Os investimentos em projetos de gás no Brasil dependem de segurança fiscal, regulatória e jurídica. A indústria precisa ter a certeza de que vai conseguir realizar compromissos assumidos com seus acionistas. O recado foi do CEO da Shell Energy Brasil, Rodrigo Soares (foto), em participação no CEO Talks do Seminário de Gás Natural, do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), nesta quinta-feira (15), no Rio de Janeiro.
 

O executivo lembrou que a Shell está no Brasil há 102 anos e é o segundo maior produtor de gás natural no Brasil. "O mercado brasileiro saiu de um modelo monopolista para um mercado com diversos agentes. A competição aumentou e trouxe mais flexibilidade nos contratos. Mas a regulação do setor precisa de evoluir. Em particular, é preciso uma harmonização regulatória entre os estados e a federação", destacou o executivo da Shell, sinalizando que o IBP contribui muito nesta agenda. Soares disse que a empresa pretende continuar a investir no Brasil e lembrou que em março passado a Shell confirmou a decisão de investimento do campo Gato do Mato, em águas profundas na área do pré-sal da Bacia de Santos.

Soares disse que a Shell apoia e entende como fundamental a realização do leilão de capacidade, que estava previsto para ser realizado em junho, mas que foi postergado pelo Ministério de Minas e Energia (MME). "Precisamos deste leilão, para reduzir a volatilidade que existe hoje no mercado [de energia]". O executivo também sinalizou que a Shell está buscando inserir o biometano nos energéticos que a Shell Energy comercializa.
 

Conectando a oferta com a demanda
A diretora de Petróleo e Gás da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Heloisa Borges, e o gerente de Comercialização de Gás da Repsol Sinopec, Andrés Sannazzaro, também analisaram os riscos associados aos investimentos no painel "Conectando a oferta com a demanda: investimentos em infraestrutura ao longo da cadeia de gás". "Um dos grandes problemas de segurança para investimento é a ausência de informações concretas do setor conectadas com os anseios da população", comentou Heloisa, anunciando que o Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano (PNIIGB) receberá novas consultas até dezembro de 2025.

"Não podemos perder atratividade de investimentos em virtude da insegurança jurídica. O maior risco de capital na cadeia do gás fica no upstream", alertou Sannazzaro, indicando que a Repsol foi o primeiro parceiro independente da Petrobras no país e já investiu cerca de US$ 6,7 bilhões no setor de petróleo e gás brasileiro. "Participamos do projeto Raia, o maior aporte financeiro de nossa história", afirmou.

Participante no mesmo painel, o CEO da NTS, Erick Portela Pettendorfer, destacou que a empresa já investiu cerca de R$ 1,5 bilhão no Brasil. A NTS planeja integrar cada vez mais a sua malha, recebendo gás natural da Bolívia e do Nordeste. "O transporte não é o problema, é a solução. É o ela que conecta todas as fontes de gás a todos o citygates do país", indicou. Portela informou que todas as transportadoras têm avaliado os gargalos nas suas malhas e que para planejar os investimentos é necessário compreender melhor a dinâmica da oferta e da demanda nos próximos 10 e 20 anos.

Já Juliana Rodrigues, especialista de Energia da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE), mencionou a importância da transparência no acesso a informações sobre as infraestruturas. Também ressaltou que o planejamento da infraestrutura de transporte precisa tomar em consideração se as térmicas continuarão conectadas no transporte. Outra incerteza está no dimensionamento da oferta de biometano nos próximos 10 anos.
 

Desafios regulatórios para desenvolvimento do mercado
No painel "Desafios regulatórios do transporte de gás no cenário pós abertura", a diretora da ANP, Symone Araújo, destacou que regulação deve ser um vetor de segurança jurídica, não de risco. "Ela emite sinais para o mercado viabilizar seus investimentos", pontuou a diretora, ressaltando que a regulação do transporte de gás natural possui tratamento regulatório diferenciado por se tratar de um monopólio natural e por ser um elo essencial para evitar a criação de barreiras à entrada de novos agentes na oferta de gás.

