HISTÓRICO DA CADEIA PRODUTIVA DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL

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ENGENHARIA DE PETRÓLEO
HISTÓRICO DA CADEIA PRODUTIVA DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL
LUNA VIEIRA ALVES DE MACEDO 
Matrícula: 201402186703
Professor Johny Corrêa 
Rio de Janeiro
2019
INTRODUÇÃO 
A inserção da indústria do petróleo e gás em determinada região desperta grandes expectativas em relação a um possível avanço econômico. Além de ter como matéria um produto exaurível e de fundamental importância para o sistema energético mundial, esta indústria compreende atividades complexas, capazes de mobilizar desde setores de ponta até setores de baixo nível tecnológico, revelando-se potencial indutora de encadeamentos intersetoriais, capazes de desenvolver uma economia.
O Brasil, até a década de 1970, possuía uma capacidade ínfima na produção de petróleo e gás. Entretanto, importantes descobertas foram realizadas, desde então, capazes de tornar o país um player relevante na indústria mundial do petróleo. O Estado do Rio de Janeiro (ERJ), por sua vez, foi cenário da primeira grande descoberta de jazidas com quantidades significativas de petróleo, capazes, inclusive, de tornar o país independente energeticamente. Em 1974, foi anunciada a descoberta de petróleo e gás na Bacia de Campos, na região norte fluminense, trazendo novas perspectivas em relação ao desenvolvimento regional. 
Em 2003, novas descobertas foram realizadas, no ambiente do pré-sal, revelando quantidades mundialmente relevantes de petróleo e gás na costa brasileira. O subsolo oceânico provido de jazidas estende-se desde o litoral do Espírito Santo até Santa Catarina, englobando a região da Bacia de Campos. Apesar de ainda não provadas, tais reservas prometem elevar o país à posição dos maiores detentores de reservas de petróleo e gás do mundo. Tal cenário tem revelado expectativas otimistas em relação ao futuro da economia do país e do ERJ. Entretanto as recentes descobertas trazem 2 consigo diversos desafios, que devem ser superados para que o Brasil e o estado possam colher os frutos positivos que a indústria do petróleo tem a gerar.
1.CARACTERIZAÇÃO DA CADEIA PRODUTIVA DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL.
	As atividades da cadeia produtiva do petróleo e gás natural pode ser agrupada em dois grandes blocos: 
• Upstream: Onde se encontram atividades correlatas à exploração e produção do óleo propriamente dito. 
• Downstream ou abastecimento: Caracterizado pelas atividades de transporte, refino, distribuição e comercialização. 
A cadeia produtiva do petróleo está segmentada em quatro grandes grupos: Exploração, Refino, Indústria Petroquímica e Indústria de Transformação. Os produtos extraídos nos quatro grandes grupos são: 
• Exploração: Líquidos de Gás Natural, Etano e Propano e Petróleo. 
• Refino: Gasolina, Óleo Diesel, Querosene, Bunker e Nafta. 
• Indústria Petroquímica: Produção de Olefinas e Aromáticos: Olefinas, Eteno e Propeno, Aromáticos e P-xileno; Produção de Polímeros: Polietileno, Polipropileno, Estireno/OS, PTA/PET e AA/SAP. 
• Indústria de Transformação: Embalagens, Filmes, Componentes automotivos, Fios, Tubos, Cabos, Eletrodomésticos e Fibras.
As concepções a propósito da cadeia produtiva foram desenvolvidas como técnicas de visão sistêmica, com preceitos associados ao processo de produção de bens delineado como um sistema, em que as distintas fases e atores encontram-se interligados por meio da inserção de bens, como matéria-prima e equipamentos, além de serviços e informações. A introdução desta fundamentação ao segmento de petróleo e gás natural produziu efeitos que definiram as bases que auxiliaram nas análises a respeito das distintas perspectivas do setor.
Entende-se que os enfoques sobre os processos de produção e exploração consistem atualmente em um dos pontos de maior discussão em âmbito mundial, criando-se como basilar o desenvolvimento de avaliações que representam as atividades em questão.
O processo de exploração de petróleo e gás natural compreende na primeira etapa da cadeia produtiva em companhias integradas e, são direcionadas à revelação de reservas de petróleo e gás natural, além de onshore e offshore. Assim, primeiramente tem-se a etapa de investigação, onde se consegue levantar informações e criação de bases de dados, sendo subdividida na aquisição e análise de mapas geológicos de superfície, levantamentos aerofotogramétricos, fotogeologia, emprego de métodos se sensoreamento remoto e de análises paleontológica e visitas nos locais.
No que concerne à aquisição e análise de mapas geológicos de superfície entende-se que incide na realização de um mapeamento das rochas que aparecem na superfície, com o intuito de reconhecer e delimitar bacias sedimentares, identificando estruturas hábeis na formação e acúmulo de hidrocarbonetos.
Os levantamentos aerofotogramétricos são empregados na construção de mapas-base ou topográficos, sendo conceituado como um método de se fotografar um terreno com o auxílio de um avião com equipamentos apropriados, voando em constância nos quesitos relacionados à altitude, direção e velocidade. 
A fotogeologia incide no estabelecimento de um perfil geológico por meio de fotos aéreas, onde poder-se-á verificar dobras, falhas e mergulho nas camadas geológicas.
O emprego de procedimentos para sensoreamento remoto faz o uso de imagens de radar cedidas por satélites terrestres, onde as cores são processadas com o desígnio de emergir as singularidades das rochas expostas na superfície.
