Um estudo recente da Cassa Depositi e Prestiti (Gas Naturale, março de 2013) traça uma análise precisa das principais mudanças que estão ocorrendo no cenário energético internacional e italiano e relança o projeto de criação de um hub de gás na Itália para o sul da Europa. A ideia não é nova, foi levantada por Edison há mais de cinco anos e agora está entre os projetos qualificados do documento da Estratégia Nacional de Energia (Sen) apresentado pelo Ministro Passera no outono de 2012.
De facto, há já algum tempo que o mercado do gás procura dotar-se de instrumentos flexíveis para regular o equilíbrio entre a oferta e a procura e assim determinar o preço. Mas vamos dar um passo atrás, bem no início do desenvolvimento do mercado de gás. As infraestruturas necessárias para trazer o gás dos mercados produtores (essencialmente Rússia e Norte de África) para a Europa foram planeadas pelas petrolíferas nacionais (em Itália pela ENI) com base nas previsões de aumento do consumo em cada país. Previsões que naqueles tempos de crescimento constante do consumo e mix energético previsível foram confirmadas com grande regularidade pelos dados reais de demanda do mercado. A adoção de contratos take or pay com flexibilidade muito limitada (geralmente 10%) foi, portanto, justificada e razoável, sendo a fórmula de preço vinculada às tendências do petróleo a única viável, uma vez que praticamente não há mercado spot de gás.
Hoje este mundo mudou profundamente. Não há mais a certeza do crescimento constante: passados 50 anos, em 2007 o consumo de metano caiu drasticamente após a crise econômica, e não se espera que volte ao nível pré-crise até por volta de 2020. E também a previsibilidade da matriz energética sofreu um duro golpe: basta pensar no cancelamento do programa nuclear italiano e no boom das energias renováveis.
Em Itália, desde 2007 foram construídos 12000 MW de centrais fotovoltaicas, graças a um incentivo particularmente favorável, que reduziram a produção de ciclos combinados precisamente nas horas de ponta (as mais rentáveis), contribuindo assim ainda mais para a redução da procura de gás . E a geopolítica dos países produtores também mudou. Com o desenvolvimento das técnicas de liquefação, novos países produtores como o Catar entraram com força em cena, oferecendo com os navios-tanque de GNL uma alternativa à rigidez intrínseca dos gasodutos. E, mais recentemente, com o desenvolvimento das técnicas de exploração do shale gas, os Estados Unidos passaram de importador líquido a país autossuficiente e, em perspectiva, a exportador líquido.
A diminuição da procura, por um lado, e o aumento da oferta, por outro, têm causado algumas reviravoltas no mercado. O preço do metano até 2007 era quase idêntico nos hubs americano, britânico e japonês, igual a cerca de US$ 6 por Mbtu. Em 2011, nos EUA, caiu para $ 2, na Grã-Bretanha manteve-se em torno de $ 6, enquanto no Japão subiu para $ 12. Na Itália, o preço médio de mercado ficou entre os preços ingleses e japoneses. É claro que tal mercado precisa ser reorganizado para que se chegue ao mesmo preço da commodity em todo o mundo, exceto pelo custo diferenciado de transporte até o consumidor final.
Com isso em mente hubs entram em jogo: entrepostos físicos de comércio, onde o gás de várias fontes flui em conjunto para depois ser separado para os mercados consumidores. Já existem hubs no norte da Europa, atendendo as áreas de produção do Mar do Norte. Mas eles não existem (Europa do Sul) ou são pouco líquidos (Europa de Leste) onde a produção de gás é marginal em comparação com o consumo e a necessidade é atendida em grande parte por gasodutos da Rússia e do Norte da África. Um hub no sul da Europa (e a Itália estaria em uma posição geográfica ideal) e um no leste europeu (tornando o hub existente na Áustria mais líquido), combinados com os que já operam nos mercados do norte, poderiam constituir uma formidável ferramenta de integração entre os vários mercados.
Naturalmente, os três pólos devem ser conectados entre si com capacidade de transporte adequada tanto no eixo norte-sul (como hoje) quanto no sentido oposto (o chamado fluxo reverso), deixado disponível para permitir que os operadores façam a arbitragem apropriada preço e fazer os mercados convergirem para um único parâmetro. Esse preço acabaria influenciando o dos contratos take or pay, desvinculando-os gradativamente do preço do petróleo.
Este é um projeto realista ou é uma ideia confinada a um futuro indeterminado? Digamos desde já que os países produtores não aprovam a criação de hubs que gerem uma "competição gás a gás" com contratos de longo prazo. A atual situação de superoferta nos mercados tem levado a uma renegociação para baixo dos preços dos contratos de longo prazo, e qualquer medida que aumente ainda mais a liquidez do mercado é desaprovada pelos países produtores. Além disso, os países consumidores teriam tudo a ganhar criando uma redundância de oferta para baixar os preços. Mas, para isso, devem ser criadas plataformas de importação gratuitas para acesso de todos os operadores e não vinculadas a contratos de longo prazo.
Com efeito, o SEN (Estratégia Nacional de Energia) prevê a possibilidade de construção de um novo terminal de regaseificação totalmente aberto ao acesso de terceiros, e regulado através da tarifa de transporte. É claro para todos que, na atual situação econômica italiana, um novo terminal de regaseificação não se justifica, pois é redundante em relação às necessidades nacionais dos próximos 10 anos. A sua realização deve, portanto, estar ligada à criação de um sistema de hubs europeus interligados, para criar um grande mercado europeu. E deve vir acompanhada de uma revisão drástica dos contratos take or pay existentes, no sentido de baixar as obrigações de retirada dos importadores, para livrá-los de compromissos insustentáveis em um mercado cada vez mais líquido.
No entanto, o movimento para reduzir os compromissos take-or-pay não poderia ser isento de perigos para os países consumidores. De fato, o gás pode ser permanentemente desviado para o Oriente (a China se tornará um importador cada vez maior) gerando tensões de segurança de abastecimento no médio prazo. Além disso, qualquer falta de gás, não mais coberta pelas fórmulas de preços, pode atingir níveis punitivos. O caminho para a criação de um hub de gás na Itália ainda é longo e complexo. É necessário escolher entre os vários projetos italianos existentes qual nova estrutura construir. Depois de construído, o novo terminal precisa ser conectado à rede de gasodutos e hubs europeus, garantindo o fluxo reverso da Itália para o norte da Europa. Um mercado físico europeu de gás e futuros precisa ser desenvolvido. Ao mesmo tempo, a estrutura dos contratos de médio prazo existentes deve ser alterada, com cuidado para não cair na armadilha da escassez de gás.
Em suma, o hub é um bom projeto, mas quanto trabalho há para ser feito por tantos atores com interesses opostos! Sem forte patrocínio da Comissão Europeia, que agrega os interesses nem sempre convergentes dos operadores e enfrenta uma frente comum perante os países produtores, o mercado europeu do gás dificilmente verá a luz do dia. E sem um mercado europeu, um novo terminal de regaseificação localizado na Itália corre o risco de aumentar os custos ociosos do nosso sistema energético, em vez de criar condições para uma maior competitividade.
