estimular o investimento em infra-estrutura Impacto sobre o investimento
Impacto sobre preços e tarifas
Impacto sobre o consumo
Entender o estágio atual do setor é importante para definir o modelo regulatório.
Maior importância quando há:
Falta de infra-estrutura
Incerteza quanto ao suprimento
Altos riscos envolvidos
Competição
Cooperação
Maior importância quando há:
Infra-estrutura madura Estabilidade de suprimento
Garantia de suprimento e acesso aos mercados
Necessidade de grandes investimentos, requerendo estímulos para seu
desenvolvimento Eficiência
Preços e tarifas adequados ao mercado
A escolha dos objetivos deve ser adequada ao estágio de
desenvolvimento do setor de gás no Brasil.
Grau de maturidade do setor
Uruguai Peru Brasil Chile Bolívia
Alema-nha Colôm-biaFrança
Espa-nha Argen- Austrá-lia Itália EUA tina
Reino Unido
Emergentes
Em transição
Maduros
8 8 7 7 6 6 5 5 4 3 3 2 2 2
Índice calculado com base na: (i) penetração do GN na matriz energética; (ii) extensão e densidade da rede; (iii) grau de diversificação setorial do consumo do GN; e (iv) número de participantes no setor
Fonte: Estudo Profs Edmar Almeida e Helder Queiroz (UFRJ)
O mercado de GN no Brasil ainda se encontra em um estágio emergente.
Índice de Desenvolvimento do Setor
O desenvolvimento da indústria de gás, além dos níveis atuais, vai
requerer elevados investimentos na cadeia produtiva, com longo prazo
de maturação:
em garantia de suprimento (produção e importação)
em infra-estrutura, principalmente em gasodutos
Aos elevados custos fixos, somam-se os riscos de mercado, já que o
gás compete no consumo final com outros combustíveis,
diferentemente da eletricidade.
Em mercados não maduros, devem ser priorizados os objetivos de
expansão da infra-estrutura e estabilidade do suprimento.
Priorização dos objetivos conforme o estágio de desenvolvimento do setor
“Lei do Petróleo” x “Lei do Gás”
•
Lei n
o9478/97
– Disciplina as atividades das indústrias do petróleo e do gás;
– Permite, por meio de livre iniciativa, que qualquer empresa
atue na atividade de transporte;
– Investimentos crescentes, da Petrobras e de outras empresas,
em Exploração e Produção de hidrocarbonetos (óleo e gás).
•
“Lei do Gás”
– Foco principal: atividade de transporte, transferência,
processamento, tratamento, armazenagem, liquefação,
regaseificação, comercialização e distribuição.
Pontos para Reflexão
•
Argumentos em prol do Marco Regulatório
– A Lei do Petróleo não é um instrumento legal adequado e
suficiente para desenvolver a indústria do gás natural ...
– A ausência de um marco legal adequado para o gás natural tem
inibido investimentos, particularmente em transporte ...
•
No entanto:
– Em virtude da incerteza (inclusive a gerada pela discussão do
marco regulatório) não tem havido investimentos em
infra-estrutura de transporte nos últimos anos (exceto Petrobras) ...
– A aprovação do marco, por si só, não garantirá investimentos
(dependerá das condições de riscos x garantias para os
eventuais investidores)
Concorrência
Há concentração e verticalização na atividade de transporte
X
É permitido o livre acesso aos dutos e a livre iniciativa entre os agentes
Tarifas
O serviço de transporte não tem tarifa regulada, podendo gerar benefícios para o
transportador (atividade econômica de risco não tem tarifa, apenas remuneração do serviço
contratado)
X
O setor de distribuição tem margens reguladas e elevadas (serviço público explorado sob
regime de concessão, com baixos riscos para o investidor)
Objetivo X Resultado Final
Liberalização do setor, acesso à infra-estrutura, aumento da concorrência
Subordinação do setor de gás ao setor elétrico
Necessidade de mudanças ?
Objetivos da “Lei do Gás”
•
Pontos Críticos
– Priorizar objetivos que ensejem o desenvolvimento da indústria;
– Definir claramente os pontos de divergência e conflito de
interpretação;
– Estabilidade de regras;
– Respeito aos contratos e ao direito de propriedade (ativos e produto
da lavra);
– Conceituar claramente as atividades da indústria e suas fronteiras:
• Produção, Transferência, Tratamento, Transporte e Distribuição
– Distribuição x Comercialização
– Regime de Outorga: Autorização x Concessão;
– Livre Acesso a Gasodutos e Instalações Industriais;
– Distribuição x Comercialização.
Regime de Outorga
•
Autorização
– Preservação das autorizações existentes em respeito ao direito de
propriedade;
– Estabilidade regulatória por manter para os novos dutos o regime
adotado para os dutos existentes;
– Processo mais ágil e que permite o “empreendedorismo” de agentes
dispostos a assumir riscos;
– Otimiza a integração e gestão de projetos de produção de gás e a construção
de gasodutos, garantindo a colocação tempestiva do produto no
mercado;
– Permite a qualquer agente atuar na atividade de transporte, por livre
iniciativa e em livre associação com outros agentes, de acordo com a
convergência de seus interesses.
