O Brasil publicou as bases da primeira licitação destinada à contratação de usinas a gás chamadas pela lei de privatização da Eletrobras.

Analistas locais dizem que as regras estabelecidas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) podem prejudicar a concorrência e dizem que a expansão da rede de dutos do país para atender à demanda adicional exige mais segurança jurídica.

Previsto para setembro, o leilão vai contratar 1 GW na região norte, com entrega prevista para dezembro de 2026, e 1 GW no nordeste, com início de fornecimento um ano depois.

Podem participar apenas empreendimentos novos (greenfield) ou que não tenham entrado em operação comercial na data de publicação do edital.

A licitação dará preferência a projetos com gás produzido na região da Amazônia Legal (que inclui os estados do Acre, Amapá, Amazonas, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima, Tocantins e parte do Maranhão) e no Nordeste com gás natural. produzido nacionalmente.

No caso do Nordeste, o MME definiu duas sub-regiões onde as usinas deveriam ser instaladas: Maranhão (300MW) e Piauí (700MW).

Edmar Almeida, analista do instituto de energia da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, a predefinição de locais restringirá ainda mais a concorrência no leilão.

“É importante que os órgãos de controle indiquem se é viável ter uma concorrência mínima em um cenário em que se determina onde as térmicas devem ser construídas”, disse ele à BNamericas.

A lei de privatização da Eletrobras prevê a contratação compulsória de 8 GW de termelétricas a gás até 2030, principalmente em regiões não atendidas por gasodutos.

Eduardo Faria, diretor de regulação da empresa de gestão e comercialização de ativos Mercurio Partners, destacou que as novas térmicas servirão como âncoras, garantindo a demanda com geração inflexível em 70% do tempo do contrato.

“Conforme estabelecido em lei, o decreto definiu a preferência por projetos com gás nacional e eliminou a possibilidade de utilização do JKM [Japan Korea Marker] na parte de energia inflexível, para proteger o consumidor da volatilidade desse índice”, disse ele à BNamericas.

Rogério Manso, presidente da associação brasileira de transportadores dutoviários ATGás, disse que as empresas estão prontas, dispostas e aptas a investir em novas infraestruturas no país.

“Mas as regras devem ser claras e as autoridades devem fornecer segurança jurídica”, disse ele.

Um dos obstáculos para a abertura do setor de gás natural no Brasil é o conflito entre as leis federais e estaduais sobre a categorização de gasodutos como infraestrutura de transporte ou distribuição.

No primeiro caso, o projeto é regulado pelo regulador nacional ANP e operado por uma empresa de transporte de gás, como TAG ou NTS, pagando uma taxa de transporte; na segunda, está sujeita ao regulador estadual e é operada pela distribuidora local, pagando taxas de distribuição.

Um exemplo é o caso do gasoduto Subida da Serra, no estado de São Paulo, que deve ser classificado como transporte ou distribuição após um período de discussões entre a ANP e o regulador estadual de serviços Arsesp.

Para evitar futuras batalhas judiciais, o governo do estado de Sergipe propôs nesta quarta-feira à ANP a criação de uma tarifa diferenciada para o transporte de gás natural de curta distância, também conhecido como “curta distância”.

A ideia é dividir esse tipo de projeto em dois trechos, um classificado como gasoduto de transporte e outro como gasoduto de distribuição, com taxas de utilização reduzidas para cada trecho, permitindo que a soma das tarifas aplicáveis ​​(transporte e distribuição) manter-se competitivo. .

A proposta contempla exclusivamente o transporte de gás natural injetado na rede a partir de uma unidade de processamento de gás (UPGN) ou terminal de GNL localizado neste estado e destinado ao consumo doméstico.

Sergipe, que deverá se tornar um hub de gás natural nesta década, possui um terminal de regaseificação de GNL associado à usina termelétrica Porto de Sergipe da Celse e uma UPGN (Atalaia).

Celse e TAG assinaram recentemente um acordo para realizar uma conexão de acesso para ligar o terminal de GNL à rede de dutos de transporte, com investimento de 300 milhões de reais.

“Minha impressão é que isso é um aceno para uma negociação ganha-ganha entre o transportador e o distribuidor local”, disse Thiago Luiz Silva, do escritório de advocacia Vieira Rezende, à BNamericas.

Ele acrescentou que acredita que se a proposta for adiante e o governo federal entender que está em consonância com sua política, é possível que se estabeleça um novo padrão de regulação, evitando batalhas legais sobre a legislação estadual de gás.

“Esta pode ser uma solução para a constante tensão entre a legislação federal e os estados, inclusive aqueles que não têm legislação estadual, como Piauí e Maranhão, que têm projetos de gasodutos vinculados a um terminal de GNL”, acrescentou.

Rogério Manso disse que a ATGás pretende apresentar um mecanismo à ANP para a emissão de rádio curto.

“A questão é como criar esse sistema mantendo a razoabilidade entre as tarifas para quem está próximo e dentro da rede em geral”, frisou.

Um porta-voz da associação de distribuidores de gás dutoviário Abegás disse à BNamericas que está aguardando a opinião da ANP sobre o assunto antes de fazer uma avaliação completa.