O uso de técnicas de análises paleontológicas relaciona-se à identificação feita em laboratório dos fósseis que se encontram nas amostras das rochas derivadas da superfície e subsuperfície, com propensão em correlacionar os exemplares de rochas.
As visitas in situ, versam vistorias aos locais de importância para a efetivação de um cotejamento da situação local com os dados coligidos com o emprego dos métodos que foram mencionados anteriormente.
Segundo o SEBRAE (2007), a etapa que segue no processo de exploração de petróleo e gás consiste na prospecção, esta que é fundamentada pela comprovação de que o acúmulo de petróleo e gás natural acontece principalmente em formações geológicas sedimentares, e a presença destas é entendida através de procedimentos indiretos, que, de um modo geral, consiste na obtenção de informações por meio de técnicas de aplicação de métodos geofísicos, emprego de sísmicas de reflexão 2D e 3D, métodos geoquímicos, tratamento e informação de dados exploratórios, tratamento matemático e computacional dos dados, geração de imagens em computadores e sala de visualização, interpretação de seções sísmicas, construção de mapas geológicos e escolha de pontos de perfuração.
No que tange à aplicação de métodos geofísicos, pode-se notar que este procedimento avalia a Terra a partir do uso de medidas de suas propriedades físicas, sendo, no segmento de petróleo e gás empregados os métodos de gravimetria e magnetometria. A gravimetria baseia-se na medição nas alterações da massa volumar das rochas na subsuperfície da Terra, onde são efetivadas estimativas da espessura de sedimento em uma bacia sedimentar, alcançando-se dados sobre sua “extensão, limites, detecção da presença de rochas com densidades anômalas, como as rochas ígneas e domos de sal, e desenho do arcabouço estrutural da subsuperfície (falhas e dobras, etc.)”. (SEBRAE, 2007)
Quanto à magnetometria entende-se que o procedimento fundamenta-se no processo de “medição de pequenas variações na intensidade do campo magnético terrestre, consequência da distribuição irregular de rochas magnetizadas em subsuperfície. Permite conhecer os limites de bacias sedimentares, a presença de rochas ígneas rasas e o alinhamento do embasamento” (SEBRAE, 2007)
A aplicação de sísmica de reflexão 2D e 3D é utilizada a transmissão de ondas acústicas originárias de abalos sísmicos provocados por explosões intencionais, efetuados na superfície, para mapear as estruturas da subsuperfície, seja em terra ou em águas. Baseia-se nas leis de propagação das ondas nas várias camadas geológicas, interpretando a velocidade e o modo comque elas refletem (reflexão) ou se deixam atravessar (refração) pelas ondas sísmicas. Explosões de dinamite ou caminhões vibradores são utilizados para gerar ondas acústicas em terra e canhões de ar comprimido, no mar. Geofones, em terra, e hidrofones, no mar, captam a energia sísmica que é refletida pelas camadas geológicas e os sismógrafos digitalizam e gravam os dados. Sísmica 2D: fornece um perfil longitudinal de subsuperfície. Em áreas com estruturas complexas (domos de sal, falhas e dobras) produzem uma imagem falsa da subsuperfície.
Sísmica 3D: considerando que as estruturas geológicas de subsuperfície, com interesse para exploração de hidrocarbonetos, são de natureza tridimensional, esse método aperfeiçoou o 2D. É, basicamente, um cubo de dados sísmicos, montado a partir de linhas paralelas de maneira a abranger toda a subsuperfície. A chamada Sísmica 4D, usada na etapa de produção, nada mais é do que a repetição de um levantamento 3D, em grandes intervalos de tempo, mantendo-se as mesmas condições de aquisição e processamento, visando observar eventuais alterações nas características petrofísicas dos reservatórios. (SEBRAE, 2007)
Ainda conforme o SEBRAE (2007), no que diz respeito à aplicação de métodos geoquímicos, verifica-se que consistem em técnicas que empregam conhecimentos a propósito da geoquímica acerca da composição química da Terra, além de “os processos químicos, as reações que governam a composição de rochas, solos, corpos d’água continentais, dos oceanos e dos ciclos de matéria e a energia que transporta os componentes químicos da Terra pelo tempo e espaço”. Salienta-se que este método possui a finalidade de identificar regiões consideradas promissoras à acumulação de petróleo e gás natural.
Na exploração é realizada a extração de Líquidos de Gás Natural, Etano, Propano, assim como, a produção de petróleo. Serviços relacionados à extração de petróleo e gás realizados sob contrato: perfuração dirigida, reperfuração, perfuração inicial, elevação, reparos e desmantelamento de torres de perfuração, ementação dos tubos dos poços de petróleo e gás, fechamento de poços e outras atividades conexas às atividades de liquefação, regaseificação e outros processos que facilitem o transporte de gás natural, feitos no local da extração.
Já no refino é realizada a transformação de produtos através de processo químico de limpeza e refino do óleo cru. A fabricação de produtos do refino do petróleo são o gás liquefeito do petróleo (GLP) gasolina, nafta, gás de nafta craqueada, querosene de aviação, querosene comum, óleo diesel, óleo combustível, gasóleo, gases residuais, parafina, óleos lubrificantes básicos, asfalto (cimento asfáltico), coque de petróleo, alcatrão de petróleo, outros resíduos de petróleo, etc.
Na Indústria Petroquímica ocorre a produção de olefinas como, Eteno e Propeno, e também de aromáticos como o Benzeno e pXileno. Assim como, a produção de polímeros, tais quais, Polietilenos, Polipropileno, Estireno/PS, PTA/PET AA/SAP. A fabricação de produtos derivados de petróleo, realizada fora de refinarias, tais como, óleos lubrificantes acabados, graxas lubrificantes, vaselina, líquidos para transmissões hidráulicas, etc; produção de combustíveis realizada por centrais petroquímicas; fabricação de briquetes de petróleo.
