Refleksjon rundt temaet tegnspråk

O mercado europeu de gás natural desenvolveu-se rapidamente desde os anos 70, apesar de nesta década a procura de gás natural nos combustíveis fósseis ter sido, apenas, de 5%. Em 2000, esta percentagem já era de 20%. A indústria do gás natural é caracterizada pela sua natureza intensiva em capital, com investimentos avultados e irreversíveis nas estruturas de abastecimento, de armazenamento, construção da rede de transporte, o que influenciou o balanceamento do poder de mercado entre consumidores e produtores (Ellis et al., 2000). Estes investimentos são, predominantemente, irreversíveis (Spanjer, 2009).

O mercado de Gás Natural na União Europeia caracterizava-se pela sua estrutura monopolista, antes de a primeira Diretiva ser lançada em 1998 (0dell, 1992). O monopólio existiu em quase todos os Estados-Membros e contribuiu para um grande nível de concentração neste mercado e lucros altos (nomeadamente, as empresas de transmissão e distribuição de gás).

33

A etapa da produção é a mais competitiva, com cerca de 20 empresas envolvidas na exploração e na produção de gás natural para abastecer os sete maiores consumidores de gás natural na União Europeia, que são eles a Áustria, Bélgica, França, Alemanha, Itália, Holanda e Reino Unido (Egging e Gabriel, 2006).

Quanto à transmissão de gás, o domínio e o fácil acesso aos gasodutos pelas empresas nacionais de transmissão muniu-as de um significativo poder de mercado. A discriminação monopolística no preço fez-se notar, com o consumidor a pagar um preço próximo dos bens substitutos do gás, como, por exemplo, o petróleo. Associado a estes preços altos praticados no mercado do gás, podemos juntar o facto de nos anos 80 e 90 os combustíveis energéticos atingirem máximos a nível de preços, o que acabou por contagiar os outros produtos energéticos (Radetzki, 1999). A atividade da transmissão de gás era constituída por uma única companhia que dominava todo o mercado em cada estado-membro, como por exemplo a Gasunie na Holanda com uma quota de 98%. (Van Oostvoorn e Boots, 1999).

Esta estrutura monopolística estava assente em áreas de concessão pré-definidas para o uso dos gasodutos através da integração vertical das empresas de transporte e aquelas depois iriam vender o gás (como a Gaz de France ou a Ruhrgas) (Neumann et

al, 2006). As empresas fornecedoras foram, assim, capazes de influenciar a procura do

consumidor através destes direitos resultantes do seu poder de mercado (Ellis et al., 2000).

Ao longo da cadeia de valor do gás natural, esteve, também, associado um problema dominante nos anos 80 e 90 no mercado do gás natural que era a integração vertical, principalmente das atividades de transmissão e distribuição formando uma companhia integrada verticalmente de abastecimento de gás (Ellis et al. 2000), o chamado bundling. As Companhias upstream também possuíam interesses nas atividades downstream, como por exemplo a Shell que possuía 15 empresas de transmissão.

Uma empresa integrada verticalmente poderá usufruir de economias de escala, pois pode internalizar as externalidades negativas associadas aos riscos ao longo da cadeia do gás (por exemplo, o risco de uma rutura no abastecimento) e espalhá-los mais

34

eficientemente por todos os níveis da atividade (Spengler, 1950). Adicionalmente, de um ponto de vista estratégico, a integração vertical foi fundamental para ganhar vantagem no acesso a recursos e limitar a entrada de novos concorrentes, criando-se uma barreira de entrada neste mercado. Com esta estratégia, as grandes empresas mantiveram uma grande influência no mercado do gás (Correljé e van der Linde, 2006).

As integrações verticais trouxeram consigo outro problema que foi a lenta mudança nos processos tecnológicos, de serviços e de produtividade. Ao serem monopolistas naturais, estas empresas incorreram em usos menos eficientes dos recursos (Austvik, 1997). Isto porque uma empresa num ambiente competitivo tem incentivos em atingir a eficiência, isto é, produzir ao mínimo custo para conquistar quota de mercado mas se uma empresa não enfrenta um ambiente competitivo, como no setor do gás natural, a pressão para produzir eficientemente é reduzida, o que levará à prática de preços elevados no mercado em que tiver envolvido (Kay e Thompson, 1986).

