PIPELINE. Preço do gás natural da Petrobras deve ficar 13% mais caro a partir de maio e pode subir ainda mais em agosto, às vésperas das eleições. Distribuidoras pedem mudanças na precificação.
Comissão da Aneel nega recursos da Âmbar no LRCAP, mas MPTCU pede suspensão do leilão. Petrobras avança com SEAP e redobra oposição ao gas release. CNPE eleva mandato do biometano e mais. Confira:
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O pico dos preços internacionais já tem um impacto programado – e dimensionado – sobre o mercado de gás natural: os preços da Petrobras, nos contratos com as distribuidoras estaduais, devem ter um reajuste de 13%, na média, no dia 1º de maio, projeta a consultoria Wood Mackenzie.
O aumento esperado para o próximo mês poderia ser ainda maior, não fosse o início, este ano, da validade dos contratos indexados ao Henry Hub, o preço de referência do gás no mercado dos Estados Unidos.
A Wood Mackenzie projeta um reajuste de 18% nos contratos baseados apenas no Brent.
Diante o impacto, e a quase um mês da data do ajuste, as distribuidoras de gás canalizado, representadas pela Abegás, querem negociar com a estatal a redução da exposição do gás nacional aos indicadores internacionais – em especial o Brent.
- Maio é a data do primeiro reajuste trimestral previsto nos contratos da estatal desde que a guerra no Oriente Médio eclodiu, alçando o preço do barril do petróleo a patamares acima de US$ 100 desde março.
- O Brent é o principal indexador nos contratos da Petrobras – agente dominante no mercado brasileiro, mas que já não é mais a única fornecedora.
O reajuste contratual de maio reflete parcialmente o início do conflito – já que leva em consideração os preços internacionais de março, mas também de janeiro e fevereiro, quando o Brent ainda orbitava na casa dos US$ 60.
A expectativa, portanto, é que o reajuste de maio seja apenas um cartão de visitas das tensões geopolíticas.
E que, a depender dos novos episódios da guerra dos EUA-Israel contra o Irã, a inflação global das commodities acerte em cheio o mercado de gás no reajuste trimestral seguinte, de agosto – às vésperas das eleições presidenciais.
O impacto da guerra vai, inevitavelmente, respingar no mercado brasileiro, mas tende a ser, pela natureza dos contratos da Petrobras, diluído – o que dá uma margem de manobra para as negociações.
“Vamos pleitear, buscar junto à Petrobras uma diferenciação de contratos, para que eles não sejam impactados pela variação do Brent como está acontecendo”, afirmou o diretor-executivo da Abegás, Marcelo Mendonça, em entrevista à agência eixos.
As distribuidoras pedem que o gás natural não fique de fora das medidas de mitigação dos efeitos da guerra – o que inclui, na esfera do governo federal, a criação do programa de subvenção ao diesel e a sinalização pró-GLP. Até por uma questão de isonomia.
“As medidas mitigadoras para o diesel e GLP são ações corretas, mas no gás natural não vemos movimentações, parece que está esquecido. E ficamos expostos, porque, se o gás não tiver medidas correlatas, a desoneração atrapalha, por exemplo, a pauta da introdução do GNV nos veículos pesados”, disse Mendonça.
A seguir, a gas week analisa as possíveis saídas e as tendências de mercado para mitigação dos danos da guerra.
As possíveis soluções de contorno
O parcelamento do reajuste do querosene de aviação (QAV), anunciado esta semana pela Petrobras, e a reação política negativa contra o aumento dos preços da estatal no leilão de gás liquefeito de petróleo (GLP), abrem precedentes para as negociações.
Além do próprio histórico do mercado de gás, que mostra que, em outros momentos de crise, houve espaço para ajustes na rota.
- Na virada de 2021-2022, quando a Petrobras aumentou em 40%, de 12% para 16,75%, o percentual do Brent ao qual o preço do gás está indexado, a estatal ofereceu um diferimento do ajuste para contratos mais longos.