Indústria de Transformação ocorre os processos de extrusão, sopro e injeção. E depois a distribuição varejo como, distribuição de caminhões tanques que realizam a distribuição para os postos e grandes consumidores.
2.HISTÓRICO DO DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL.
A existência de hidrocarbonetos no cotidiano das pessoas precede a era moderna. Na antiguidade o petróleo e seus derivados tinham várias utilidades como: calafetação de embarcações, assentamento de tijolos, pavimentação de estradas, embalsamamento dos mortos, entre outras utilidades (THOMAS, 2004). 
Em meados do século XIX, os camponeses cavavam poços manualmente, a fim de obter petróleo em estado natural, e ao refinar esse petróleo se obtinha querosene.Nesse período havia uma deficiência na indústria ocidental europeia uma tecnologia de perfuração. (YERGIN,1990 apud ARAGÃO, 2005), com a necessidade de iluminantes e lubrificantes, se originou uma inovação empresarial, onde se extraiam estes produtos do carvão e de outros hidrocarbonetos (YERGIN,1990, apud ARAGÃO, 2005). 
No século XX o petróleo torna-se uma parte significativa da matriz energética, onde temos de um lado a entrada precoce nessa indústria, e do outro lado a presença do estado via empresas estatais. Podemos citar algumas importantes empresas que tiveram grande contribuição para o desenvolvimento da América do Sul, como a Petrobras, a YPF e a PDSVA, onde cada uma possui seus próprios objetivos e interesses, e principalmente buscam contribuir para a região (CAMPOS, 2005). 
Como sabemos as grandes companhias de petróleo buscam por reservas, e isso vem ocorrendo desde os anos 90 na América do Sul, onde tivemos uma maior flexibilidade de monopólios públicos, privatizações e alguns novos contratos de exploração e produção (CAMPOS, 2005). 
No Brasil a história do petróleo se principia em meados do século XX, através do monopólio estatal e com o surgimento da Petrobras, e foi através da criação desta empresa que a indústria petrolífera se desenvolveu (ARAGÃO, 2005).
Algumas medidas foram tomadas para que realmente essa empresa pudesse crescer e se desenvolver no setor petrolífero, medidas estas como: a criação de novas refinarias, formação de infraestrutura de abastecimento, avanço na rede de transporte, e adicionalmente, instalações de terminais em pontos estratégicos do país (CANELAS, 2007). 
Entretanto a economia mundial petrolífera, e principalmente a economia brasileira de petróleo sofreram alguns choques. Após estes choques brasileiro de petróleo, a Petrobras visava expandir cada vez mais suas reservas descobertas de óleo, por esse motivo investiu em novas tecnologias e em equipamentos avançados que favorecesse ainda mais a sua exploração e produção de hidrocarbonetos. 
A história do surgimento do petróleo no Rio Grande do Norte se dá por inúmeros relatos que indicam a existência de petróleo naquelas terras. Um desses relatos consistia no fato dos moradores de Vila Caraúbas retirarem de um açude da região uma lama negra que era usada para alimentar os lampiões daquela localidade. Apesar desse fato não havia nenhuma informação definitiva a respeito da existência de reservas relevantes de hidrocarbonetos, embora o querosene já fosse bastante utilizado entre eles. 
Após alguns estudos constatou-se a probabilidade de existência de petróleo nessa região.Com isso, a Petrobras resolve aumentar os investimentos na região, passando a inserir uma sonda, com a finalidade de se perfurar um poço na região de Panela do Amaro.
Por fim e novembro de 1973, o Rio Grande do Norte dá início a produção de petróleo, no campo de Ubarana, onde se constatou um acúmulo de petróleo bastante significativo.
3.HISTÓRICO DO DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL.
A utilização do gás natural no Brasil tem início antes mesmo da criação da Petrobras, na década de 1940, na Bahia, a partir da descoberta de aproveitamentos de petróleo e gás natural no Recôncavo Baiano. À época empresas privadas brasileiras e com acionistas brasileiros que recebessem autorização do Conselho Nacional do Petróleo (CNP) tinham direito de explorar hidrocarbonetos. 
A criação do CNP, em 1938 pelo governo Vargas, foi a primeira iniciativa objetiva do Estado de regular a indústria do petróleo. Este arcabouço institucional foi alterado na década seguinte. A percepção de vulnerabilidade do Brasil em relação ao suprimento petrolífero gerou o debate sobre a possibilidade de desenvolver uma indústria nacional do petróleo. 
Neste contexto tomou força no país uma campanha popular em defesa do monopólio do petróleo nas mãos do Estado (a campanha “O Petróleo é Nosso”), que culminou com a publicação, em 1953, da Lei nº 2.004/53, que criou a Petrobras. Com efeito, a Lei nº 2.004/53determinou o monopólio da União sobre as atividades de pesquisa e lavra de jazidas, refino (exceto para as refinarias já existentes) e transporte marítimo de petróleo. A Lei estabeleceu, ainda, que o monopólio seria exercido pela Petrobras (órgão executor do monopólio da União) e pelo CNP (na fiscalização das atividades decorrentes do monopólio). Isso, na prática, representou o monopólio da Petrobras sobre as atividades da indústria do petróleo e do gás natural. Neste contexto a Petrobras produzia o gás natural (na grande maioria das vezes associado ao petróleo1 ) e vendia diretamente a consumidores finais. 
