PIPELINE. Processo de oferta de capacidade de gasodutos indica tendência de queda nas tarifas de transporte em 2025. E vantagem competitiva do gás boliviano e argentino sobre gás nacional no custo de transporte. Já o cenário de tarifas para o pós-2026 é incerto.
Brasil e Argentina se aproximam para estudar rotas para gás de Vaca Muerta. Gás de Sergipe fica para depois de 2030. Ministro volta a prometer diretrizes do Leilão de Reserva em 2024 e mais. Confira:
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Os usuários da malha integrada de gasodutos se defrontam, no processo de oferta de capacidade deste ano, com um cenário de queda nas tarifas de transporte para 2025.
É uma tendência geral, observada desde a malha da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), no Sul, à rede da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e ao Nordeste, na Transportadora Associada de Gás (TAG).
A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou as tarifas das três transportadoras. Levantamento da agência eixos, com base em dados públicos do processo, mostra que, em resumo, para os contratos anuais de 2025, a tendência:
- na NTS, é de redução de 11% a 14% na entrada e de 4% a 7% na saída;
- na TAG, a queda é de 17% a 20% na injeção e 12% a 19% na retirada;
- e na TBG, o recuo é de 11% a 19% na entrada e de 4% a 26% na saída.
Os valores variam dependendo do ponto de injeção e de retirada do sistema; e das particularidades de cada transportadora – o peso dos fatores postal e locacional varia de uma para outra, bem como a parcela de ativos já amortizados (a TBG já teve sua base de ativos revisada, por exemplo).
Mas calma: são tarifas de referência, que podem ser recalculadas após a etapa de manifestação de interesse dos usuários, a depender da confirmação ou não do cenário de demanda considerado.
De todo modo, funcionam como um termômetro: em maior ou menor grau, a depender das tarifas definitivas que serão reveladas ao fim dos processos, a tendência é de baixa nos custos do transporte para os carregadores.
Por quê? A redução das tarifas é uma combinação de fatores. Um elemento em particular, no entanto, é comum às três transportadoras: a aplicação dos saldos de suas respectivas Contas Regulatórias – mecanismo criado para evitar cenários de sobre ou sub arrecadação em relação à Receita Máxima Permitida (RAP).
Valores recebidos com produtos de curto prazo, penalidades e excedentes autorizados e não autorizados são adicionados no saldo dessa conta e revertidos em redução tarifária. O saldo deve ser reconciliado no intervalo de dois anos do recebimento das receitas.
Mais clareza
O cenário de tarifas para 2025 deve ficar um pouco mais claro a partir desta semana: os usuários têm até 27/11 para manifestarem interesse na contratação de capacidade nas redes da NTS e da TBG. No caso da TAG, o prazo para solicitação de capacidade se encerra dia 29/11.
A partir daí, as tarifas serão confirmadas ou redefinidas – a alocação de capacidade entre os usuários deve ficar para o início de dezembro.
Este ano, vale lembrar, o processo de oferta de capacidade da NTS foi marcado, justamente, por um episódio de frustração na demanda que desencadeou um surpreendente tarifaço – posteriormente mitigado (ao menos parcialmente) após um acordo entre ANP e a Petrobras.
A expectativa para 2025, porém, é que isso não se repita. Para reduzir o risco de um novo choque, a NTS mudou a metodologia de cálculo de suas tarifas.
A alteração, recém-aprovada pelo regulador, prevê que a tarifa final seja composta pela soma de duas parcelas que visam a amortecer eventuais novas frustrações de demanda.
Vantagem para gás argentino
Embora as tarifas para 2025 ainda não estejam totalmente definidas, os valores de referência trazem algumas indicações sobre a dinâmica do mercado.
No ponto de maior injeção de gás privado do pré-sal, o Tecab (RJ), na malha da NTS, foi definida uma tarifa 12% menor, de R$ 5,9463 o milhão de BTU.
Já na estação de medição de Corumbá (MS), que recebe o gás importado da Bolívia – e, possivelmente, da Argentina em 2025 – a tarifa foi definida em R$ 4,5007 o milhão de BTU. Uma redução ainda maior, da ordem de 19%.
Numa leitura preliminar, significa dizer que a molécula importada via Bolívia tende a entrar na malha com alguma vantagem competitiva frente ao gás nacional, na questão do custo do transporte.
Essa relação não chega a ser uma novidade. Mas a vantagem se acentuou.
Segundo uma fonte, a tendência é que a tarifa de Corumbá, pelo histórico dos processos de oferta de capacidade, ainda seja recalibrada. Não ao ponto, contudo, de perder sua dianteira.
Tiro no escuro
Se para 2025 a tendência de queda das tarifas de transporte esteja desenhada, o cenário para o pós-2026 é incerto.
No ano que vem, estão previstos os primeiros processos de revisão tarifária da NTS e da TAG – as Bases Regulatórias de Ativos (BRAs) de ambas as transportadoras serão parcialmente revisadas.
