Quando falamos de gás, sempre temos a impressão de estarmos diante de um enorme quebra-cabeça no qual sempre faltam algumas peças. Neste momento é acima de tudo a etiqueta de preço para captar a atenção, mas na sua envolvente os blocos de construção também são decisivos teto de preço, do financiamento de infraestruturas, das expectativas de incentivos, da fiscalidade, enquanto ao fundo a Comissão tenta construir um quadro regulamentar que apresenta muitas malhas cruzadas que, aliás, continuam a alterar o seu desenho.
Esta é a imagem que emerge do último relatório da Laboratório de Pesquisa REF sobre o Regulamento de gás da União Europeia no atual contexto geopolítico e energético.
A espiral dos preços: guerra sim, mas sobretudo medo da escassez
O que parecia um recurso descontado e ao alcance de todos, de repente, devido a uma sucessão de acontecimentos, apareceu em toda a sua precariedade e foram apenas preocupações com a sua escassez para desencadear a primeira espiral de preços.
A eclosão da guerra no final de fevereiro apenas exacerbou as tensões que já estavam em andamento.
“2021 já tinha visto preços do gás em níveis recordes, com picos diários superiores a 10 vezes os mínimos atingidos em 2020 no auge da pandemia, colocando-se em valores 5 vezes superiores à média dos últimos dez anos”, refere o instituto de investigação.
A explicação não está nos custos de produção, mas na escassez de materiais. As causas contribuintes são as mais variadas: temperaturas mais baixas no nordeste da Ásia, escassez de oferta (abrandada pela pandemia e incerteza sobre as políticas ambientais), o fraco enchimento dos stocks na Europa (especialmente os controlados pela Gazprom) e o alto verão esvaziamento buscado pelos traders frente ao crescimento dos preços spot e, por fim, a recuperação econômica mundial, acima das projeções, principalmente na China. O resultado é que, pela primeira vez, o preço do gás subiu acima do petróleo brutoem termos de valor calorífico equivalente. Então veio a guerra na Ucrânia para piorar as coisas.
Embora os fornecimentos russos ainda não tenham sido afetados pelas sanções e de fato tenham crescido em relação a 2021, ainda é o medo de um novo aperto - por exemplo, com um bloqueio no fornecimento - que faz os preços dispararem para mais de € 220/MWh, para então ver um familiar e precário estabilização em torno de 100 euros. Estes aumentos de preços – com repercussões também nos mercados da eletricidade – têm causado efeitos complexos nas empresas e nos consumidores, muitas vezes difíceis de calcular.
Do lado do consumidor, o quadro também é complexo
Com a liberalização dos mercados, muitos optaram por contratos que preveem preços fixos ou apenas indexação parcial a preços spot. Por exemplo, em Itália, segundo dados da entidade reguladora, 84% dos clientes do mercado livre de eletricidade e 74% do gás optaram contratos de preço fixo por pelo menos um ano, resultando assim temporariamente protegido da evolução dos preços internacionais dos combustíveis, mesmo que o benefício possa ser significativamente reduzido quando os contratos expirarem.
O caminho impenetrável para o preço máximo
A hipótese de fixação de preços de acordo com i custos médios de aquisição, num contexto em que o mercado está dividido entre muitos operadores, não é viável. Seria uma questão de fixar preços diferentes para cada operadora e provavelmente para cada país, mas isso exigiria o bloqueio da concorrênciaa menos que permitamos que os operadores de custos mais baixos esvaziem as quotas de mercado dos de custos mais elevados. Teríamos, portanto, um total inversão dos princípios do mercado europeu, o que não parece possível nem mesmo temporariamente, diz a Ref.
Mais promissor parece ser o maior uso do alavancagem fiscal, já utilizado ainda que timidamente em vários países, inclusive na Itália, e que pode aproveitar a experiência acumulada sobretudo por nações ricas em matérias-primas energéticas, que há décadas conhecem as flutuações dos preços dos combustíveis fósseis e aprenderam a enfrentá-los.
Muitos desses países têm um tripla tributação das empresas produtores de petróleo, gás e carvão: um imposto fixo proporcional à produção, que de facto passa a fazer parte do custo da mesma (royalty), a tributação ordinária dos lucros das empresas, comum à generalidade dos setores produtivos e um imposto específico sobre os lucros das vendas de combustíveis fósseis, calculado com base nos custos padrão de produção e preços de venda, que só entra em vigor quando ocorrem lucros extraordinários com taxas mais elevadas.