No entanto, a participação do gás natural na matriz energética nacional era modesta e não superou 1% até 1981. A descoberta das reservas petrolíferas e gaseíferas na Bacia de Campos, na década de 1980, foi um marco importante para permitir o aumento no consumo de gás natural no país. 
A partir do incremento na produção próxima ao mercado do Rio de Janeiro, foi possível utilizar o produto, fornecido diretamente pela Petrobras. No final desta mesma década a publicação da Constituição de 1988 estabeleceu algumas mudanças que impactaram o funcionamento da indústria de gás natural. A mais significativa foi a determinação de que caberia aos Estados da Federação exercer o monopólio sobre a distribuição de gás canalizado.
Desta forma, as Unidades da Federação podiam criar empresas públicas estaduais que tinham o direito de monopólio sobre a distribuição. Na prática isso significou que a Petrobras não mais poderia vender diretamente a consumidores finais. Todavia, para manter-se presente neste segmento, esta empresa adotou a estratégia de manter participação societária em quase todas as companhias de distribuição. Outras mudanças, inseridas num contexto mais amplo de Reforma do Estado, foram implementadas na indústria de petróleo e gás na década de 1990. 
Destacam-se duas Emendas Constitucionais e a publicação da Lei nº 9.478/97. A Emenda Constitucional nº 5, de 1995, alterou o § 2º do artigo 25 da Constituição Federal (CF), permitindo que os Estados concedessem a empresas privadas a exploração dos serviços locais de gás canalizado3 . 
A Emenda Constitucional nº 9, também de 1995, alterou o artigo 177 da CF, determinando a quebra do monopólio da Petrobras sobre as atividades de pesquisa e lavra de jazidas, refino, importação e exportação de hidrocarbonetos e transporte marítimo ou por meio conduto de petróleo e gás natural, uma vez que estabeleceu que a União poderia contratar tais atividades junto a empresas estatais ou privadas. 
A flexibilização do monopólio da Petrobras, no entanto, só pôde ser implementada dois anos depois, com a publicação da Lei nº 9.478/97, denominada pelo mercado como “Lei do Petróleo”, a qual foi o principal marco da reforma institucional na indústria de petróleo e gás. Esta Lei ratificou a propriedade da União sobre os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos, estabeleceu os princípios e objetivos da política energética nacional, criou o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, criou a Agência Nacional do Petróleo – ANP e estabeleceu normas a respeito da participação de outras empresas (além da Petrobras) nas atividades da indústria petrolífera. 
A Lei determinou que cabe ao CNPE propor ao Presidente da República as políticas nacionais em consonância com os princípios e objetivos da política energética nacional. Um desses objetivos, expresso no Art. 1º, VI, era “incrementar, em bases econômicas, a utilização do gás natural”. 
Fica claro, portanto, que o legislador preocupou-se com o aumento da participação do gás natural na matriz energética do país. Sobre a ANP, a Lei do Petróleo determinou que sua finalidade é a promoção da regulação, da contratação e da fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo e gás natural. Desta forma, recaiu sobre esta Agência, desde esta época, a responsabilidade de regular a indústria de petróleo e a de gás natural. 
A partir de então, a ANP passou a editar normas que regulamentassem o funcionamento da indústria petrolífera e gaseífera. Diante deste contexto, cabe, a seguir, uma análise pormenorizada, mas não exaustiva, de cada segmento da cadeia de valor da indústria gaseífera nacional. Com a publicação da “Lei do Petróleo” atividades de exploração e produção (E&P) de hidrocarbonetos passaram a ser concessões e podiam ingressar nessas atividades agentes que fossem vitoriosos nos Leilões de Blocos promovidos anualmente pela ANP. 
Desta forma, foi implementada a competição no E&P, por meio da possibilidade de ingresso de qualquer agente com capacitação técnica e financeira para realizar as atividades de exploração e produção. 
No caso particular da indústria de gás natural, que se difere da indústria do petróleo por ser uma indústria de rede, a partir de 1998 a ANP começou a editar normas regendo a atuação dos agentes, uma vez que a Lei determinou que as atividades de processamento de gás natural, de importação de gás natural e de construção e operação de gasodutos seriam outorgadas mediante autorização. Desta forma, em 1998, a ANP publicou a Portaria ANP nº 43/98, que estabeleceu os procedimentos a serem cumpridos pelos agentes interessados em obter autorização de importação de gás natural; a Portaria ANP nº 169/98, que regulamentou o artigo 58 da Lei, determinando as regras de acesso à infra-estrutura de movimentação de gás natural; e a Portaria ANP nº 170/98, que trata dos requisitos necessários à obtenção de autorização para construção, ampliação e operação de instalações de transporte e transferência de gás natural. 
Sobre as importações, depois da publicação da Portaria ANP nº 43/98 foram outorgadas autorizações para mais de 17 (dezessete) grupos econômicos. O principal marco para a importação de gás do Brasil foi a entrada em operação do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL), no ano de 1999, quando teve início o comércio internacional de gás entre os dois países. 
Há que se destacar, ainda, as recentes importações realizadas pela Petrobras de gás natural na sua forma liquefeita a partir de 2009. Por fim, ressalta-se, que para esta atividade encontram-se válidas 8 (oito) autorizações em agosto do ano corrente, tendo como principal fonte supridora a Bolívia (para o produto movimentado em gasoduto).