Uma outra saída possível, citam agentes que operam no mercado de distribuição, seria a renegociação do mix entre Brent e Henry Hub nos contratos – permitindo-se, por exemplo, uma redução momentânea da exposição ao petróleo.
O ajuste dos percentuais de exposição de distribuidores a esses dois indicadores é uma prática corriqueira na relação comercial entre as partes.
Uma terceira via, mais estrutural, é a própria discussão sobre a criação de novos indicadores, menos expostos ao mercado internacional, para o gás brasileiro.
“Defendo que, no cenário brasileiro, onde temos uma produção nacional, não tem sentido estarmos expostos a todas as intempéries geopolíticas, termos mais indexação gás-gás, maior concorrência com parâmetros nacionais. Ainda vamos precisar evoluir nesse sentido, no mercado brasileiro”, comenta Mendonça.
Algo que, na condição do país de importador, ainda é visto no mercado com certo ceticismo.
Procurada, a Petrobras não se pronunciou até o fechamento da edição. O espaço segue aberto.
Impacto para consumidor vai variar
O repasse do reajuste da Petrobras para o consumidor final vai variar de estado para estado, de acordo com o tipo de contrato em vigor, tributos e com as regulações estaduais que definem as margens e mecanismos de repasse dos custos com aquisição de gás, por exemplo.
Para início de conversa, nem todas as distribuidoras, hoje, têm a Petrobras mais como principal supridora – ainda que a companhia se mantenha como agente dominante no mercado e tenha contratos de fornecimento com todas as concessionárias estaduais da malha integrada.
- Algumas distribuidoras, como a Bahiagás, possuem um mix de suprimento mais diversificado e estão, portanto, menos expostas aos ajustes de preços da Petrobras;
- Outras como a Naturgy, no Rio, dependem exclusivamente dos contratos com a estatal.
Fora isso, nem todas as distribuidoras possuem o mesmo modelo de contrato com a Petrobras. São acordos assinados em épocas e com condições diferentes – como os percentuais de Brent.
Outro fator que precisa ser considerado é que nem sempre os ajustes da Petrobras são repassados imediatamente pelas agências reguladoras estaduais.
Em Santa Catarina e Rio Grande do Sul, por exemplo, as tarifas de gás sofrem reajustes ordinários duas vezes ao ano, por exemplo. E em calendários diferentes. Exemplos:
- em SP o repasse ocorre em junho;
- em SC em julho;
- no PR e RS, em agosto
Há estados, ainda, que adotam o mecanismo das contas gráficas – diferenças entre o preço da molécula de gás incluído nas tarifas e o preço efetivamente pago pela concessionária e que ajudam a absorver picos de preços.
E o ICMS também varia de estado para estado.
Mercado spot e hedge podem virar tendência
Com os efeitos da guerra se avizinhando, operações de hedge via derivativos de Brent e o mercado de curto prazo (spot) despontam como alternativas para empresas interessadas em reduzir a sua exposição aos picos de preços internacionais.
Na visão da Argus, o descompasso entre os preços praticados nos contratos do mercado regulado de gás natural e aqueles negociados no mercado spot pode, justamente, ampliar o interesse de novos agentes pelo mercado livre e trazer maior liquidez às operações à vista.
Em artigo publicado na agência eixos, o CEO da GasHub, Antonio Quirino, segue a mesma linha. Ele escreve que o mercado físico de curto prazo nem sempre acompanha a trajetória do Brent e que o gás spot, em determinados momentos, passa a funcionar como um mecanismo complementar de gestão de risco”.
O diretor Comercial da Infinity Energias, Lucas Tocchetto, relata por sua vez que, no contexto da guerra, também tem crescido o interesse de consumidores industriais por operações de hedge para travar limites para o Brent nos contratos de suprimento com vendedores no mercado livre.
O Brent é o principal indexador do gás nos contratos de suprimento no mercado brasileiro, tanto no ambiente cativo quanto no livre; e a valorização do preço do petróleo tende a encarecer o custo do m³ do gás, seja em que ambiente de contratação for.
Mas na relação direta com os supridores o consumidor tende a ter mais espaço de negociação.