Regime de Outorga
•
Concessão
– Atividade de transporte incluída no capítulo da ordem econômica, não
constando do rol dos serviços públicos (art. 21 da CF);
– Por iniciativa do Poder Executivo, em caso de interesse do
desenvolvimento de determinados mercados ou regiões (Ex:
Gasodutos Estruturantes) que a priori não despertariam interesse de
agentes privados:
• Poderiam ser outorgadas concessões para exploração de atividade econômica (com risco do concessionário), e não de serviço público;
• Sem prejuízo de iniciativas concorrentes por parte de agentes privados.
– Riscos para os agentes associados ao regime de concessão :
• poder público
– inexistente não sendo serviço público, e não havendo garantia de equilíbrio econômico-financeiro e revisão tarifária
• para o transportador
– contratos firmados com os carregadores seriam dados como garantia dos financiamentos
– risco de crédito dos caregadores poderá aumentar os custos de financiamento
• para o consumido
– aumento dos custos de financiamento impactará a remuneração cobrada pelo serviço de transporte
• Em que fase do projeto a
receita anual é definida?
•Com que margem de erro,
segundo metodologia PMI?
Solicitação de capacidade de transporte
Assinatura de termo de compromisso de capacidade com ANP
Elabora
Elaboraçção dos ão dos Projetos pelos Projetos pelos Transportadores Transportadores
Definição do custo de transporte Vencedor do processo: Menor
receita anual Processo de Licitação
• Carregador assina contrato
irrevogável e irretratável com ANP (§ 2º e 3º do art.5), sem conhecer o custo do serviço de transporte.
• Pouca concorrência
pode levar a custos de transporte elevados
Carregador já assinou contrato de capacidade: Deve aceitar custo de transporte da proposta vencedora
• Carregadores assinaram
“cheque em branco” no início do processo
Contratação de Capacidade (Substitutivo)
Publicação de Edital contendo o projeto, tarifas, critérios de alocação, TCG,
contratos e demais condições
Re-negociação com
Carregadores
Chamado para recebimento de MI
Recebimento de MI
Elabora
Elaboraçção do Projetoão do Projeto
Qualificação de PI (com divulgação) Recebimento e Abertura de PI 15 Dias O projeto atende aos requisitos ? 5 Dias 30 Dias Oferta de Capacidade 30/45 Dias 15 Dias
Inicio do processo com Manifestações de Interesse (MI)
SIM
Propostas irrevogáveis (PI) dos Carregadores NÃO 5 Dias 30 Dias ∑ volumes Pi diferente do volume do Projeto
Notificação do resultado aos Interessados
Assinatura de Contratos Divulgação Publica do Resultado 15 Dias
5 Dias
Obs: Prazos estimados
6 Dias
Processo iterativo, moroso e, eventualmente, um caminho circular.
• Em que fase do projeto a receita anual é definida? •Com que margem de erro, segundo metodologia PMI?
Acesso de Terceiros
•
Gasodutos
– Período de exclusividade de 15 anos, a partir da operação comercial,
para todos os gasodutos de transporte, a exemplo do que vem
ocorrendo em outros mercados;
– O livre acesso, adotado em mercados de vários graus de
desenvolvimento inibiu novos investimentos em gasodutos e terminais
de regaseificação;
– Livre acesso negociado;
– Não aplicável aos gasodutos de transferência e produção.
•
Instalações industriais – Exceção ao Livre Acesso
– Não constituem monopólios naturais , não sendo aplicável o livre
acesso:
• UPGNs
• Unidades de Tratamento • Unidades de Liquefação
• Terminais / Unidades de Regás
• Instalações subterrâneas de armazenagem, não naturais, criadas artificialmente
Acesso de Terceiros
•
Alguns Exemplos
– O Gasoduto Balgzand Bacton Line (BBL), em operação desde 2006, obteve exclusividade de 15 anos das autoridades inglesas e holandesas, bem como da Comissão Européia.
http://www.bblcompany.com/en/regulatory_aspects.html
– A FERC (Federal Energy Regulatory Commission) removeu a cláusula de Livre Acesso aos terminais de regaseificação de GNL nos EUA, considerando tais instalações como parte integrante da cadeia de suprimento e não da cadeia de transporte (Hackberry Decision)
– A OFGEM (Office of Gas and Energy Markets) concedeu exclusividade para os terminais de regaseificação Dragon LNG e South Hook LNG.
http://epr.ofgem.gov.uk/document_fetch.php?documentid=6392 http://epr.ofgem.gov.uk/document_fetch.php?documentid=1802
– Em maio de 2006, o Conselho Ministerial de Energia (Austrália) estabeleceu prazo de exclusividade de 15 anos para novos gasodutos.