Com o início da importação do gás natural boliviano, cresceu a perspectiva da realização de projetos de termelétricas a gás, com o intuito de atuarem como âncora de consumo do gás importado, antecipar receitas da venda desta mercadoria e suprir, no curto prazo, a necessidade prevista de geração de energia elétrica, dado a dependência de regimes hidrológicos. 
Assim, no início do ano 2000, o MME lançou o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), através do Decreto nº 3.371/00, visando incentivar o investimento necessário à implantação de usinas termelétricas, com ênfase em projetos de plantas geradoras a gás natural. Em 2001, durante a crise do setor elétrico4 , a Portaria Interministerial MME/MF nº 176 definiu o preço máximo e a sistemática da correção do preço do gás a ser ofertado pela Petrobras para as térmicas do PPT. 
Apesar do atraso da entrada em operação comercial de várias usinas termelétricas a gás e da pouca contribuição dos projetos do PPT para a recuperação dos reservatórios das hidrelétricas durante a crise, a participação das termelétricas a gás na oferta interna de energia elétrica, de maneira complementar à hidroeletricidade (que é fortemente dependente do regime de chuvas) consolidou-se paulatinamente. 
A busca pela segurança no suprimento de gás para as termelétricas, principalmente após a nacionalização dos hidrocarbonetos pela Bolívia6 , motivou vários investimentos em infraestrutura de transporte de gás natural, em especial o Plano de Antecipação de Gás do Sudeste – PLANGÁS e a construção dos píeres de GNL. No tocante à movimentação de gás natural, a Portaria ANP nº 169/98 determinava que qualquer agente interessado em contratar capacidade de transporte em gasodutosexistentes ou a serem construídos tinham direto de acesso a esses dutos desde que houvesse capacidade de transporte. 
A partir da publicação desta norma alguns agentes solicitaram capacidade no GASBOL. No primeiro semestre do ano 2000, a Enersil, empresa do Grupo Enron, solicitou acesso à capacidade, por meio da modalidade não firme, à Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG). Por não permitir o acesso a situação foi mediada pela ANP, conforme determina o próprio artigo 58 da Lei nº 9.478/97. 
Após a análise das justificativas de ambas as partes a ANP garantiu à Enersil o acesso à referida capacidade, obedecendo ao princípio de não discriminação preconizado pela Lei do Petróleo. Já no segundo semestre do ano 2000, a British Gas do Brasil Ltda. (BG) solicitou dois diferentes tipos de serviço de transporte à TBG, inicialmente um serviço não firme e posteriormente um serviço firme de curto prazo.
Mais uma vez, com a recusa da TBG em permitir o acesso à capacidade do GASBOL, a ANP intermediou a situação e determinou o acesso da BG ao Gasoduto7 . Em decorrência dos processos supracitados, e visando estabelecer procedimentos mínimos a serem adotados por ocasião da resolução de conflitos pela Agência, foi publicada a Portaria ANP nº 254/2001 e iniciado processo de elaboração de uma nova norma em cumprimento os preceitos do artigo 58 da Lei do Petróleo, tendo sido revogada a Portaria ANP nº 169/988 . 
Este processo possuiu forte participação dos agentes do mercado, por meio de Consultas e Audiências Públicas e acabou resultando na publicação de quatro normas, uma publicada em 2003 e três em 2005. Deste modo, em 2003, foi publicada a primeira norma como resultado da elaboração do regulamento relacionado ao artigo 58 da Lei, a Portaria ANP nº 001/03, que estabeleceu os procedimentos para o envio das informações referentes às atividades de transporte e de compra e venda de gás natural ao mercado, aos Carregadores e à ANP. 
O objetivo precípuo desta norma foi garantir a publicidade das informações relacionadas à atividade de transporte de gás natural por meio de gasodutos a todos os agentes do mercado. Também em 2003 foi estabelecido o procedimento para comunicação de incidentes, a ser adotado pelos concessionários e empresas autorizadas pela ANP a exercer as atividades de exploração, produção, refino, processamento, armazenamento, transporte e distribuição de petróleo, seus derivados e gás natural, por meio da Portaria ANP nº 003/03. Já o restante das normas que regulamentam o artigo 58 da Lei nº 9.478/97 foi publicado em 2005, sendo a Resolução ANP nº 027/05 a que trará o acesso às instalações de transporte dutoviário de gás natural, a Resolução ANP nº 028/05 a que regulamenta a cessão de capacidade de transporte dutoviário de gás natural e a Resolução ANP nº 029/05 a que estabelece os critérios para cálculo de tarifas de transporte dutoviário de gás natural. 
No que concerne a infraestrutura para movimentação de gás natural em operação, vale apontar dois importantes marcos. O primeiro deles refere-se a toda malha existente antes da criação da ANP para a movimentação de gás natural, onde esta teve sua titularidade ratificada pela Agência em 1998, perfazendo 1.905,9 Km de gasodutos de transporte naquela época. O segundo deles decorre da publicação da Portaria ANP nº 170/98, que instituiu requisitos mínimos para obtenção de autorizações para construção, ampliação e construção de gasodutos e suas instalações auxiliares (estações e/ou serviços de compressão, pontos de entrega, estações de medição, dentre outras), tendo ensejado uma série de pedidos, sendo os empreendimentos mais relevantes: 
(i) a incorporação de mais de 5.000km à malha (ressaltando-se a entrada em operação do GASBOL e empreendimentos integrantes do Plano de Aceleração do Crescimento – PAC9 e Plano de Antecipação de Gás do Sudeste– PLANGÁS10); 
(ii) maior integração da infra-estrutura, anteriormente caracterizada como sistemas isolados. Seguindo os mesmos princípios, a ANP publicou uma norma estabelecendo os requisitos necessários para a outorga de autorização de construção, ampliação de capacidade e operação de refinarias e unidades de processamento de gás natural, por meio da Portaria ANP nº 028/99. 