“A gente já havia estruturado o hedge em alguns contratos no mercado livre antes da guerra, mas agora acho que a oferta de hedge na molécula ganhará ainda mais tração entre os comercializadores. Até mesmo como diferencial na competição no mercado”, comenta Tocchetto.
“Estamos buscando fornecedores para construir essas soluções. As comercializadoras têm mesa [de trading], tem contratos com bancos para derivativos. O mercado livre é a ferramenta para isso. No cativo, o cliente teria que buscar meios próprios e bancos”, complementa.
GÁS NA SEMANA
LRCAP na berlinda? A Comissão Permanente de Leilões da Aneel negou os dois recursos apresentados pela Âmbar Energia, do grupo J&F, que tentavam reverter parcialmente os resultados do 2º Leilão de Reserva de Capacidade, de 18 de março. Os recursos ainda serão julgados em definitivo pela diretoria colegiada da agência. Entenda
- Mas… o Ministério Público Junto ao Tribunal de Contas da União (MPTCU) enviou representação à presidência da Corte com solicitação de medida cautelar para suspender o prosseguimento do leilão até que o TCU possa atestar a legalidade do certame;
- O subprocurador-geral do MPTCU, Lucas Furtado, também solicita auditoria específica sobre as empresas Evolution Power Plants (EPP), ION, GPE e Celba. Segundo ele, as companhias fazem parte de um mesmo grupo, mas não teriam deixado clara a relação societária entre si. (MegaWhat)
TGS sob nova administração. A Âmbar, aliás, fechou um contrato para arrendamento do Terminal Gás Sul, da New Fortress Energy (NFE), em Santa Catarina.
Petrobras avança com SEAP. A estatal concluiu a licitação das plataformas de Sergipe Águas Profundas e optou por avançar com a contratação das duas unidades de produção do projeto. A presidente da companhia, Magda Chambriard, justificou que a valorização recente dos preços internacionais do petróleo permitiu viabilizar o projeto na íntegra.
- Magda também redobrou a oposição ao gas release. Voltou a dizer que a Petrobras está comprometida em aumentar a oferta de gás e que “mudar o gás de mão não baixa o preço” para o consumidor final;
- As falas se dão num momento em que a ANP começa a desenhar uma proposta de gas release. A agência prorrogou, de 4/4 para 10/4, o prazo para envio das contribuições ao questionário sobre o desenho do programa de redução da concentração no mercado de gás natural.
Silveira segue no MME. O ministro confirmou que não concorrerá nas eleições deste ano, sinalizando, assim, que permanecerá no comando da pasta. Com a decisão, ele continuará no PSD, partido que vai concorrer contra Lula (PT) em Minas Gerais. Silveira havia sido sondado pelo PSB, partido da base governista.
E, enfim, o CNPE. Após várias tentativas frustradas de encontro, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) finalmente conseguiu se reunir na quarta (1/4) para deliberar sobre uma pauta que vinha acumulando questões desde o final de 2025:
- Atendendo a um pleito do agro, o CNPE aprovou a meta de descarbonização de produtores e importadores de gás natural para 2026, fixando em 0,5% a redução de emissões por meio da participação de biometano;
- ABiogás, a Abrema e a Unica divulgaram nota em defesa do tratamento uniforme do biometano no programa, independente da rota de produção. É uma resposta a organizações que pedem revisão das regras do jogo.
Biometano para ônibus. A EcoGeo vai investir R$ 140 milhões na construção de sua primeira planta de produção de biometano em escala comercial em Goiás. O biocombustível será utilizado na frota de ônibus do transporte coletivo da Região Metropolitana de Goiânia.
- Do gasoduto ao transporte público: Com meta de chegar a 501 ônibus a gás até o final de 2027, Goiânia recebeu os primeiros veículos e prepara infra para abastecer sua frota. Saiba mais na diálogos da transição
Biometano na rede em Pernambuco. A Orizon inaugurou sua planta no Ecoparque Jaboatão. Com investimento de R$ 258 milhões, a unidade tem capacidade de produzir 108 mil m³/dia do gás renovável, que será injetado na rede da Copergás.
