Como o boom do mercado livre reflete na revisão das tarifas de gás em São Paulo

As indústrias de São Paulo passarão por uma profunda e acelerada migração para o mercado livre de gás natural nos próximos anos, na visão da Comgás.

A distribuidora paulista projeta que, já em 2026, a maior parte (60%) do volume de gás movimentado na rede pelo mercado não termelétrico estará no ambiente livre – que deu seus primeiros passos há menos de um ano.

Até 2029, a estimativa é que esse patamar suba para 68% e que o mercado livre na área de concessão da empresa chegue a quase 300 clientes e volumes de 8,1 milhões de m³/dia.

Mas como essa nova dinâmica de mercado se reflete na 5ª Revisão Tarifária da Comgás? (a primeira desde que o mercado livre , de fato, destravou).

A companhia apresentou à Arsesp um plano de investimentos de R$ 12,9 bilhões até 2029 (na íntegra) – dos quais a agência reguladora estadual aprovou R$ 10 bilhões.

O plano prevê:

• a conexão de 625 mil clientes até 2029 (+25% ante 2024);
• a construção de 3,6 mil km de rede (+16%);
• entrada de seis novos municípios;
• conectar 10 plantas de biometano;
• consolidação de cinco grandes corredores a gás no estado: Fernão Dias/Dom Pedro; Ayrton Senna; Régis Bittencourt; Litoral; e Anhanguera/Bandeirantes;
• e redução de 1,5% na margem média máxima, para R$ 0,9473 por m³;

A seguir, a gas week apresenta uma primeira leitura do plano, em consulta pública até 21 de junho, e como ele dialoga com a abertura do mercado.

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Comgás quer ser elo do mercado livre

Uma das propostas do plano de negócios da Comgás, para o quinquênio 2025-2029, é ser “um elo fundamental na transição para um mercado livre de gás”.

A distribuidora cita que um dos pilares do planejamento, nesse sentido, será a ampliação de acesso à rede para clientes livres, com interconexões.

Ao todo, a empresa prevê conectar cerca de 500 novas indústrias à rede até 2029, ampliando, assim, o universo de potenciais clientes livres no futuro.

A Comgás também planeja investir, como previsto na renovação da concessão em 2021, em novos gasodutos para interconectar as redes da companhia com as das demais concessionárias de gás do estado (Necta e Naturgy).

Os projetos inicialmente mapeados são:

• Porto Ferreira-Araras (interligação com a Necta)
• Campinas-Salto (interligação com a Naturgy)

São investimentos de R$ 543 milhões que permitirão a troca operacional (swap) do gás, por meio do fluxo físico da molécula e não somente pelo fluxo comercial, entre as diferentes áreas de concessão no estado.

Na prática, isso amplia e simplifica o acesso das indústrias paulistas ao gás importado pela Edge (do mesmo grupo Compass) pelo Terminal de Regaseificação de São Paulo (TRSP) – e que chega aos consumidores pela malha da Comgás, pelo gasoduto Subida da Serra, alvo do imbróglio com a ANP no Supremo Tribunal Federal (STF).

Também amplia o acesso das indústrias ao biometano, cujo potencial está espalhado pelas diferentes áreas de concessão de São Paulo.

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Uma distribuidora também de biometano

A Comgás, aliás, propôs ao regulador conectar, até 2029, dez plantas de biometano à rede – o que significaria a injeção de cerca de 360 mil m³/dia na malha de gasodutos da companhia.

O programa de investimentos em biometano, de R$ 385 milhões, porém, não foi integralmente reconhecido pela Arsesp neste primeiro momento – segundo o regulador, devido à falta de estudos de viabilidade econômico-financeira.

O único investimento que será considerado de imediato no cálculo das tarifas será o projeto de conexão da planta de biometano do aterro de Paulínia Verde, já aprovado no ano passado. O empreendimento faz parte da carteira da Edge.

Pela regulação estadual, contudo, a Comgás pode apresentar os projetos e tê-los apreciados ao longo do ciclo tarifário.

A Comgás também já possui, hoje, uma conexão já operacional: a da Usina Costa Pinto. da Raízen – também da Cosan.

A ver também como isso tudo vai dialogar com a nova regulamentação dos critérios de classificação de gasodutos de transporte pela ANP – que pode, ao cabo, restringir o universo de projetos de conexão das distribuidoras estaduais.

Mercado livre amplia complexidades, diz Comgás

Em São Paulo, os usuários livres têm um desconto – na revisão tarifária em curso, a proposta foi de 3,6% em relação à margem do mercado cativo.

Os consumidores livres pagam a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (Tusd), assim como os clientes cativos, mas não o chamado encargo de comercialização – que reflete os custos da concessionária com aquisição de gás, administração e atendimento da carteira de usuários cativos.

O racional é que o consumidor livre tem seus próprios custos com a comercialização de gás (como as equipes de trading e os riscos envolvidos com penalidades, por exemplo) e não deveria pagar em duplicidade por isso.

A Comgás, no entanto, defende que o mercado livre impõe novas complexidades (e custos) à operação do sistema de distribuição – que, até 2023, recebia gás de apenas um supridor (a Petrobras) e que, agora, já convive com diferentes fontes de gás; contratos de curto prazo; e clientes parcialmente livres, com volumes mais voláteis.