Adrianno Lorenzon, vice-presidente do Conselho de Usuários (CdU), reforçou a importância da atuação do CdU como representante dos usuários do sistema de transporte nas várias pautas regulatórias do transporte que estão em discussão, como revisões tarifarias, monitoramento dos investimentos das transportadoras, harmonização e simplificação dos contratos de transporte. "Temos feito um esforço conjunto com as transportadoras e com a ATGÁS [associação que representa as transportadoras de gás], para trazer soluções consensuadas para a ANP, numa tentativa de facilitar e dar velocidade ao trabalho da agência reguladora".

O diretor comercial e regulatório da NTS, Helder Ferraz, disse que é preciso reduzir a assimetria de informações, dando transparência e buscando consensos. "Debatemos com a ANP para ter um ambiente de negócios mais seguro e atraente para os investimentos. É importante a revisão da Resolução 15 da ANP [sobre critérios para cálculo das tarifas de transporte]".

Já Ovídio Quintana, diretor comercial e regulatório da TAG, encerrou o painel afirmando que o desenvolvimento da infraestrutura é um caminho necessário para possibilitar novos mercados, novos negócios, redução de custos e preços. "Esbarramos sempre na questão do preço. Para reduzir custos e preços, a infraestrutura é necessária", complementou Quintana.
 

Monofasia e harmonização regulatória
No painel "O presente e o futuro da tributação do gás natural", o gerente tributário da Origem Energia, Rodrigo Novo, disse que o regime monofásico não traz nenhuma vantagem e, muito possivelmente, traz custos adicionais para o gás natural. "É importante seguir no debate com o governo sobre este regime tarifário. Temos o desafio de demostrar como o aumento de carga tributária poderá impactar na oferta e na demanda de gás", alertou ele, complementando que está se promovendo uma carga de tributos com perfil inflacionário, com um risco real de inviabilizar o gás natural como âncora da transição energética brasileira. "A monofasia poderá encarecer o preço de gás de várias formas, uma delas é a acumulação de créditos", ponderou. Segundo um estudo independente da FGV Energia quase R$ 9 bilhões de créditos poderão ser acumulados, que poderiam ser transformados em aportes financeiros para o setor.

Frederico Pereira, diretor financeiro da Galp no Brasil, indicou que a reforma tributária promove diversos desafios para o setor, como harmonização do ICMS com a tributação federal, alinhamento do arcabouço tributários entre União e Estados, além de uma relação mais próxima com os poderes executivo e legislativo. "Em muitos casos, o tratamento tributário atual transforma o ICMS em um custo, que pode atrapalhar a viabilização do empreendimento", observou ele, acrescentando o imposto seletivo e a definição das alíquotas mais altas como incertezas ao investidor de longo prazo. O executivo alertou que a competitividade do setor fica comprometida na atual redação da reforma tributária devido ao regime monofásico, porque o gás natural tem múltiplas aplicações em todos os elos da indústria.

A gerente tributária da TAG e ATGás, Priscila Torres, também defendeu um aprimoramento da legislação tributária atual. "Acreditamos que a lei complementar 214 – LC 214 / 2025 - cria maior sinergia com o modelo de transporte proposto no marco do gás de 2021 e estamos nos preparando para o período de transição até 2032", avaliou.

O Seminário de Gás Natural 2025 é patrocinado pela Petrobras, Equinor, Galp, Origem, Shell Energy, NTS, PanAmerican Energy, Prio, Repsol Sinopec Brasil, TAG, TBG, TotalEnergies, Eneva, Naturgy, Edge, Faveret Tepedino Londres Fraga, Machado Meyer e New Fortress Energy, além da participação do Governo Federal. Os parceiros de mídia são eixos, Petro&Química e Tn Petróleo. Ele ainda conta com o apoio institucional da Abegás, ABESPetro, ABRACE, ABRACEEL, ABRAGET, ANP, Arpel, ASPACER, ATGÁS, COGEN, Firjan e Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC).