Elementos para implantação de sistemas de Entrada e Saída: algumas lições dos mercados europeus

INTRODUÇÃO

A estrutura do setor de gás natural brasileiro vem se alterando profundamente. As reformas setoriais atuais têm alterado diversos marcos legais e regulatórios, ao nível federal e nas regulações estaduais. As ações do programa Novo Mercado de Gás e o processo de desinvestimento de ativos de gás da Petrobras (atendendo ao Termo de Compromisso e Cessação [TCC] com o CADE) são parte importante dessa história (Costamilan & Botelho, 2020).

Dentre as mudanças mais profundas desse processo de reformas, está a construção de um mercado competitivo para o gás natural, em contraposição a situação anterior de organização verticalizada liderada pela Petrobras.

A estratégia de desenho de mercado é da adoção de um modelo de Entrada e Saída (E/S), pressupondo mudança radical na forma de se contratar não apenas capacidade de transporte de gás natural, mas também a própria molécula de gás. Trata-se de um sistema de alocação de capacidade de transporte onde os usuários da rede que queiram injetar/retirar gás da rede reservam a capacidade necessária seja no ponto de sua entrada (injeção) ou de saída (retirada). Ao adquirirem capacidade, os usuários da rede terão o direito de comprar/vender a molécula no ‘mercado de gás’ em qualquer ponto da rede, independentemente de sua origem ou destino. Ou seja, o gás não seguiria um caminho contratual predefinido (modelo ponto-a-ponto).

Este novo modelo pressupõe mudanças importantes não apenas na forma de operar o sistema, mas também na forma de comercialização do gás natural. Neste contexto, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) abriu uma consulta prévia (nº 1/2020) com o objetivo de obter comentários sobre os conceitos e estruturas em sua competência desse novo mercado de gás, tratando dos temas comercialização, carregamento e balanceamento. Esta consulta teve prazo estendido para início de 2021 dada a relevância do debate e necessidade de aprofundamento do tema com agentes do setor.

Este artigo tem como objetivo levantar alguns elementos desse desenho de mercado, incluindo a análise da literatura que trata sobre transformações quanto a contratação de gás natural e da experiência europeia na implantação de sistemas de E/S (principal inspiração para adoção dessa estratégia no Brasil).

Tipos de contratos

Em 2013, a Comissão Europeia contratou uma série de estudos para avaliar o andamento da abertura de mercado e implantação de sistemas de E/S em seus Estados-Membros. Em um deles, avaliou os benefícios e riscos de um aumento nos contratos de curto prazo e mais flexíveis em toda a cadeia de valor no mercado europeu de gás natural, destacando quais seriam os impactos do aumento desses contratos na segurança do abastecimento e na concorrência (DNV KEMA, 2013a). Os contratos de longo prazo de gás existentes no mercado atacadista europeu não eram apenas caracterizados pela rigidez quanto a sua duração, mas também por seus termos (por exemplo, preços indexados ao petróleo cru e derivados) e o nível de flexibilidade em volume. De forma ilustrativa, a discussão centrou-se em duas situações distintas de contratos:

1. Contratos com preços fixos ou indexados ao petróleo, com altos níveis de take-or-pay [1] e duração longa.
2. Contratos com preços de mercado definidos no ponto de negociação (hub) ou indexados ao gás, níveis baixos ou nenhum take-or-pay e duração curta.

A partir da predominância de contratos longos surgiu a tendência geral de aumento do uso de contratos mais flexíveis e de curto prazo. Para mercados ditos “maduros” essa tendência se tornou mais acentuada, dada uma menor necessidade de novos investimentos de infraestrutura (que teriam sua viabilidade facilitada por contratos longos) e demanda com maior escala e previsibilidade (reduzindo os requisitos para o uso de contratos rígidos). 

A principal intuição é de que com mais contratos curtos haveria um impacto positivo na liquidez e concorrência, abrindo espaço para negociações secundárias de volumes, mecanismos de hedge e outros instrumentos financeiros.