A estrutura que se formou neste mercado tem, também, origem no papel dos governos (Cavaliere, 2007). Os governos têm um grande interesse nas fontes de energia já que sem elas as economias modernas não funcionam (Heren, 1999). Os governos intervinham nestes mercados para garantir o abastecimento, para assim fazer face a emergências e para proteger os seus interesses militares (Helm, 2002).

Com muitas das empresas a serem de poder público, a indústria do gás natural esteve sujeita a controlos e limitações impostas pelos governos dos mais diversos Estados-Membros durante as décadas de 80 e 90 (Golombek et al., 1995). Como exemplos apontados por Heren (1999), temos o mercado francês e italiano em que o mercado de gás natural era controlado por empresas comandadas pelo Estado. Em França, a Gaz de France detinha um monopólio virtual nas atividades de transmissão e na distribuição ao consumidor final, nomeadamente no abastecimento a empresas industriais. Por sua vez, em Itália a SNAM tinha o monopólio das importações e da transmissão, enquanto a Agip dominava na produção de gás natural interno. Estas duas empresas passaram para a posse da parcialmente privatizada Eni mas a intervenção pública continuou a fazer-se sentir e a concorrência praticamente não existe. Diferente é o caso alemão, já que o governo federal não tem intervenção direta na indústria do gás

35

mas a nível regional os governos locais controlam a distribuição. A produção, transmissão e as exportações ficam sob o controlo de empresas como a Exxon e a Shell mas sempre em sintonia com os interesses das entidades germânicas.

Como se pode perceber, o setor energético tornou-se bastante politizado com diversos interesses geopolíticos em jogo. A intervenção política foi essencial para a manutenção de relações com produtores como a Argélia e antiga União Soviética. Na Argélia e na Rússia, também as exportações de gás natural estavam sob o controlo das entidades públicas (Radetzki, 1999). E o que se passa nestes países tem ligação direta com o mercado europeu de gás natural, já que a Europa é muito dependente das importações destes países, o que ainda se passa atualmente. Por exemplo, a Rússia era a maior exportadora de gás para a União Europeia com uma percentagem de 80% das importações para o mercado europeu nos anos 70 e de 60 % nos anos 80 (Nöel, 2009).

Na União Europeia a 15, apenas 3 dos 15 era autossuficiente ou exportador. Analisando a Europa como um todo e não só como União Europeia, o norte da Europa era muito dependente das importações e a sua fonte de abastecimento a ser, predominantemente, a Rússia. O centro e sudeste da Europa, também, se apresentavam como muito dependente, com exceções da Roménia e Croácia que apresentavam pouca dependência em termos de importações. A sul, verificava-se a mesma característica com uma grande dependência das importações em que se dependia do gás russo e argelino, sobretudo o argelino já que é o ponto de contacto com países, como a Itália ou Portugal. Por fim, o noroeste europeu tinha o problema das outras zonas, mas nesta zona a importância do abastecimento britânico através do Interconnector, canal de ligação com o continente europeu, ajudou a diminuir a dependência das fontes de abastecimento não- europeias (Stern, 2002).

Apesar de a public ownership ter contribuído para a estrutura de mercado que se instalou, os riscos comerciais e políticos associados às importações foram alvo de grande debate. O gás russo e argelino são os que tem mais peso nas importações da Europa, mas o russo é o que tem sido alvo de maior discussão. Em 2000 as exportações de gás valeram aos russos e argelinos, respetivamente, $16.6bn (billion) e $7.1 bn. Dadas as fragilidades destas economias, estes rendimentos são muito importantes e a sua perda devido a ameaças políticas e comerciais podem implicar sérias consequências

36

para estes países (Stern, 2002). A estes dois países temos de acrescentar a Noruega e Holanda, que em conjunto com a Rússia e Argélia contabilizavam 87.7 % das importações de gás natural na União Europeia. (Energie Bulletin 4145 p.5 in Gabriel e Seemers,2006). Em termos de empresas, a russa Gazprom tinha uma percentagem de 30.7%, a Sonatrach da Argélia 20.5%, a norueguesa GFU 19.4% e a Gasunie da Holanda 17.1% (Cedigaz, 2002 in Egging e Gabriel, 2006).

