Merkezlerin Coğrafi Bölgelere Göre Dağılımı

A cooperação entre o Brasil e a Bolívia para o aproveitamento compartilhado das reservas bolivianas de hidrocarbonetos é uma ideia lógica, intuitiva. Ela decorre, por um lado, da natural complementaridade entre a demanda brasileira por fontes energéticas para abastecer suas cidades e indústrias e, pelo outro, da existência, na Bolívia, de recursos muito acima dos padrões de consumo do país. No entanto, os projetos nessa direção se reduziram, durante décadas, aos discursos das autoridades e relatórios dos especialistas. De concreto, nada ou quase nada foi feito. Não é surpreendente, portanto, o clima de ceticismo existente no período das conversações que culminaram com a assinatura dos acordos para a construção do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), em 1993. O diplomata Francisco Mauro Brasil de HOLANDA (2001, p.13) descreveu, com uma pitada de ironia, o estado de espírito predominante por muito tempo nos círculos envolvidos com a política externa brasileira em relação às tentativas de levar adiante a integração gasífera:

Durante muito tempo, o objetivo da introdução em larga escala do gás natural na matriz energética brasileira foi incluído no rol dos empreendimentos fadados a não derem certo. A imagem que logo vinha à mente era a do gasoduto com a Bolívia, eterna sinfonia inacabada.

Só se chegou à decisão definitiva, anunciada no dia 17 de fevereiro de 1993 pelos presidentes Itamar Franco e Victor Paz Zamora em Cochabamba, depois que se vislumbrou uma solução satisfatória para os três desafios simultâneos com que o projeto se deparava:

a) comprovação de que a Bolívia possuía reservas de gás suficientes para atingir níveis de produção compatíveis com a escala gigantesca da empreitada;

b) mudança da matriz energética no lado brasileiro a fim de incorporar os suprimentos crescentes de gás importado do país vizinho; e

c) um acordo para a construção de um gasoduto ligando as reservas no leste boliviano aos consumidores finais no sudeste brasileiro (VIOTTI, 2000).

O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que, à temperatura e pressão atmosféricas ambientes, permanece no estado gasoso (MOUTINHO DOS SANTOS et al., 2007, p.67). Sua produção é obtida em conjunto com o petróleo (gás associado) ou em poços especificamente perfurados para a obtenção de gás – chamado, nesses casos, de gás não associado. Em ambos os casos, o componente preponderante é o metano. O gás natural não associado apresenta os maiores teores de metano, enquanto o gás natural associado apresenta proporções mais significativas de etano, propano, butano e hidrocarbonetos mais pesados (CARDOSO, 2005, p.117). Com frequência, a descoberta de jazidas de gás natural se dá em função da pesquisa exploratória em busca de petróleo. O gás natural combustível fóssil é um substituto eficaz de outras fontes de energia, em particular o carvão mineral e os derivados de petróleo – entre eles, o óleo combustível, utilizado em indústrias e em usinas termelétricas. Pode ser utilizado em múltiplos setores da atividade econômica (PINTO JR. et al., 2007, p.232-233), entre os quais se destacam o industrial (para produzir calor), os transportes (como combustível substituto do óleo diesel e da gasolina), a geração elétrica (substituindo em particular o carvão, o óleo combustível e o diesel) e a petroquímica (como matéria-prima não energética, substituindo a nafta).

Essa é a fonte de energia primária que mais cresce no mundo, com uma participação de 20,5% na matriz energética mundial, a previsão de crescimento anual de 2,6%, o que elevará essa parcela para 30% em 202024. “O gás natural deve ser a fonte de energia de transição entre um mundo energético já dominado pelo carvão e o petróleo e um outro de maior diversificação das fontes de energia e dominação crescente de fontes renováveis”, prevê Edmilson MOUTINHO DOS SANTOS (2007, p.75), um dos maiores especialistas brasileiros em energia. Por esse motivo, é considerado o “combustível-ponte”, por excelência. Entre as vantagens do gás natural na comparação com outras fontes de energia, destaca-se a possibilidade da sua utilização direta, sem necessidade de refino ou de transformações importantes, como é o caso do petróleo. Além disso, esse combustível dispensa estocagem no local de consumo, sendo consumido imediatamente quando entregue ao consumidor final. Isso representa uma importante vantagem competitiva, dado que os consumidores não precisam investir no armazenamento e imobilizar capital constituindo estoques. Outra vantagem que tem contribuído para a rápida expansão da indústria do gás natural nas últimas

