
Senhor editor,
Fazemos referência ao artigo de opinião “Bolsonaro perde a reeleição se não intervier na Petrobras”, publicado no site Poder360, em 11 de outubro, para esclarecer o quanto segue.
Naquilo que se refere à prática de preços de mercado para os combustíveis no Brasil, esclarecemos que com o advento da Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/1997), desde 2002, os preços no Brasil são livres e definidos pelos agentes econômicos em todas as etapas da comercialização de combustíveis e demais derivados de petróleo: produção, distribuição e revenda. Isso significa que não há qualquer tipo de tabelamento, nem fixação de valores máximos e mínimos, ou qualquer exigência de autorização oficial prévia para reajustes. A prática de preços de mercado também se coaduna com a Lei da Liberdade Econômica (Lei nº 13.874/2019).
A Lei do Petróleo criou ainda a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (ANP), com competência para implementar a Política Energética Nacional, no que se refere a petróleo, gás natural e biocombustíveis, com ênfase a garantia do suprimento de derivados de petróleo, de gás natural e seus derivados e de biocombustíveis, em todo o território nacional, e na proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta desses produtos.
Dado que não há controle de preços no País, as atribuições legais da ANP são exercidas por meio da proteção do processo competitivo nos mercados, em linha com os princípios e objetivos da Política Energética Nacional, com destaque para a promoção da livre concorrência.
Petróleo e seus derivados são commodities, assim como a minério de ferro, algodão e trigo. Em mercados abertos como o Brasil, os preços das commodities são formados a partir do valor do produto no mercado internacional, em dólares.  Os preços dos derivados de petróleo, incluindo óleo diesel, gasolina e gás liquefeito de petróleo (GLP), na etapa de fornecimento primário - produtores e importadores - devem seguir a dinâmica do mercado internacional desses produtos, como condição primordial para a garantia do abastecimento do mercado brasileiro e para a manutenção da atratividade dos investimentos no parque de refino e logística, bem como na desejada evolução da qualidade dos produtos visando a transição energética.
Os preços dos derivados acompanham, em geral, o preço do petróleo. Por isso, os preços dos combustíveis no mercado doméstico são impactados pelas cotações do petróleo no mercado internacional e, consequentemente, pela taxa de câmbio. Dessa forma, a alta dos preços dos combustíveis ao consumidor explica-se pela subida dos preços do petróleo e pela valorização do dólar.
O exercício das atividades econômicas relacionadas ao suprimento e à comercialização de combustíveis depende diretamente da prática de preços de mercado, resultante do ambiente de negócios concorrencial em todos os segmentos. Caso contrário, haveria risco para a garantia do abastecimento nacional.
Por exemplo, as importações de óleo diesel representam cerca de 24% do consumo brasileiro. Cerca de 94% das importações foram realizadas por outros agentes que não a Petrobras. Caso a Petrobras, que produz quase a totalidade do óleo diesel do País, comercializasse sua produção abaixo dos preços de mercado, não teríamos importações por inviabilidade econômica, pois o importador não iria adquirir óleo diesel ao preço de paridade de importação para comercializar abaixo desse preço no nosso mercado doméstico.
Assim, o reajuste dos preços dos combustíveis é fundamental para evitarmos um mal maior que seria a falta de combustível no País. A prática de preços de mercado garante a saúde dos agentes econômicos que atuam no mercado e o abastecimento nacional de combustíveis.
A Petrobras não difere dos demais agentes que atuam no mercado de combustíveis. As atividades econômicas vinculadas ao seu objeto social são desenvolvidas em caráter de livre competição com outras empresas. Através de seus resultados positivos, a empresa tem contribuído de forma efetiva para a União e para a sociedade, compartilhando com essas o seu resultado financeiro.
Somente em 2021 a Petrobras pagou de dividendos à União R$ 15,4 bilhões. A Petrobras também contribui para a sociedade com o pagamento de tributos e participações governamentais para o governo federal, estados e municípios, que somaram no ano de 2021, até o momento, mais de R$ 80 bilhões.
Os resultados positivos alcançados confirmam que a Petrobras precisa continuar a ser sustentável financeiramente para poder manter investimentos, suprir o mercado e contribuir financeiramente para a União e a sociedade.
Cabe, nesse momento, ao Poder Executivo e ao Legislativo, frente às diferentes necessidades do orçamento da União, priorizar a utilização de parte desses recursos para minimizar o impacto da alta dos preços dos combustíveis para o consumidor final.
O Governo Federal vem trabalhando em alternativas para mitigar a volatilidade dos preços no mercado domésticos, entre as quais pode-se citar: a reserva estabilizadora de preços de combustíveis; o colchão tributário; a redução de tributos federais; a alteração da metodologia de definição da base de cálculo do ICMS; e a implementação da alíquota de ICMS ad rem, ou seja, fixa em R$/litro, como ocorre para os tributos federais. Hoje, a alíquota de ICMS percentual potencializa o aumento do preço do combustível ao consumidor, pois toda vez que o preço aumenta, o ICMS também aumenta, gerando um aumento em cascata.
Nesse sentido, o Projeto de Lei Complementar (PLP) nº 16/2021 representa importante iniciativa do Poder Executivo, que segue em tramitação apensado ao PLP nº 11/2020. A proposta estabelece a monofasia do ICMS, ou seja, a incidência do tributo estadual em apenas uma etapa da comercialização no lugar da substituição tributária em toda as etapas; a alíquota de ICMS uniforme em todo o território nacional, podendo diferenciar por produto; e a alíquota de ICMS ad rem. Espera-se a simplificação das operações, o fim da disputa fiscal entre as Unidades Federativas (UF) pela diferença entre alíquotas de ICMS, o aumento da arrecadação pela redução da sonegação do tributo estadual e, sobretudo, a redução da volatilidade dos preços ao consumidor.
Quanto ao gás natural produzido nos campos do pré-sal, informamos que, em parte, é reinjetado nos próprios reservatórios dos quais é extraído, visando maximizar a recuperação das reservas de óleo e resultando em benefício à sociedade.  O gás natural também é reinjetado nas jazidas, pois na maioria dos campos do pré-sal o gás natural tem alto teor de CO2. Neste caso, a reinjeção gera ganhos ambientais e de eficiência, na medida em que impede que o CO2 seja ventilado para atmosfera e, ao mesmo tempo, mantém a pressão na jazida e aumenta a produção de petróleo.
É importante reforçar que o gás natural reinjetado não é “perdido”, na medida em que é recolocado no mesmo reservatório onde se encontrava originalmente e pode vir a ser produzido e exportado no futuro. Além disso, a prática de reinjeção implica em aumento da arrecadação de royalties, em virtude do aumento na produção de petróleo. O resultado é uma vasta cadeia de benefícios econômicos e sociais: energia para a sociedade brasileira, empregos diretos e indiretos e arrecadação de impostos que são revertidos para o governo nos níveis regional e nacional.