A partir de então um conjunto expressivo de autorizações tem sido emitido para permitir a ampliação e a modernização do parque de processamento de gás natural, garantindo ainda que o produto a ser consumido no país esteja de acordo com as especificações de qualidade emanadas pela ANP. A norma vigente sobre o tema é a Resolução ANP nº 16/2008. 
Posteriormente, foram regulamentadas as atividades de distribuição de gás natural liquefeito (GNL) a granel, por meio da Portaria ANP nº 118/00 e de distribuição de gás natural comprimido (GNC) a granel, inicialmente pela Portaria ANP nº 243/00 e correntemente pela Resolução ANP nº 41/2007. Estas são atividades consideradas como alternativas para estimular o desenvolvimento de novos mercados de gás natural no Brasil, em especial em localidades não atendidas pela infra-estrutura de transporte e distribuição dutoviária no país, as quais consistem em adquirir o gás natural de um fornecedor (produtor nacional ou importador), comprimi-lo/liquefazê-lo, transportá-lo (através de veículos transportadores de GNC/GNL) e vendê-lo a um consumidor final. Atualmente (agosto de 2009), 24 (vinte e quatro) agentes exercem a atividade de distribuição de GNC, enquanto apenas uma empresa detém autorização para distribuir GNL em todo território nacional. 
Vale ressaltar, ainda, que em 2001, a ANP regulamentou a revenda varejista de Gás Natural Veicular (GNV), por meio da Portaria ANP nº 032/01. Permeando todos os elos da cadeia de valor da indústria do gás natural, a Lei nº 9.478/97, por ocasião de sua publicação, não instituiu qualquer vinculação da prática da atividade de comercialização de gás natural à regulação federal11. A única exceção consistiu do controle de preços do gás natural pelo governo até o final do ano de 2001, quando foi liberado através da Lei nº 9.990/00. 
É importante observar que, em dezembro de 2001, o CNPE propôs, por meio da Resolução CNPE nº 06/01, a manutenção do controle de preços do gás natural, a ser implementado por projeto de lei, sendo que tal iniciativa não teve continuidade. Após o ano de 2001, a formação dos preços do gás obedeceu três lógicas: a do gás proveniente de importação, que dependia dos contratos de fornecimento do exterior, a da produção nacional, que continuou utilizando as regras das Portarias vigentes durante o período de controle de preços, e a do gás destinado ao Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), o qual será discutido adiante. 
Em 2007 a Petrobras implantou uma nova política de preços de venda de gás natural de produção nacional para as companhias distribuidoras, a qual possui uma parcela fixa (reajustada anualmente pelo IGP-M da Fundação Getúlio Vargas - FGV) e uma variável (com reajuste trimestral e pela variação de uma cesta de óleos e do câmbio). 
Por tudo que foi exposto, e não obstante os avanços promovidos pela regulamentação da Lei nº 9.478/97 era clara na indústria a visão de que esta Lei era insuficiente para tratar das especificidades da indústria do gás natural, uma vez que a Lei dava a este energético tratamento de derivado de petróleo e não de fonte primária de energia. Além disso, a Lei nº 9.478/97 dava à ANP poucos instrumentos para regular a indústria gaseífera. Por esta razão a própria ANP, em diversos fóruns, explicitou a necessidade de uma legislação específica para o gás natural. 
Desta forma, no ano de 2005, o Senado Federal encaminhou um Projeto de “Lei do Gás”, ou seja, de uma legislação exclusiva para a indústria do gás natural. Um ano depois, a Câmara dos Deputados também propôs dois Projetos de Lei, que foram unificados e tramitaram naquela casa. Após três anos de tramitação na Câmara e no Senado, em março de 2009, foi publicada a Lei nº 11.909/09, também conhecida como “Lei do Gás”.
4.ANÁLISE ECONÔMICA DA INDÚSTRIADE PETRÓLEO: CARACTERÍSTICAS, CONCEITO DE MONOPÓLIOS, CARTELIZAÇÃO, REGULAÇÃO E ESTRUTURAS DE MERCADO.
A partir do momento em que a indústria do petróleo emergiu, no Brasil, logo foi apontada como uma importante alternativa para o alcance do desenvolvimento econômico do país. Para analisar se o processo pelo qual a economia brasileira vem passando constitui uma trilha rumo ao desenvolvimento é indispensável uma discussão sobre o que se entende como sendo tal processo. De modo geral, os debates envolvendo o tema são diversos e nem sempre convergentes. 
Neste processo, partiu-se de uma situação de monopólio, onde a Petrobrás era a única empresa responsável pelas atividades de exploração, produção, transporte, refino, importação e exportação de petróleo no país, chegando-se à abertura do mercado, na qual qualquer empresa adquiriu o direito de executar estas atividades. Segundo MATTOS (2001, p. 74) a indústria brasileira de gás natural passou por uma transformação devido à eliminação das barreiras institucionais no segmento upstream, (a jusante) com a intenção de viabilizar a entrada de novos agentes, por existirem áreas não exploradas pela Petrobrás. 
Dentre os vários modelos de estrutura industrial que têm surgido devido ao processo de desregulamentação ocorrido nessa indústria no cenário internacional, o que mais se assemelha ao caso brasileiro é o modelo que privilegia o livre acesso à rede de transporte por gasodutos (op. cit. p. 74). Essa transformação mudou a função do Estado no setor que deixou de ser produtor e passou a regular esta cadeia de atividades no Brasil, sendo agora representado por agências reguladoras como a Agência Nacional do Petróleo (ANP), vinculada ao Ministério de Minas e Energia, e o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). 