décadas tem a ver com o seu impacto ambiental, mais reduzido em comparação com as demais fontes fósseis de energia (PINTO JR. et al., 2007).

Mas o gás natural também apresenta desvantagens que complicam o cálculo de custo e benefício da decisão de investir na substituição de outras fontes energéticas por esse combustível. A principal delas diz respeito ao transporte. Devido à sua baixa densidade calórica (uma unidade de energia na forma de gás natural ocupa um volume 1 mil vezes superior ao volume que o petróleo preenche para fornecer a mesma energia), o envio do gás natural em grandes distâncias custa muito caro e exige um alto investimento em infraestrutura de transporte e distribuição. O principal meio de transporte é o gasoduto, que se caracteriza por um elevado custo de investimento, baixa flexibilidade e grande economia de escala. A distância é o principal fator no custo da construção de um gasoduto. Por isso, quanto maior a distância, maior deve ser o volume de gás transportado, a fim de que o empreendimento alcance a escala necessária para amortecer os investimentos feitos durante a construção. De acordo com PINTO JR. et al. (2007, p.238),

[...] os custos de montagem e desapropriação [...] representam de 50% a 60% dos custos totais, e não variam significativamente com o volume de gás transportado, mas apenas com a distância. Esta é a razão fundamental da existência de economias de escala no segmento de transporte de gás por dutos. Ou seja, reduzir os custos médios de transporte significa, em princípio, maximizar os volumes transportados.

Os custos da infraestrutura podem atingir de 50% a 70% do preço de venda ao consumidor. Em compensação, a manutenção e a operação de um gasoduto representam uma despesa relativamente pequena, depois que ele é inaugurado – cerca de 2% do custo de construção. No longo prazo, observa André GHIRARDI (2008), o gasoduto é capaz de reduzir, com uma ampla margem de lucro, os custos da transação, desde que opere por um longo período de maneira contínua, pois é projetado exatamente para essa finalidade. Isso torna o gás natural – uma vez instalada a infraestrutura necessária – altamente competitivo em relação às demais fontes de energia, inclusive a hidrelétrica, que sofre oscilações de acordo com o regime das chuvas, enquanto o abastecimento pelo gasoduto é regular e contínuo. Outra vantagem, em relação à energia hidrelétrica, é que a instalação de um gasoduto ocorre em um prazo muito menor do que o necessário para uma hidrelétrica. Dessa maneira, gasta-se menos tempo para amortizar os custos com a infraestrutura, o que inclui os juros dos empréstimos para financiar a obra.

Quando a distância se mostra tão longa a ponto de inviabilizar um gasoduto (sobretudo, no caso de remessas intercontinentais), existe a opção de recorrer a esse recurso energético como uma commodity na forma de GNL (gás natural liquefeito). Nessa modalidade, o gás natural é transformado em líquido, em usinas especiais onde seu volume é reduzido em até 600 vezes, o que exige resfriá-lo à temperatura de 160°C negativos, antes de ser armazenado em tanques criogênicos e, por fim, embarcado em navios metaneiros, próprios para transportar esse material25. Ao chegar ao seu destino, o GNL passa por um processo de regaseificação, novamente em usinas especiais, e só então segue para os consumidores finais. O conjunto dessas atividades consome cerca de 20% da energia contida no gás originalmente processado, o que torna o GNL uma fonte de energia menos eficiente que o gás natural –e particularmente cara (BANKS, 2007, p.173). Além do alto custo, o comprador de gás liquefeito está sempre sujeito às oscilações dos preços no mercado internacional, já que nenhum fornecedor se submete ao risco de estabelecer um preço fixo no longo prazo. Ou seja: à garantia do fornecimento, contrapõe-se a exposição a preços tão voláteis quanto a própria substância que se está adquirindo.