De acordo com Nöel (2009), e como exemplo, os primeiros contratos assinados pelos Países da Europa Ocidental (Alemanha, França e Itália), na altura com a União Soviética, datam dos anos 70, decorrentes da primeira grande vaga de exportações soviéticas para o continente europeu. As companhias destes países, que estabeleceram relações com o ministério do gás soviético (atualmente, com a Gazprom), como já sabemos, possuíam uma posição monopolística nos seus mercados nacionais e contratavam aos russos grandes volumes de gás para duas a três décadas mas sob condições rígidas. Mas não era só com os russos que se estabeleciam estes contratos rígidos aplicando-se com os argelinos, noruegueses e com os holandeses.

A nível contratual, estabeleceu-se, então, entre os produtores oligopolistas e os compradores monopolistas nos mercados nacionais contratos de longa duração (Ellis et

al., 2000; Finon e Locatelli, 2002; Neuhoff e von Hirschhausen, 2006), o que se tornou

comum no mercado europeu de gás natural A sua principal razão associa-se aos elevados investimentos que se fazem na rede, e com estes contratos garante-se, aos investidores, algum retorno financeiro. Em indústrias com um capital duradouro, não é surpreendente observar contratos com duração de 10 ou mais anos (Masten e Crocker, 1985). Os contratos de longa duração ou contratos take-or-pay ligam os produtores e os compradores por um longo período de tempo, normalmente entre 20 e 25 anos, onde se estabelecem um conjunto de obrigações para as duas partes. Os compradores têm de pagar uma quantidade predefinida de gás mesmo que ainda não esteja na sua posse, enquanto o produtor lhe deve entregar essa quantidade (Creti e Villeneuve, 2005). Estes tipos de contratos são utilizados como um substituto eficiente da integração vertical quando ela é proibida (Hauteclocque e Glachant 2009).

Os contratos eram elaborados num sentido de partilha de risco em que os compradores suportavam o volume risk e aos produtores estava associado o price risk.

37

Os elementos-chave na partilha deste risco eram a cláusula Take-or-pay, a Destination

Clause (em que o produtor contratava com o a empresa transportadora que não poderia

revender o gás recebido) e a indexação do preço ao petróleo (Finon e Locatelli, 2002). Estes tipos de cláusulas funcionam como um seguro para os investidores.

Estes contratos permitiram reduzir a incerteza para os produtores de gás, garantindo uma determinada capacidade de venda, já que sendo esta indústria caracterizada por grandes investimentos iniciais geram um potencial de risco hold up e por isso estes contratos oferecem estabilidade aos produtores.

A principal limitação deste tipo de contratos é a sua inflexibilidade e, portanto, não poder fazer face a flutuações na procura e oferta, e como a incerteza aumenta com o horizonte temporal considerado, a necessidade de adaptação é maior nos contratos mais longos. E através das cláusulas take-or-pay poder-se-ão minimizar os custos de adaptação a uma nova situação e mantendo o contrato na mesma em termos vantajosos. O objetivo de formular tais contratos é garantir o maior lucro conjunto possível. (Crocker e Masten, 1985).

O trabalho de Hauteclocque e Glachant (2009) abrange aquilo que é os pensamentos em relação a este tipo de contratos. Fumagallia e Motta (2006), Rasmusen

et al. (1991) e Segal e Whinston (2000) apontam que este tipo de contratos possuam

medidas anti concorrenciais em mercados imperfeitos, como é o caso do mercado do gás natural. A consequência anti concorrencial que estes contratos podem ter é o risco de foreclosure. Isto é, se a procura já está comprometida no longo prazo, não existirá procura por explorar por novos produtores, e dificulta a entrada de novos concorrentes. Por consequência, os consumidores não poderão escolher empresas mais eficientes, pois existe a barreira à entrada devido às condições impostas pelos contratos de longo prazo. (Hauteclocque e Glachant, 2009).

Por outro lado, uma nova corrente, com Chao et al. (2008) e Finon e Roques (2008) à cabeça, aparece em que se argumenta que este tipo de contratos é importante para incentivar o investimento pois em mercados com grande intensidade capitalista os custos afundados têm grande ponderação e se não houver retorno os investidores, como é óbvio, não investirão.

38

As condições em que mercado europeu operava foram alvo de grande preocupação pelas instituições europeias, e a criação de um mercado transparente e concorrencial passou a ser a grande prioridade. O processo de liberalização conheceu diversas etapas, sendo que na secção seguinte iremos abordar a Primeira Diretiva lançada em 1998 e seu conteúdo e como se processou o seu processo de implementação.