Neste processo de reestruturação, cabe ao governo aumentar a eficiência do setor e o nível de investimentos, ampliar as suas atividades e promover a existência de concorrência entre os agentes envolvidos, instituindo mecanismos que protejam os consumidores. Como resultado deste último objetivo, o setor energético brasileiro torna-se sujeito tanto a regimes de regulação como às regras de defesa da concorrência, delimitadas pela legislação antitruste atual (POSSAS, FAGUNDES e PONDÉ, 1998).
Diante disto, a reestruturação do setor pode apresentar mudanças significativas em termos de, por exemplo, tamanho do mercado e existência de obstáculos à entrada de novas firmas. Tendo em vista o caso brasileiro, supõe-se que a abertura do setor petrolífero implique em um maior nível de investimentos e de tecnologias necessárias para a expansão do mercado, visando também aumentar a produção. Ou seja, uma maior oferta de derivados de petróleo pode vir a diminuir a dependência externa, e com isto o país poderá atender a um possível aumento de demanda. 
Considerando-se que quase metade do petróleo consumido no país é importado e que o preço deve sinalizar ao consumidor o custo marginal, se isto ocorrer na prática, espera-se um aumento do faturamento de todos os produtores do setor, viabilizando os seus programas de investimentos e, com isto, aumentar a competição.
Da tendência globalizante da economia mundial surgiu à necessidade de repensar a política para a indústria do petróleo e gás no Brasil, com o intuito de flexibilizá-la, permitindo que atividades antes exercidas sob monopólio da união passassem a ser realizadas por outras empresas além da Petrobrás. Em decorrência desta situação, a flexibilização começou a ser regulamentada pela Lei do Petróleo 1 .
Existem diversas formas de se analisar a estrutura de um mercado, a mais usual é a concentração, apesar de se saber que “a concentração da produção ou das vendas não é a única nem mesmo, necessariamente, a mais importante dimensão da estrutura de um mercado. Essas outras dimensões incluem as barreiras à entrada, a integração vertical, a concentração da demanda e diversos tipos de acordos entre as firmas visando à limitação da concorrência” (GEORGE e JOLL, 1981). 
Dentre as várias formas de se analisar a concentração, destaca-se a concentração por acordo que se divide em Truste e Cartel. Segundo GUIMARÃES (1977) o Truste é a forma de concentração econômica, realizada através de acordos entre as empresas ou devido à coação. 
O Cartel se caracteriza por um grupo de empresas que se unem através de acordos (conluio), determinando preços e níveis de produção e comportando-se como um monopolista ao maximizarem a soma conjunta de seus lucros. Outra forma de tratar o tema concentração é pela análise dos vários índices que revelam a estrutura do mercado sob estudo. 
De acordo com SABOIA(1980), dentre as medidas de concentração mais utilizadas estão as medidas de concentração absoluta, como as razões de concentração, e a medida relativa denominada de Índice de Herfindahl(HH).
No setor de petróleo e gás natural, foi determinado pela nova legislação que a Petrobrás deve constituir subsidiárias específicas para cada uma das atividades que vier a realizar. Mas, quanto à regulação da concorrência, só existe a orientação geral de que a ANP deve comunicar ao Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (CADE) qualquer fato que configure infração a ordem econômica. Segundo OLIVEIRA apud PINDYCK e RUBINFELD (2002) o CADE foi criado em 1962 e em junho de 1994 seus poderes foram reforçados e ele transformou-se em autarquia. 
Um dos papéis do CADE é reprimir infrações à ordem econômica, tais como o cartel, discriminação de preços e a venda casada. O segundo papel é o de prevenir infrações à ordem econômica através do controle de ações que venham a limitar ou prejudicar a livre concorrência, por exemplo: fusões, aquisições, joint ventures e reorganizações societárias nas 7 quais pelo menos um dos participantes domine o mercado. Denominam-se estes processos de atos de concentração (PINDYCK e RUBINFELD, 2002).
No setor de petróleo e gás natural, foi determinado pela nova legislação que a Petrobrás deve constituir subsidiárias específicas para cada uma das atividades que vier a realizar. Mas, quanto à regulação da concorrência, só existe a orientação geral de que a ANP deve comunicar ao Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (CADE) qualquer fato que configure infração a ordem econômica. Segundo OLIVEIRA apud PINDYCK e RUBINFELD (2002) o CADE foi criado em 1962 e em junho de 1994 seus poderes foram reforçados e ele transformou-se em autarquia. 
Um dos papéis do CADE é reprimir infrações à ordem econômica, tais como o cartel, discriminação de preços e a venda casada. O segundo papel é o de prevenir infrações à ordem econômica através do controle de ações que venham a limitar ou prejudicar a livre concorrência, por exemplo: fusões, aquisições, joint ventures e reorganizações societárias nas 7 quais pelo menos um dos participantes domine o mercado. Denominam-se estes processos de atos de concentração (PINDYCK e RUBINFELD, 2002).
A principal tarefa do órgão regulador deve ser a de regular os preços, pois, eles relacionam-se diretamente com o excedente econômico e sua distribuição. Portanto, originaram-se esquemas alternativos de regulação, os quais foram denominados de regulação por incentivos, centrados basicamente sobre regulação de preço (price-cap), regulação por padrão de comparação (yardstick regulation) e regulação da qualidade (PINTO JR. e SILVEIRA, 1999, p. 6). 