Pode-se argumentar, como faz GHIRARDI (2008), que o abastecimento de gás por meio do GNL traz uma vantagem importante do ponto de vista da segurança energética, na medida em que se evita a dependência de um único fornecedor, como ocorre com os gasodutos. Essa é uma observação procedente. Na prática, porém, o abastecimento por GNL só é adotado por países que, desprovidos de reservas próprias de gás natural suficientes para suas necessidades, se veem, por algum motivo, impossibilitados de receber gás natural por meio de gasoduto(s). É o caso da China, um país sedento por energia, qualquer que seja a sua forma, assim como o do Japão e também o do Chile, após o fracasso do seu projeto de se abastecer com o gás natural importado da Argentina. No continente americano, merece menção o caso de Trinidad Tobago, que se tornou um grande exportador de GNL, sobretudo para o mercado dos Estados Unidos. Em 2005, cerca de 25% do comércio internacional de gás foi realizado por meio da cadeia do GNL e o restante, por gasodutos.

As especificidades do gás natural, quando transportado por dutos, geram “uma integração espacial especialmente rígida, na qual a incorporação de novos espaços se dá no interior de um conjunto relativamente reduzido de possibilidades” (PINTO JR. et al., 2007, p.238). Se, para as operações dentro de um mesmo país, os riscos para as partes envolvidas já são elevados, no comércio internacional de gás natural as implicações de segurança

25 _{Um navio metaneiro tem a capacidade de transportar até 135 mil metros cúbicos de gás, o que torna viável o} deslocamento de grandes volumes até os centros consumidores (CARDOSO, 2005, p.135).

econômica (para o fornecedor) e de segurança energética (para o consumidor) são imensas. O corte ou redução indesejada dos suprimentos pode levar o país importador ao colapso no fornecimento de energia para setores produtivos essenciais e para a sociedade no seu conjunto – o tão temido “apagão”. Por outro lado, a perda de um cliente ou a redução unilateral do volume de compras representa, do ponto de vista da economia nacional do país exportador, uma perda de receita altamente significativa – em determinados casos, a principal. Assim, na escolha entre o GNL e o gasoduto, quando existe essa opção, o fator principal a ser considerado é saber se a importação visa atender uma demanda permanente ou se o objetivo da transação se resume a atender uma carência energética circunstancial, decorrente de um imprevisto ou de uma variação sazonal nos suprimentos de outra fonte energética26.Os gasodutos geram, inevitavelmente, uma situação de forte interdependência entre os países exportadores e os importadores, com evidentes implicações geopolíticas. Essa relação é muito mais estreita do que a existente entre os países importadores de petróleo, de um lado, e pequeno grupo de exportadores, do outro. A interdependência, no caso do gás natural, vai muito além do problema da concentração das reservas em um dos parceiros, uma vez que envolve também o transporte do combustível por dutos, o que inviabiliza a substituição de fornecedores no curto prazo. No caso do petróleo, essa substituição é relativamente fácil. O mesmo ocorre quando o gás natural é fornecido em forma líquida, ou seja, de GNL, um produto que, assim como o petróleo, tem como uma das suas formas de comercialização o mercado spot, em que as transações são realizadas de modo instantâneo e não importa a identidade do comprador e a do vendedor. Já no caso dos gasodutos, produtores e fornecedores de energia se veem na clássica situação em que os atores em ambos os lados buscam se precaver com o intuito de reduzir a vulnerabilidade perante a intensa interdependência envolvendo um recurso vital. Além disso, o alto custo de estocagem inviabiliza a formação de estoques estratégicos, o que aumenta a sensação de vulnerabilidade.