Os contratos usados em mercados organizados de gás tendem a ter padronizações (termos e condições) independentemente do período de entrega, quantidade e preço, o que facilita sua negociação e por conseguinte a liquidez do mercado. Estes podem ser negociados bilateralmente ou mesmo de forma anônima (bolsas). Associada a padronização de contratos, a característica de fungibilidade[2] do produto gás natural permite a operação física do que é negociado nos mercados. Assim, o gás natural passa a ser uma commodity, possibilitando transações de compra e venda do mesmo até o momento de sua realização física.

A adoção de contratos de curto prazo facilitaria o modelo de E/S no mercado de gás natural. A adoção desse modelo pressupõe a criação de dois mercados distintos: o de capacidade de transporte e o de molécula. Na medida em que a gestão do fluxo físico se dissocia dos próprios contratos de capacidade (de entrada ou saída) e de molécula (negociadas em ponto de negociação virtual), o balanceamento final do sistema se torna um problema crítico. Ao existirem formas de os agentes negociarem volumes que zerem suas posições de compra e venda até o momento de entrega, são minimizadas eventuais penalidades e necessidades de intervenção do operador no sistema, sendo ele o responsável final pela integridade e balanceamento da operação.

O desenvolvimento de mercados e hubs

Existem variantes quanto ao que seria um ponto de negociação (hub). Se um hub é uma localização geográfica real (terminal, planta de processamento, estação de compressão, etc.) ou uma localização virtual (comumente referenciada a rede de gás de um país/região, sendo esta conhecida como ‘área de mercado’). As áreas de mercado são locais não apenas para a negociação do gás natural, mas também servem de referências para equilibrar os volumes físicos de gás e precificar volumes.

Heather (2015) descreve, no que chama de o “caminho para a maturidade”, as diversas etapas do desenvolvimento de hubs nos Estados Unidos e na Europa. O autor destaca que trilhar este caminho de forma sistemática requer o compromisso de governos, fornecedores e operadores do sistema tendo atenção especial ao processo de transição. Destaca também que as condições iniciais de fornecimento (existência de produção local e/ou diversidade de fontes de suprimento) também influenciam na velocidade e maturação em que tais etapas se estabelecem. De acordo com o autor, o primeiro pré-requisito para o desenvolvimento de um mercado atacadista liberalizado e, ao final, um hub bem sucedido é permitir que os setores de consumo (industrial, comercial e residencial) sejam livres. A partir da perspectiva de uma maior exigência por preços competitivos por parte dos usuários finais, a concorrência seria estimulada entre os fornecedores de gás.

Figura 1 – “Caminho para Maturidade” para o Desenvolvimento de Hubs

Fonte: Tradução de Heather (2015).

O início do desenvolvimento do hub se daria no acesso a terceiros a rede e infraestruturas essenciais, que frequentemente exige mudanças de legislação, induzindo os operadores existentes a oferecer capacidade a outros agentes, de forma a dinamizar o mercado com a entrada no mercado. Ao se estabelecerem as formas de acesso (negociada ou regulada), torna-se possível uma maior diversidade em negociações bilaterais dos contratos de molécula entre os agentes existentes e novos (e.g. comercializadores), estimulando o segmento da comercialização. Com uma maior diversidade de operações contratuais, surgem desafios físicos que requerem regras claras de balanceamento para a mitigação de riscos operacionais do sistema.

Na medida em que as operações de comercialização se tornam recorrentes e mecanismos de transparência quanto a transações são adotados (e.g. divulgação de preços), criam-se as bases para a formação de preços naquele mercado (e.g. contratos referenciados ao gás). A transparência e concorrência teriam efeitos benéficos para participantes novos (inclusive pequenos) por seu impacto em atenuar o poder de barganha comercial. Associado a transparência, liquidez e formação de preços, está a possibilidade do desenvolvimento de produtos subjacentes (contratos futuros) e participação de agentes financeiros (não-físicos) com foco apenas nas transações e não propriamente no gás natural.

À medida que um número crescente de participantes passa a negociar no mercado, gradualmente, desenvolve-se uma curva a termo de preços, utilizada para fins de gerenciamento de riscos. O estágio final de maturidade seria quando o hub apresenta liquidez suficiente para a adoção de produtos-padrão (como do dia seguinte ou o mês seguinte) e índices para definir o preço das transações físicas. A principal razão para se negociar contratos mais curtos (à vista e spot) é otimizar fisicamente ou equilibrar uma carteira na sua entrega física ou antes dela. A curva a termo é geralmente usada para otimizar financeiramente uma carteira de negociação para fins de hedge ou motivos especulativos.

Em resumo, podemos distinguir três formas de se contratar gás natural, seja por negociação direta, por mercados organizados tipo balcão e bolsas.

Tabela 1 – Tipos de contratação de gás natural e suas características

Melhores práticas e desafios dos sistemas europeus de E/S e hubs

De acordo com outro relatório da Comissão Europeia (DNV KEMA, 2013b), um sistema de E/S “completo” teria as seguintes características[3]:

• Capacidades de entrada e saída no transporte: os usuários da rede podem contratar capacidade de entrada e saída de forma separada.
• Livre alocação de capacidades: As capacidades de entrada e saída são geralmente alocáveis ​​livremente. Isso significa que o gás trazido para o sistema em qualquer ponto de entrada pode ser disponibilizado para retirada em qualquer ponto de saída dentro do sistema de forma totalmente independente. Cada ponto de saída pode ser fornecido a partir de qualquer ponto de entrada sem quaisquer restrições.
• Ponto virtual de negociação: Um sistema ‘completo’ de E/S precisa ser equipado com o chamado ponto virtual de negociação (PVN) ou de comercialização onde o gás pode ser negociado independentemente de sua localização. Este ponto virtual oferece aos usuários a possibilidade de transferir bilateralmente a titularidade do gás e/ou trocar desequilíbrios entre os usuários da rede.
• Nível de distribuição incluído: Em um sistema ‘completo’ de E/S, o nível de distribuição é incluído no sentido de que os operadores de rede de transporte e distribuição cuidam das questões relacionadas à capacidade e conexão em seus pontos de interconexão (city gate). Os usuários da rede reservam apenas a capacidade de saída no nível da rede em que ocorre a saída final. Desequilíbrios entre injeções e retiradas (levando em consideração as transações no PVN) são agregados em todos os pontos de entrada e saída no portfólio de um usuário da rede, independentemente do nível da rede.

Este mesmo relatório identificou fatores essenciais ao analisar as estruturas dos sistemas de E/S em toda a União Europeia. Fatores que se referem a facilitar o acesso à rede, o comércio atacadista e a promoção da concorrência.

Tabela 2 – Fatores essenciais das estruturas de E/S na Europa

Fonte: DNV KEMA (2013b).

Uma série de opções são apontadas como melhores práticas para facilitar o acesso à rede e a negociação em um sistema de E/S. Estão relacionadas a licenças/contratação, produtos de capacidade e preços, bem como acordos de balanceamento, como seguem:

• Requisitos harmonizados para licenças nacionais e reconhecimento de licenças emitidas por outros países para fornecer acesso ao sistema,
• Redução de pré-condições de acesso à rede para além daquelas necessárias para proteger o operador do transporte e os usuários da rede de riscos criados por diferentes tipos de usuários,
• Nenhuma taxa (ou muito limitada) para acesso e uso do ponto virtual,
• Balanceamento baseado no mercado,
• Agrupamento de capacidades transfronteiriças,
• Estabelecimento de locais de mercado organizados (por exemplo, troca de gás) conectados ao ponto virtual,
• Integração de redes de transporte e/ou áreas de mercado em um sistema maior de entrada-saída nos casos em que seja tecnicamente viável.

Pelo lado dos desafios e barreiras de um sistema de E/S definido como “completo”, estariam justamente as particularidades de cada Estado-Membro, como por exemplo regulação local, infraestrutura existente e contratos em vigor (contratos legados).

Na medida em que a estratégia da União Europeia sempre foi a da construção de um mercado interno e integrado, muitas das diferenças entre os sistemas em implantação seriam potencialmente fontes de barreiras para a futura convergência e integração. Em 2013, ainda se observavam problemas críticos e algumas potenciais barreiras (DNV KEMA, 2013b), como: ausência de pontos virtuais de negociação; falta de produtos de capacidade de curto prazo entre fronteiras; requisitos indevidos para acesso à rede; tratamento diferenciado para certos usuários nos arranjos de balanceamento; limitações à livre alocação de capacidade; balanceamento separado no nível de distribuição; diferenciação tarifária de consumidores; requisitos rígidos de equilíbrio de nomeações; desincentivos ao uso do ponto virtual devido a tarifas.