De acordo com a ANP, a partir do dia 1º de janeiro de 2002, ou seja, após quatro anos e meio da implantação da Lei do petróleo, passou a vigorar o novo modelo de abertura do mercado de combustíveis no Brasil. Este modelo prevê a liberação dos preços nas unidades produtoras, que antes eram controlados pelo governo federal e a importação de derivados por outros agentes econômicos além da Petrobrás. Essa medida tem como objetivo principal à criação de um mercado competitivo nesse setor.
5.DESAFIOS NO BRASIL PARA A EXPANSÃO DO MERCADO DE GÁS NATURAL
Contribuições para cinco objetivos diferentes voltados para a desverticalização do mercado de gás no Brasile que tratam de assuntos-chave neste processo: modelos de independência; acesso a gasodutos de escoamento, unidades de tratamento e terminais de regaseificação, incluindo regras de conciliação e arbitramento; transparência às transações comerciais no mercado cativo; harmonização das regulações estaduais; e o programa de liberação de gás natural – chamado “Gas Release”.
Com o desenvolvimento econômico do país, há um natural crescimento da demanda por produtos específicos. Um deles é a energia elétrica. Por isso, a expansão coordenada de nossa matriz energética deve ser capaz de sustentar o fornecimento desta em bases competitivas e o gás natural é uma fonte energética que apresenta benefícios ambientais e vem se mostrando-se cada vez mais economicamente viável. Por exemplo, há projetos de usinas termoelétricas que têm o seu custo semelhante às usinas hidroelétricas.
Gráfico 1 – Avaliação da competitividade do preço do GNV no Brasil frente à gasolina comum e o etanol
E é no sentido de promover o GNV como combustível mais limpo e social que o Comitê Nacional do GNV trabalha. Consideramos imprescindível a adoção de ações como ampliação do uso em veículos pesados (ônibus tipo BRT e de transporte de carga) em todo o país. No segmento específico de veículos pesados, por exemplo, o Brasil já possui tecnologia desenvolvida e aplicada. Contudo, pouco destinada ao próprio Brasil, sendo o principal mercado a exportação para países como África do Sul e México. O estímulo ao uso do GNV no Brasil é um estímulo à nossa competitividade perante o mundo, à geração de empregos e ao desenvolvimento econômico.
BIBLIOGRAFIA
ANP. AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Endereço eletrônico: http://www.anp.gov.br
ARAGÃO, A.P. Estimativa da contribuição do setor do petróleo ao produto interno bruto: 1955-2004. 2005.165f. Dissertação de Mestrado em Planejamento Energético. COPPE-UFRJ, Rio de Janeiro, 2005. 
BORGES, E.; ROCHA, M.; ALLEGRETTI, R. Projeto IND-P&G-06. Inovação tecnológica na cadeia produtiva de petróleo, gás e energia / Aladio Antonio de Souza et al., (organizadores). – São Cristóvão: Universidade Federal de Sergipe, 2010.
CAMPOS, A.F, A reestruturação da indústria de petróleo Sul Americana nos anos 90. Dissertação de Doutorado em Planejamento Energético. COPPE UFRJ, Rio de Janeiro, 2005.
CANELAS, A.L.S. Evolução da importância econômica da indústria de Petróleo e Gás Natural do Brasil: Contribuição a variáveis Macroeconômicas. Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Ciências em Planejamento Energético. Rio de Janeiro, 2007.
GEORGE, Kenneth D.; JOLL, Caroline. Organização Industrial: concorrência, crescimento e mudança estrutural. Rio de Janeiro: Zahar, 1983. 
GUIMARÃES, Eduardo A. Acumulação e crescimento da firma: um estudo de organização industrial. Rio de Janeiro: Zahar, 1982.
MATTOS, M. P. A indústria brasileira de gás natural: estruturas de mercado e o comportamento estratégico da Petrobrás. Salvador, 2001. 120 folhas. Dissertação (Mestrado em economia). Faculdade de ciências econômicas da Universidade Federal da Bahia.
PINDYCK, ROBERT S.; RUBINFELD, DANIEL L. Microeconomia. 5ª. ed. São Paulo: Prentice Hall, 2002. 
PINTO JR, H.; FIANNI, R. O setor petrolífero brasileiro: aspectos de regulação recente. In: KUPFER, David.; HASENCLEVER, Lia (Orgs.). Economia Industrial: fundamentos teóricos e práticas no Brasil. Rio de Janeiro: Campus, 2002. 
PINTO JR, H.Q.; SILVEIRA, J. P. Elementos da regulação setorial e de defesa da concorrência: uma agenda de questões para o setor de energia. Rio de Janeiro: ANP, 1999.
POSSAS, Mario; FAGUNDES, J.; PONDÉ, J. L. Defesa da concorrência e regulação de setores de infra-estrutura em transição. Revista de Direito Econômico.n. 27. Janeiro e Julho de 1998. 
POSSAS, Mario L. ‘Concorrência schumpeteriana’. In: Kupfer, D. e Hasenclever, L. (orgs.). Economia Industrial: Fundamentos teóricos e práticas no Brasil. Rio de janeiro: Campus, 2002.
SABOIA, J. L. M. A mensuração da concentração industrial. Anais do II encontro brasileiro de econometria. Nova Friburgo, Rio de Janeiro: Sociedade Brasileira de Econometria, 1980.
SISTEMATIZAÇÃO DO CONVÊNIO PETROBRAS-SEBRAE. Convênio Petrobras-Sebrae. Brasília, 2009.
www.fiepr.org.br