Observando-se o cenário energético global na sua evolução histórica, nota-se que a incerteza inerente a esse tipo de interdependência e o alto custo dos investimentos tiveram o efeito de retardar em muitas décadas o pleno aproveitamento econômico do gás natural. Até o início da década de 1970, os preços internacionais do petróleo se mantiveram em patamares

26 _{Conforme PINTO Jr. et al., (2007, p.242), os custos do transporte por gasodutos têm se reduzido mais} rapidamente que os custos da cadeia do GNL. Os custos dos gasodutos caíram em até 60% entre 1985 e 2007, enquanto no caso da cadeia do GNL essa redução foi de 30%, e por um período maior, desde 1978. Como consequência, informa aquele autor, o transporte por gasodutos está se tornando mais competitivo que o gás natural em distâncias superiores a 5 mil quilômetros. Existe, portanto, uma grande pressão do mercado para a redução dos custos na indústria do GNL. Ou seja, o GNL passa a ter de concorrer com o gás trazido por gasodutos de distâncias cada vez maiores.

baixos. Isso relegou o gás natural a um papel secundário no mundo inteiro, com exceção daqueles países onde havia a possibilidade de uma oferta a baixo custo devido à existência de mercados próximos às reservas. Essa situação mudou a partir do choque do petróleo, em 1973, quando os preços da energia dispararam e países industrializados se lançaram em uma busca frenética por combustíveis alternativos a fim de reduzir a dependência das importações de petróleo do Oriente Médio. A valorização do gás nesse período viabilizou os investimentos em infraestrutura, sobretudo na Europa Ocidental, com a construção de um gasoduto para as remessas procedentes da União Soviética (atualmente, da Rússia). Essa circunstância revela um fator permanente na indústria do gás natural: sua dependência do preço de outros recursos energéticos, com os quais ele estabelece uma relação de competição de que irá depender o seu acesso aos mercados consumidores. Ou seja, “o valor de mercado do gás é dado pelo preço dos combustíveis concorrentes. Isso implica que a política de precificação do gás natural depende quase do custo de oportunidade relacionado com o deslocamento de outras fontes energéticas” (PINTO Jr. et al., 2007, p.251).

Devido à sua difusão tardia, tanto no mercado global quanto nos mercados regionais, como o sul-americano, o ingresso do gás natural na cadeia produtiva se dá numa situação de relativa fragilidade. Como regra geral, uma empresa produtora de gás tem apenas um comprador. Esse comprador irá vender o gás a uma ou poucas empresas distribuidoras, as quais, por sua vez, se encarregarão de suprir um pequeno grupo de grandes consumidores. Na eventualidade de que algum ou alguns desses grandes consumidores desista de comprar o gás, a distribuidora não poderá colocar esse volume em outros mercados no curto prazo. Para proteger seus investimentos e se prevenir contra “comportamentos oportunistas” (ESTRADA et al.,, 1995, apud PINTO JR. et al., 2007, p.251) que poderiam ter impacto econômico negativo na cadeia do gás (por exemplo, provocando escassez), a indústria busca contratos de longo prazo e/ou a adoção de estruturas produtivas verticalmente integradas.

Tudo isso reforça a importância do marco jurídico em que se dão as relações de importação e exportação de gás natural, assim como as regras contratuais para a construção e operação dos gasodutos e o contexto político que envolve esse tipo de empreendimento. É o alto grau de incerteza o que leva as empresas a buscar contratos que ofereçam uma margem razoável de garantia contra as oscilações de renda no decorrer das operações. Essas cláusulas são, principalmente, de dois tipos: a) cláusulas de renegociação periódicas, já que a situação pode passar, repentinamente, de mercado comprador (favorecendo os produtores de gás) a mercado vendedor (favorecendo os distribuidores e os consumidores); b) instrumentos de

gestão do risco-volume, do tipo take or pay e ship or pay27. Essas duas modalidades de contrato, como se verá mais adiante, estão constantemente presentes nas negociações em torno do fornecimento de gás boliviano para o Brasil.