Naquele momento, dos 25 Estados Membros, oito não haviam implementado pontos de negociação e nove apresentavam algum tipo de restrição de capacidade com impactos significativos. Na maioria dos casos, o operador do transporte também era o operador do PVN[4].

A existência de um PVN não garante, por si só, o desenvolvimento de um mercado atacadista líquido. A Figura 2 apresenta o atual estado das áreas de mercado e hubs na Europa e seu nível de desenvolvimento. No final de uma década de comércio crescente de gás natural na Europa, há ainda bastante heterogeneidade entre as diferentes áreas. Novos hubs começaram a comercializar com volumes ainda relativamente muito pequenos (indicados como ‘inativos’ no mapa). Quanto mais participantes houver, mais liquidez haverá em um mercado (‘ativos’), especialmente importante para tratar as questões de gerenciamento de risco.

Figura 2 – Mapa das áreas de mercado e hubs europeus e suas características em 2019

Fonte: Heather (2020).

Como descrito anteriormente, a contratação de gás natural pode se dar por diversas formas. O PVN não apenas oferece um meio de registrar transações bilaterais entre diferentes carregadores, mas também permite que outras plataformas atendam às necessidades dos participantes do mercado, como no caso de negociação em bolsas (exchanges). As bolsas não são parte da sistemática de E/S, mas ampliam o leque de possibilidades de negociação. A depender do desenvolvimento do mercado e de sua liquidez, o surgimento de bolsas passa a ser um processo natural. As transações estabelecidas em bolsa devem ser notificadas ao operador do PVN. Assim, a bolsa faz as nomeações no PVN em nome das partes interessadas.

Com relação ao balanceamento do sistema, em alguns casos optou-se pelo estabelecimento de plataformas específicas para tratar essa questão (como descrito anteriormente, bastante complexa em um sistema de E/S). Nos casos em que o mercado ainda não se encontrava aberto, uma plataforma de balanceamento (com entrega de gás de balanceamento preferencialmente no PVN) poderia ser uma vantagem se comparada a opção por contratos bilaterais sigilosos do operador de transporte com fornecedores de gás de balanceamento. No entanto, para o balanceamento, às vezes são necessários produtos específicos que podem não estar disponíveis no mercado. Uma plataforma de balanceamento é benéfica quando a liquidez no mercado atacadista ainda for insuficiente para atender as necessidades.

CONCLUSÕES

Este artigo trouxe uma coleção de elementos da literatura sobre reformas de mercado do gás natural, evolução dos contratos e implantação de sistemas de Entrada e Saída (E/S), em particular na Europa. Destacaram-se as etapas que a literatura indica como meios para a maturidade de um mercado liberalizado de gás natural e para o desenvolvimento de hubs. Dentre elas está a garantia de acesso à rede e infraestruturas de forma não discriminatória, além da criação e o fortalecimento de ambiente de comercialização competitivo. Além disso, foram apontadas as melhores práticas e barreiras na experiência europeia quando da implementação de um sistema dito “completo” de Entrada e Saída (E/S). A constituição de um ponto virtual de negociação (PVN) revelou-se como uma das peças-chave para permitir a criação de liquidez de mercado necessária para o pleno funcionamento do sistema de E/S.

Muitos dos elementos descritos estão presentes justamente nas discussões atuais das reformas do mercado de gás natural brasileiro. A Figura 3 apresenta uma visão simplificada que resume um sistema de E/S e a perspectiva de comercialização em ponto virtual no Brasil.

Figura 3 – Esquema do Mercado de Gás Natural e do Ponto de Negociação Virtual no Brasil

Nota: ‘E’ pontos de entrada e ‘S’ pontos de saída.

Fonte: ANP (2017) baseado em DNV KEMA (2013b).