Bem como se espera uma definição sobre a taxa de retorno dos investimentos das companhias do setor para a partir de 2026.
Com a revisão tarifária, os contratos legados – aqueles assinados com a Petrobras antes da privatização das transportadoras e que constituem, hoje, a base da remuneração das duas companhias – começarão a ser descortinados.
A expectativa, entre os usuários, é que a amortização de ativos pressione para baixo as tarifas.
Mas há outros fatores na equação que podem pressioná-las, inversamente, para cima.
Um deles é o futuro ainda incerto da recontratação das térmicas a gás conectadas no sistema de transporte.
Ao todo, segundo dados do Ministério de Minas e Energia, existem dez usinas a gás com contratos vencidos, num total de cerca de 3,4 GW – e outras 14 térmicas (3,5 GW) têm contratos por vencer até o fim de 2025.
“A malha de gasodutos integrada foi originalmente dimensionada e construída para permitir o despacho pleno e simultâneo de todo o parque termoelétrico”.
“À medida que os contratos originais de venda de energia elétrica forem acabando, você vai podendo ter uma desconexão dessas térmicas na malha e isso provocaria, para a mesma base regulatória, um aumento sensível nas tarifas”, alertou o gerente-executivo de Gás e Energia da Petrobras, Álvaro Tupiassu, na terça (19/11), ao participar do workshop Gás Para Empregar e Harmonização Regulatória, em Brasília.
Além disso, há o efeito dos planos de investimentos das transportadoras. A revisão tarifária também deve contemplar o reconhecimento de investimentos realizados, mas ainda não remunerados, e projeção de investimentos para o horizonte do ciclo regulatório (e há uma série deles hoje pendentes de aprovação na ANP).
A NTS, aliás, tentou incluir na Receita Máxima Permitida (RMP), da oferta 2025-2029, os valores referentes aos investimentos feitos pela companhia nos pontos de recebimento de Guapimirim e de GNL da Baía de Guanabara; e no ponto de interconexão de Cabiúnas.
A diretoria da ANP, contudo, votou por analisar o pedido à parte do processo de oferta de capacidade. É um assunto pendente.
Como, no caso da TAG, o reconhecimento dos custos, investimentos e despesas incorridos com a abertura de mercado foi postergado para depois do vencimento do Contrato Malha Nordeste, no ano que vem.
E não é só o transporte
O ano de 2025 também deve marcar o início de um processo de revisão dos custos de acesso às infraestruturas de escoamento e processamento de gás natural no país.
O novo decreto da Lei do Gás trouxe um comando objetivo: em 180 dias (até o fim do 1º bimestre de 2025), os operadores das infraestruturas existentes deverão apresentar à aprovação da ANP uma proposta de BRA.
A valoração da base serve como componente no cálculo das tarifas e deverá ser definida com “metodologia amplamente reconhecida, que considere a depreciação do ativo, amortização do investimento e remuneração de capital”.
O decreto também diz que a ANP poderá adotar um valor transitório para a BRA – o que abre a possibilidade de uma redução dos custos de infraestrutura a curto prazo.
A expectativa é que o tema do custo de acesso às infraestruturas essenciais do gás entre na pauta do novo Comitê de Monitoramento do Setor de Gás Natural (CMSGN).
GÁS NA SEMANA
Brasil-Argentina. Governos dos dois países assinaram, no encontro do G20, no Rio, memorando de entendimentos para identificar as medidas para viabilizar a importação de gás argentino ao “menor tempo e com o menor custo possível”.
— Terão que se debruçar sobre duas agendas: uma de curto prazo, para destravar os primeiros negócios no verão de 2025, via Bolívia; e uma segunda, de médio/longo prazos, que passa por estudos de viabilidade de alternativas de rotas de importação. Confira a análise completa
– O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, aliás, disse que a demanda do Brasil vai viabilizar os investimentos necessários para a integração.
SEAP adiado. A Petrobras espera iniciar as operações do projeto de Sergipe Águas Profundas somente a partir de 2030. Confira o que os planos da estatal para o gás no novo Plano de Negócios 2025-2029
Reinjeção. Gás reinjetado além do necessário destrói valor, disse na terça (19/11) o coordenador-geral de Acompanhamento do Mercado de Gás do MMME, Edie Andreeto. A prática, segundo ele, tende a elevar custos no futuro.
Leilão de Reserva. A portaria com as diretrizes do LRCAP deve ser publicada até o fim de dezembro, reiterou Alexandre Silveira. Antes previsto para agosto de 2024, o certame agora deve ficar para os primeiros meses de 2025.
– A Petrobras tem defendido um maior senso de urgência na definição do leilão; e que a ANP aprove uma tarifa flexível de transporte de gás, para viabilizar a recontratação de térmicas existentes.
Small-scale. A GNLink recebeu aval da ANP para início das operações de seu primeiro projeto de distribuição de GNL em pequena escala. A unidade, no Paraná, tem capacidade de liquefazer e distribuir, numa 1ª fase, 44 mil m³/dia.