A receita da tributação extraordinária pode ser utilizada para a constituição de fundos, com duração limitada, adequados à oferta de um proteção temporária do consumidor (civil e industrial) particularmente afetados pelos aumentos, bem como para financiar programas de eficiência energética. A provisoriedade permite manter estes consumidores "vivos", sem lhes retirar o incentivo à adopção de estratégias industriais, contratuais e financeiras capazes de melhor fazer face a choques futuros, também modificando, quando necessário, produtos e processos produtivos ou passando para o uso de fontes renováveis.
Hidrogênio pode ser o caminho a seguir
Provavelmente o hidrogênio desempenhará o papel principal, mas a questão do financiamento terá de ser abordada para desenvolver as redes e alguns podem querer esperar pelos incentivos antes de dar qualquer passo.
'Sacesso a hidrogênio, é estabelecido um limite geral de 5% para a mistura nas redes de gás natural e o acesso ao mercado (em particular aos hubs que deverão ser formados por analogia aos do gás natural) terá também de ser permitido a partir da eventual ligação às redes de distribuição, diz a Ref. A separação (unbundling) está prevista à partida, de forma a evitar a formação de operadores integrados que controlam tanto a produção e comercialização como o transporte e distribuição, com separação da propriedade das redes de distribuição transporte como uma solução normal.
No entanto, até 2030, as redes de hidrogênio poderão evitar tarifas reguladas e, em vez disso, fornecer um sistema de acesso negociadodesde que seja transparente e não discriminatório. A transferência automática das licenças e autorizações já detidas pelos operadores da rede de gás natural será concedida no caso destas se destinarem ao transporte de hidrogénio (reaproveitamento).
Outros gases renováveis, como biogás ou biometano decorrentes da agricultura e do ciclo dos resíduos urbanos, sem descurar o hidrogénio produzido com baixo teor de carbono e aceita-se a perspetiva de desenvolvimento de uma rede de transporte paralela à do gás, ainda que não existam previsões oficiais.
O cerne das redes: quem as constrói e sobretudo quem as paga?
Mas um dos aspectos mais polêmicos é certamente o financiamento do desenvolvimento das redes. Por um lado, a possibilidade de subsídios cruzados das redes de gás, que provavelmente forneceria grande parte do financiamento, por outro lado a possibilidade de mecanismos compensação tarifária, em particular (após 2030) para o desenvolvimento de interligações em falta entre os diferentes sistemas nacionais.
No entanto, esta previsão pode levar alguns países (e seus operadores) a esperar por incentivosefetivamente atrasando o desenvolvimento do mercado e a concorrência.
O tema do armazenamento e reservas estratégicas
Em termos de segurança de abastecimento, o salto sem precedentes dos preços parece ter levado a Europa a aceitar a opinião - até então minoritária - sobre a utilidade de medidas obrigatórias de enchimento de armazéns ou de constituição de reservas estratégicas, aceitando assim a visão até então defendida pela França, Itália, Espanha, Hungria e alguns outros. Também nessa área, a implementação contém inúmeras armadilhas e questões polêmicas, como a definição dos mecanismos de compartilhamento dos recursos disponíveis e seu custo.
Às vezes, os eventos o forçam a fazer uma inversão de marcha
A crise surgiu no momento em que as propostas de reforma do mercado do gás acabavam de ser lançadas pelas instituições europeias - com o novo pacote de gás – que ia num rumo completamente diferente: sob o protagonismo da descarbonização, pretende definir um quadro regulatório para poder abandonar o gás natural que agora todos querem e avançar para outros gases de natureza renovável, incluindo o hidrogénio.
De facto, nos últimos anos, os operadores parecem ter aceite a possibilidade e oportunidade de produzir, transportar e utilizar gás renovável, contando com os seus vantagens estruturais em comparação com a eletricidade: em particular os custos de transporte e armazenamento consideravelmente mais baixos, através de métodos de integração com o setor elétrico (como as tecnologias power to gas) e com o setor petrolífero, bem como através de soluções para a apreensão, armazenamento e reutilização de carbono . Estamos a falar de um leque alargado de soluções tecnológicas, muitas vezes inovadoras e concorrentes entre si, cujo futuro está longe de ser óbvio, refere Ref.
A implementação do pacote pode levar menos tempo e esforço do que o necessário para gás natural, dada a experiência anterior, a reduzida resistência de interesses pré-estabelecidos e o reforço dos poderes de sub-rogação da Comissão.
No entanto, alguns aspectos delicados, como os mecanismos de remuneração entre os diferentes gestores, podem ser fonte de longas disputas e atrasos, como foi o caso, por exemplo, do sistema de compensação exigido entre operadores de transporte de eletricidade.
Na Europa, a própria percepção transferências de recursos entre países, mesmo limitado, sempre desperta grande desconfiança, e até agora tem sido geralmente evitado no setor de gás.