Um dos principais motivadores para a reformulação da organização operacional e comercial do mercado brasileiro é o objetivo de incentivar uma maior participação dos agentes (produtores, consumidores, comercializadores) em um processo amplo de desverticalização dos segmentos da cadeia de valor (transporte, distribuição) e promoção da concorrência (comercialização). Devido a simplificação trazida pelo modelo de E/S no que se refere a rede, a constituição de um ponto virtual de negociação (PVN) traz como vantagem principal concentrar as transações gerando maior liquidez de mercado.

Como descrito, as reformas europeias se desdobram a mais de uma década, apresentando diversidade de maturidade e das opções tomadas ao longo dessa trajetória. O objetivo de construir um mercado interno competitivo segue sendo a orientação na região.

Para além da alocação de capacidade e ambientes de comercialização, diversas são as questões associadas quando da implementação desse novo desenho de mercado de gás natural. Para citar algumas importantes para o caso brasileiro: (i) uma efetiva desverticalização dos segmentos de rede sem comprometer a operação e promoção da concorrência; (ii) aspectos tributários (e.g. ICMS); (iii) devido tratamento aos contratos legados; (iv) fontes e mecanismos para adquirir flexibilidade; (v) elaboração de códigos de rede; (vi) metodologia para expansão de capacidade; e (vii) definição de etapas para fusões de área e convergência em área única.

Os detalhes de como essas questões serão tratadas no país estão sendo discutidos em diversas instâncias (ANP, agências estaduais, estados e União). Resta seguir acompanhando e contribuindo para a discussão, tendo em conta que o desafio é complexo, mas os objetivos estão dados.

Notas

[1] O take-or-pay é uma regra contratual que o contratante ou recebe o produto do fornecedor ou paga ao fornecedor, ou seja, haverá sempre algum pagamento pelo fornecimento mesmo que não se exigida a entrega física do produto pelo contratante.

[2] A fungibilidade é um atributo que permite aos bens móveis poder ser substituídos por outros da mesma espécie, qualidade e quantidade.

[3] O Regulamento (CE) n.º 715/2009 especificava as características fundamentais de um sistema de entrada-saída. No entanto, os sistemas implementados nos Estados-Membros diferiam entre si.

[4] As exceções eram Áustria, Bélgica, República Tcheca e Alemanha, onde operadores de mercado dedicados ou entidades semelhantes cuidavam da interface e comunicação com o PVN (DNV KEMA, 2013b).

Referências

ANP (2017) Considerações sobre alguns Aspectos do Desenvolvimento a Indústria do Gás Natural. Contribuições para o aprimoramento do Marco Regulatório da Indústria do Gás Natural. Nota Técnica nº 004/2017-SCM. 2017

COSTAMILAN, L.; BOTELHO, F. (2020) Novo mercado de gás natural: perspectivas para um mercado mais competitivo. Capítulo 9. In: CEBRI. Energia : reflexões e perspectivas. Núcleo de Energia do CEBRI. Catavento : BMA. Rio de Janeiro. Junho, 2020

DNV KEMA (2013a) Study on LT-ST Markets in Gas. Project for the European Commission – DG ENER TREN/R1/350-2008. In collaboration with COWI Belgium. August, 2013a

DNV KEMA (2013b) Study on Entry-Exit Regimes in Gas Part A: Implementation of Entry-Exit Systems. Project for the European Commission – DG ENER TREN/R1/350-2008. In collaboration with COWI Belgium. December 2013b

HALLACK, M. (2016) Os tempos e os desafios das escolhas atuais da indústria de gás natural no Brasil. Blog Infopetro. Setembro 2016.

HEATHER, P. (2015) The evolution of European traded gas hubs. OIES PAPER: NG 104. Dezembro, 2015

HEATHER, P. (2020) European Traded Gas Hubs: the supremacy of TTF. Oxford Energy Comment. OIES. Maio, 2020.

Sugestão de citação: Tavares, F. B. (2020). Elementos para implantação de sistemas de Entrada e Saída: algumas lições dos mercados europeus. Ensaio Energético, 30 de novembro, 2020.

Felipe Botelho Tavares

Autor do Ensaio Energético. Economista e doutor em Economia pela UFRJ, mestre em Economia e Gestão de Indústrias de Rede pela Universidade de Comillas (Espanha) e Paris Sul XI (França) e Fulbright scholar na Universidade de Columbia (Estados Unidos).