A distribuidora cita que toda essa gestão impõe custos adicionais – alega que eles são reconhecidos em algumas regulações estaduais na formação das tarifas para o mercado livre (como Ceará, Paraná e Pernambuco).

Uma das novidades na 5ª Revisão Tarifária, dessa vez, foi o pedido de reconhecimento, de “custos extraordinários” – o que inclui despesas com o sensoriamento do mercado livre e city gates (os pontos de entrega).

São custos relacionados à modernização e monitoramento em tempo real da rede. A companhia justifica, na proposta, que essa infraestrutura “é essencial para garantir um fornecimento confiável e eficiente, alinhado às exigências regulatórias e para o correto funcionamento do mercado livre de gás”.

Essas despesas, da ordem de R$ 80 milhões até 2029, serão socializadas – ou seja, estão incluídas tanto nas tarifas de usuários livres e como dos cativos.

Custos de conexão serão aceitos parcialmente

Uma outra mudança na composição das tarifas da Comgás, na revisão deste ano, está relacionada aos custos de conexão de clientes – aquelas despesas para além do medidor, na instalação interna e conversão de equipamentos para uso do gás.

Faz parte da estratégia comercial da companhia (contestada por clientes industriais) fazer esse investimento (ou parte dele) para estimular a captação de clientes residenciais.

A Comgás pede o reconhecimento, nas tarifas, de despesas de R$ 774 milhões relacionadas a essa estratégia comercial.

Pela regulação paulista, os ativos que compõem a base de remuneração regulatória são aqueles construídos e geridos pela concessionária até o medidor do cliente, mas a Arsesp reconheceu, na última revisão tarifária, parte desses custos (deixou de fora, por exemplo, as conexões de clientes industriais). 

E na 5ª Revisão Tarifária, deste ano, o regulador decidiu acatar parte deles: R$ 630 milhões. Não reconheceu despesas com conexão de prédios novos e piscinas, mas acatou despesas com conexão de clientes de GNV e pequenos comércios, por exemplo.

A ampliação da rede de gás no segmento residencial é um dos pilares do plano de negócios da Comgás.

• a companhia prevê conectar mais de 600 mil novos domicílios até 2029 – o que representa um crescimento de 25% sobre a base de 2024.

A expectativa da Comgás é que o mercado residencial passará a representar 8,3% do volume distribuído pela companhia no mercado não termelétrico de São Paulo.

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GÁS NA SEMANA

Bahia Oil & Gas Energy. O estúdio eixos conversou esta semana, durante a BOGE, com uma série de convidados do setor. Confira:

• O VP Comercial da PetroReconcavo, João Vitor Moreira, comentou sobre as perspectivas da companhia para o mercado livre e gás spot (veja na íntegra);
• O diretor de Novos Negócios da Brava Energia, Pedro Medeiros, conversou sobre os planos do consórcio de Manati de abrir a infraestrutura de gás da Bahia para terceiros. (veja na íntegra)
• A diretora de Desenvolvimento de Negócios da TAG, Luisa Franca, apresentou o novo projeto de gasoduto da companhia, o Veredas, no Nordeste. (veja na íntegra)
• A gerente de Marketing de Produto da Iveco, Aline Rovath, comentou sobre as perspectivas de uso do gás em caminhões (veja na íntegra)  
• O diretor-presidente da Bahiagás, Luiz Gavazza, falou sobre a nova plataforma de comercialização de gás spot da distribuidora, dentre outros assuntos (veja na íntegra)
• Entrevistamos também o diretor de Relações Externas da Eneva, Aurélio Amaral, sobre o Leilão de Reserva de Capacidade e o debate sobre como reconhecer os custos de transporte de gás no leilão. (assista na íntegra)
• E o VP de Operações da Acelen, Celso Ferreira, comentou sobre os planos para aumentar a eficiência do consumo de gás da Refinaria de Mataripe, um dos principais clientes livres do país, dentre outros assuntos. (veja na íntegra)

Classificação de gasodutos. A diretoria da ANP aprovou nesta quinta (29/5) a abertura da consulta pública para definição de critérios de classificação de gasodutos de transporte, quando os ativos ficam sob a sua regulação.

Harmonização regulatória do gás. O MME prorrogou por mais 15 dias o prazo da tomada pública de contribuições sobre o asunto.  As sugestões recebidas serão analisadas pela pasta e poderão ser incorporadas à proposta do Pacto Nacional para o Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural.

Biometano. A Gasmig abriu chamada pública para aquisição do gás renovável com foco na distribuição no Triângulo Mineiro. As propostas podem ser enviadas até 30/7. A expectativa é obter propostas de suprimento de biometano produzido na região e viabilizar, assim, as primeiras redes locais.

Gás carbônico verde. O BNDES aprovou R$ 131,1 milhões em financiamentos à Gás Verde, para implantação da primeira planta de recuperação de CO2 associado ao biometano no país, em Seropédica (RJ), e uma usina de produção do biocombustível a partir de biogás de aterro em Igarassu (PE).

Opinião. Térmicas desconectadas são excelente negócio para amortizar novos terminais de GNL ou rentabilizar infraestruturas de by-pass ao sistema de transporte com baixo risco de investimento. Mas esse modelo não faz sentido para otimizar uso dos recursos nacionais e gerar competitividade à indústria no país, escreve a responsável pelos Assuntos Regulatórios da TAG, Cristina Sayão.