Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
A pauta da reunião de diretoria da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) da próxima sexta-feira (29), publicada nesta terça (26), traz três principais processos de interesse ao mercado de gás natural e GLP (gás liquefeito de petróleo ou gás de cozinha), com boas chances de divergências em função do histórico, segundo fontes.
Em todos eles o colegiado deverá aprovar ou não minutas e metodologias para submissão à consulta e audiência públicas.
O primeiro item da pauta trata da reforma do GLP, cujo trecho mais polêmico é a comercialização fracionada. O segundo item de maior atenção diz sobre o acesso por terceiros a infraestruturas de escoamento e tratamento de gás natural. E, o terceiro, sobre uma nova consulta pública para a aplicação do método RCM (Método do Capital Recuperado, na sigla em inglês) para a revisão tarifária do transporte de gás natural.
RCM
A ainda possível aplicação do Método do Capital Recuperado (Recovered Capital Method, RCM) para valoração das BRA (bases regulatórias de ativos) referentes aos contratos legados das transportadoras de gás NTS (Malha Sudeste) e TAG (Malha Nordeste) é mais um capítulo da saga da revisão tarifária do setor. A discussão sobre as BRA pertence à segunda das três etapas do processo, que tem relatoria de Pietro Mendes.
No início de março, em notas técnicas aprovadas pelo colegiado, a ANP acabou adotando o método CRN (Custo de Reposição Novo), que estima o custo de reposição dos ativos, descontados depreciação e amortização até a data da nova tarifa. Este CRN parte de um valor de substituição por ativo novo equivalente, um conceito conhecido como MEA (“Modern Equivalent Asset”), e sobre este valor aplica uma depreciação técnica para refletir o consumo econômico do ativo ao longo de sua vida útil. Essa metodologia, disseram fontes da ANP à época, é a “possível” mediante a “precariedade” das informações obtidas junto às empresas.
Naquela altura, os técnicos da agência não aplicaram o RCM, combatido pelas transportadoras nos bastidores. No entanto, esse método, previsto em resolução da agência, ainda pode ser aplicado se a ANP obtiver informações mais precisas sobre o fluxo de caixa passado dos gasodutos e demais estruturas associadas em questão. Esse método (RCM) seria ainda mais restritivo à remuneração das empresas do que o CRN.
Consumidores e produtores de gás já externalizaram a preocupação de que ativos na prática já amortizados sejam novamente remunerados, onerando a tarifa de gás. De acordo com a ANP, o RCM evitaria essa remuneração dupla. As transportadoras discordam, alegando não ser modelo amplamente conhecido e que exigiria “recontar toda a história dos ativos em operação”, conforme manifestação da ATGás (Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto) em carta enviada à reguladora ainda em dezembro.
As transportadoras defendem o método chamado CHCI (Custo Histórico Corrigido pela Inflação), que chegou a ser aplicado na última revisão tarifária incidente sobre a TBG. Mas, nas notas técnicas, a ANP rechaçou a metodologia devido à inadequação da proposta de atualização por IGP-M para ativos com vida útil regulatória de três a cinco décadas e riscos de distorção da BRA (Base Regulatória de Ativos) decorrente da capitalização de gastos classificados como “investimentos recorrentes” sem comprovação sobre a extensão de vida útil que teriam provocado.
Reforma GLP
Processo sob relatoria do diretor Daniel Maia, a reforma do GLP encontra resistência na própria agência, nas maiores distribuidoras do setor e no MME (Ministério de Minas e Energia), que prefere não avançar com flexibilizações para ter maior controle da atividade em função, por exemplo, do programa Gás do Povo, de distribuição de gás de cozinha a famílias de baixa renda.
O AIR (relatório de análise de impacto regulatório), ainda de 2024, trazia seis mudanças para a atividade: enchimento fracionado; enchimento por outras marcas; novas diretrizes para o rateio do suprimento de GLP no atendimento das regiões deficitárias; novos usos do GLP (para motores, caldeiras, saunas e aquecimento de piscinas, hoje proibidos); envase não discriminatório; fim da tutela regulatória sobre a vinculação entre distribuidores e revendedores.
Esse processo chegou a ser pautado, mas foi retirado da reunião do último dia 15 em função da ausência do diretor Pietro Mendes, que tinha feito pedido de vista em reunião anterior. Pelas regras, o tema precisa voltar na reunião subsequente desde que o diretor em questão esteja presente.
Os principais itens – enchimento fracionado e compartilhamento de vasilhames para enchimento – viriam para dinamizar o setor, dando maior liberdade de compra ao consumidor e facilitando a entrada de novas empresas no setor. Publicamente, no entanto, o Sindigás alerta que o fracionamento – já adotado em outros países – traz riscos operacionais ao manuseio dos botijões de 13 quilos e, sem a relação entre marca e combustível, seria difícil responsabilizar agentes por acidentes ou falhas operacionais.
Acesso à infra de gás
Considerado trava antiga ao aumento da produção e entrega de gás natural offshore, o monopólio ou dificuldades impostas pelos donos de infraestruturas (gasodutos submarinos e unidades de processamento de gás) chegou a ter tratamento frustrado em medida provisória (1.304/2025), ao menos no tocante a volumes da estatal PPSA.
Para facilitar os leilões de volumes de gás da União, o governo dava ao CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) a prerrogativa de o CNPE definir não só os preços de escoamento e processamento, mas também do transporte da molécula. As empresas donas dessas estruturas, sobretudo Petrobras e Shell, logo enxergaram risco de generalização dessa prerrogativa para todos os volumes produzidos.
No fim, devido às pressões da Petrobras ao governo, o texto apreciado e aprovado pelo Congresso Nacional eliminou a previsão, de modo que o tratamento da questão voltou ao âmbito da ANP, o que deve ter continuidade a partir da nova minuta a ser julgada pelos diretores da agência nesta sexta. A relatoria é de Pietro Mendes.