Distribuição e Comercialização
•
Respeitando o monopólio conferido aos Estados pelo art 25 da CF, há
oportunidade de esclarecer, nesta lei, o escopo dos “serviços locais de gás
canalizado” ;
•
Compatibilizar a definição de distribuição de gás canalizado constate da
Lei 9.478 com a CF
– “Distribuição de Gás Canalizado: serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos
Estados, diretamente ou mediante concessão, nos termos do §2o do art. 25 da Constituição Federal.”
•
Comercialização não é serviço e não estava incluída no monopólio dos
Estados;
•
Resguardar o direito de propriedade do produto da lavra (Art 176 da CF);
•
Não constitui comercialização a utilização do gás pelo seu proprietário, em
quaisquer de suas instalações;
•
As legislações de vários Estados já prevêem a separação da
comercialização do serviço de distribuição, dentro do correto
entendimento de que a exclusividade é apenas para o serviço;
•
Figura do usuário livre, prevista nos contratos de concessão de SP, RJ e
MT.
Concessão de exploração de atividade econômica Autorização Concessão de Serviço Público de Distribuição (Estadual) Regime de Exploração Livre Acesso Não aplicável • Não aplicável • Integrante da Concessão • Declaração de Comercialidade • Autorização (interesse do particular) • Concessão de exploração de atividade econômica (interesse público) • Negociado • Período de exclusivi-dade 15 anos • Aplicável, respei-tando os contra-tos existentes • Tarifa regulada Serviço Público
Área/ Cadeia de Gás Natural Parcela Petrobras 2007-11 Parcela Parceiros 2007-11 Total Mercado Brasileiro 17,6 4,5 22,1 E&P 11,0 3,9 14,9 Abastecimento 0,0 0,0 0,0 Gás e Energia 6,6 0,5 7,1 Internacional 0,0 0,1 0,1 Outros Mercados 0,3 0,0 0,3 Total Gás Natural 17,9 4,5 22,4
Os investimentos totais (Petrobras e Parceiros) relacionados à Cadeia do
Gás Natural no mercado brasileiro somam US$ 22,1 bilhões no período
2007-2011.
US$ bilhões
Investimentos na Cadeia de Gás & Energia
Incentivo aos Investimentos
70
70,6
65,2
49,4
34,1
27,5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Albacora Leste (P-50) 2006 Golfinho Mód 1 2006 Jubarte (P-34) 2006 Manati 2006 Piranema 2006 Urucu Início da venda do gás 2007 Golfinho Mód 2 2007 Roncador (P-54) 2007 Peroá-Cangoa Fase 2 2007 Roncador (P-52) 2007 Cavalo Marinho 2010 Marlim Leste (P-53) 2009 Mexilhão 2009 Marlim Sul Mód 2 (P-51) 2008 Frade 2009 Roncador (P-55) 2011 Jubarte Fase 2 (P-57) 2010 SPS25 2009 Albacora Complementar 2007 G N a s s o c ia d o G N N ã o a s s o c ia d o Peroá-Cangoa Fase 1 2006 Espadarte Mód. 2 2007 ESS164 2008 Canapu 2008 ESS130 2008 Tambaú/Uruguá 2010 RJS633 2010 Parque das Conchas 2011Milhões m
3/dia
Gasodutos existentes Gasodutos em construção Manaus Belém Natal Recife Salvador Rio de Janeiro São Paulo Porto Alegre Cacimbas – Catu Cabiúnas – Vitória Caraguatatuba – Taubaté Brasília
Catu – Carmópolis – Pilar
Campinas – Rio
Gasduc III e Japeri-Reduc
Gaspal II / Gasan II Vitória -Cacimbas Coari-Manaus Gasbel II
Malha de Gasodutos
Em 2002: 5.300 km Até 2010: 8.500 kmIncentivo aos Investimentos
Comentários Finais
• O novo marco regulatório deve levar em conta as especificidades da economia, da estrutura de mercado e da IGN brasileiras, além de seu atual grau de
desenvolvimento;
• Países que hoje possuem uma IGN madura, quando estavam em estágio de
desenvolvimento semelhante ao atual estágio brasileiro apresentavam modelos
institucionais e estruturas de mercado muito mais próximos aos que hoje vigoram no Brasil;
• Dado o estágio atual da IGN no Brasil, para que se atinja seu pleno desenvolvimento, ao invés de competição ou concorrência, a legislação deveria incentivar a cooperação entre os agentes, que fariam os investimentos em infra-estrutura de transporte
através da livre iniciativa e livre associação;
• A regulação pode ter um papel crítico no desenvolvimento do setor, e a nova “Lei do Gás” deve, de forma simples e objetiva, focar os pontos críticos para o funcionamento do mercado;
• A outorga de concessões para a construção de novos dutos poderá implicar em conflitos de cronograma, comprometendo o atendimento do mercado, além da eventual elevação da remuneração a ser paga pelos carregadores pelo serviço de transporte;
• O segmento industrial sempre foi a base da IGN no Brasil e tal condição não deveria ser alterada pelo novo marco regulatório.