Ainda em relação ao gás natural produzido nos campos, esse não se confunde com o GLP obtido nas refinarias ou nas unidades de processamento de gás natural (UPGN). Para ampliar a oferta de GLP no País é necessária a realização de investimentos em infraestrutura de produção e de armazenamento. Nesse sentido, o Governo Federal vem adotando medidas e ações para criar condições para consolidar um ambiente de negócios favorável a realização de investimentos. Com a venda das refinarias que constam do programa de desinvestimentos da Petrobras, espera-se a modernização dos ativos pelos adquirentes e o aumento do fator de utilização desses ativos, que produzirão mais GLP. Além disso, com o Programa Novo Mercado de Gás, espera-se a expansão da capacidade de processamento de gás natural e o acesso não discriminatório de novos agentes às infraestruturas existentes, ampliando a produção de GLP. Novos terminais de armazenamento anunciados possibilitarão a expansão da oferta por meio de importações de GLP no médio prazo.
Naquilo que se refere à situação da energia elétrica no País, esclarecemos que o Sistema Elétrico Brasileiro enfrentou nos últimos doze meses o pior cenário de afluências verificadas nos 91 anos do histórico, e ainda assim está assegurado o fornecimento de energia à população, o que mostra sua robustez e resiliência.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), por sua vez, na sua competência legal, monitora de forma permanente as condições de abastecimento e o atendimento ao mercado de energia elétrica do País, adotando as medidas para a garantia do suprimento de energia elétrica.
Sobre a atual conjuntura, ressalta-se que, em apoio ao CMSE, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realiza um detalhado e constante monitoramento da situação, com reporte diário ao Ministério de Minas e Energia (MME) e debate semanal do tema com as instituições que compõem o CMSE, incluindo estudos prospectivos de diversos cenários.
Em razão desse cenário, foi criada pela Medida Provisória nº 1.055/2021 a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG). A CREG visa fortalecer a governança para o enfrentamento da escassez hídrica vivenciada no País em 2021, estabelecendo, assim, a articulação necessária entre os órgãos e entidades responsáveis pelas atividades dependentes dos recursos hídricos.
Uma das medidas da Câmara foi a criação da Bandeira Escassez hídrica para custear com recursos da bandeira tarifária os custos excepcionais do acionamento de usinas térmicas e da importação de energia. Essa cobrança é válida para todos os consumidores do Sistema Interligado Nacional, de setembro deste ano a abril de 2022, com exceção dos beneficiários da tarifa social e dos consumidores dos sistemas isolados.
Quanto às considerações sobre a tributação no Setor Elétrico, acompanhamos com atenção as iniciativas de vários estados no sentido de reduzir o ICMS da conta de energia na bandeira escassez hídrica, a exemplo do ocorrido no Mato Grosso do Sul.
No que concerne à descrição da modalidade de contratação de termelétricas no Brasil, destacamos que a contratação de usinas por “disponibilidade de energia elétrica” pressupõe o pagamento de uma receita fixa para o gerador tendo como contrapartida a disponibilidade da usina para geração sempre que necessário. Pague-se ainda receita variável em adição à receita fixa sempre que o gerador termelétrico contratado nessa modalidade for acionado para atender a carga do sistema.
De acordo com os editais de leilão, cabe aos agentes vendedores definir o montante de receita fixa e de receita variável necessários para assegurar a plena disponibilidade da usina para o Sistema Interligado Nacional. Desse modo, é incorreta a afirmação de que a utilização de mais de 20% da capacidade de geração de energia dessas usinas resulte em prejuízo operacional para os seus titulares.
Ademais é equivocada a ilação de que “quem construiu usinas termoelétricas o fez para não ter que gerar nenhuma energia”. Atualmente todo o parque termelétrico nacional está sendo acionado, com exceção das usinas com falhas eletromecânicas ou com indisponibilidade de combustível.
Também não há que se falar que “dessa forma, o seu lucro é aviltante”, uma vez que a rentabilidade dessas usinas termelétricas está associada à efetiva disponibilização da respectiva potência para atendimento ao sistema quando necessário.
O articulista propõe que “o que deveria ser contratado é a real necessidade da utilização da usina”. Trata-se de retomar a contratação de termelétricas por quantidade de energia, tal qual era feito antes de 2004. Importante lembrar que a “real necessidade” nunca é conhecida a priori. Se o sistema tem muita água, não acionaremos a termelétrica. Caso contrário, a termelétrica será muito acionada. Contratar usinas termelétricas “por quantidade de energia” significa imputar ao investidor a responsabilidade pelo risco hidrológico. Ele tem de colocar no preço ofertado a expectativa de geração de sua usina termelétrica nos próximos 20 anos. Na prática, em face da aversão ao risco por parte dos investidores, o consumidor pagava um prêmio elevado pelo risco assumido, o que resultava em remuneração excedente nos anos hidrologicamente mais favoráveis. Na modalidade “por disponibilidade”, o consumidor paga à termelétrica tão somente os custos necessários para sua efetiva operação.
Quanto à ilação de que “deveria ter-se acionado antes um volume maior das termoelétricas existentes”, ressaltamos que desde outubro de 2020 foram acionadas usinas termelétricas adicionais ao despacho previsto nos modelos computacionais do Setor Elétrico e também importação de energia dos países vizinhos, de modo a fazer frente ao cenário de atraso no período de chuvas. Tal diretriz permanece vigente desde então, motivadas pelas avaliações técnicas realizadas e corroboradas pelo CMSE.
Durante todo ano 2021, as ações adicionais para garantia da segurança do fornecimento foram sendo executadas com a temporalidade necessária, baseadas em estudos técnicos, avaliando sua efetividade, custos associados e a pertinência da tomada de decisão.
A oferta de recursos adicionais ao sistema, a partir das ações adotadas pelo CMSE e pela Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), tem sido essencial para garantia da segurança do atendimento energético em 2021 e para o planejamento do atendimento a 2022.
Os recursos adicionais provenientes dos comandos normativos das Portarias Normativas MME nº 5/2021, nº 13/2021 e nº 17/2021, diferentemente do que foi adotado na crise de 2001, têm o seu acionamento balizado por ofertas apresentadas periodicamente ao ONS e cujo aceite é determinado pelo CMSE.
Com todas as medidas adotadas, já estão disponíveis recursos adicionais ao sistema e também a contribuição a partir dos mecanismos de redução voluntária de demanda e do consumo, evoluindo de forma gradativa.
São recursos compostos por:

Acionamento de geração termelétrica adicional e viabilização de ofertas adicionais de geração ao sistema;
Importação de energia a Argentina e Uruguai;
Recursos ofertados de Redução Voluntária da Demanda – RVD;
Redução das defluências mínimas nas usinas hidrelétricas para permitir um maior armazenamento de água nos reservatórios de cabeceira;
Flexibilização dos limites de intercâmbios entre regiões, com respectivo aumento na transferência de energia entre elas;
Uso racional de energia elétrica pela população a partir das campanhas de conscientização e dos incentivos viabilizados;
Antecipação de obras de geração e transmissão:

EXPANSÃO DA GERAÇÃO

2.993 MW de JAN a AGO (Concluído)
4.364 MW de SET a DEZ (Em andamento)
Totalizando 7.357 MW de expansão prevista em 2021 







EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO  

4.530 KM de JAN a AGO (Concluído)
8.441 KM de SET a DEZ (Em andamento)
Totalizando 12.971 km de expansão prevista em 2021
DESTAQUE: LT 500 kV Bom Jesus da Lapa 2 – Janaúba 3 – Pirapora 2 + SE Janaúba 3, Concluído: SET/2021 – Adiantado 5 meses.
Agregou 1.300 MW no intercâmbio NE-SE.




Com transparência, previsibilidade e compromisso com o bem-estar social seguimos acompanhando e avaliando as medidas necessárias para garantia da segurança do suprimento de energia para todos os brasileiros.
 
 
(61) 2032-5620
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