ANP tem uma saída para driblar falta de dados e evitar custo extra de R$ 9 bi na revisão tarifária do transporte de gás

A revisão tarifária do transporte de gás para o ciclo 2026–2030 coloca a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) diante de uma escolha técnica com profundos efeitos econômicos: qual a metodologia mais adequada, afinal, para definir a Base Regulatória de Ativos (BRA)?

A BRA, importante explicar, consiste no conjunto gasodutos, estações de compressão e outras infraestruturas que uma transportadora de gás utiliza para prestar seus serviços e sobre os quais a agência calcula a taxa de retorno que a transportadora receberá por meio das tarifas.

Afinal, qual deve ser essa metodologia?

A resposta não é meramente contábil. E a ANP entendeu isso.

O que está em jogo é decidir se os consumidores continuarão ou não pagando por investimentos já integralmente remunerados.

E isso passa por um procedimento inadiável: a depreciação de ativos cujos investimentos já foram devidamente retribuídos em muitos anos, e até décadas, nesse setor que é um monopólio natural.

A própria ANP, quando editou no começo de janeiro a recente RANP 991/26, normativa que orienta as revisões tarifárias do elo de transporte de gás, foi cristalina ao estabelecer, em seu art. 7º, IV, que não devem integrar o valor da BRA os ativos cuja recuperação total já tenham ocorrido por meio da tarifa de transporte.

O comando é objetivo: não pode haver dupla remuneração.

Falta transparência nos dados

A diligente atuação da Diretoria da ANP, entretanto, acaba dificultada pela insuficiência de informações referente às transportadoras, o que poderá levar a agência a adotar a metodologia conforme indicado preliminarmente nas notas técnicas.

Essa escolha produziria exatamente o efeito que mais o mercado de gás espera evitar: a dupla remuneração – inclusive porque quem pagaria esta conta seria o consumidor, sobretudo a indústria.

O que é correto na definição do valor de abertura da BRA aplicável aos ativos vinculados a contratos legados, estes com tarifas negociadas, é que a ANP reconheça exclusivamente o capital prudente ainda não recuperado economicamente por meio das tarifas do período contratual.

Para tanto, o Recovered Capital Method (RCM), que considera os fluxos efetivos dos contratos e a amortização já realizada, deverá ser a metodologia utilizada como referência e, quando aplicável, como teto para a valoração do valor da BRA. Isso impediria a dupla remuneração do capital já recuperado no regime legado.

Os fluxos de caixa dos contratos legados demonstram que a amortização econômica realizada por meio das tarifas já pagas superou, em muitos casos, a depreciação contábil tradicional dos ativos em questão, ou seja, os 30 anos aplicados pela ANP.

Na prática, os investimentos e o custo de capital foram quase integralmente recuperados nas malhas Sudeste e Nordeste, que são objetos da revisão tarifária em curso.

Se, agora, os ativos forem reavaliados pelo método VRN (mais adequado nesse caso que o CHCI), mas depreciados pela vida transcorrida até o limite de 30 anos, o efeito seria criar uma base de remuneração sobre ativos que já cobriram a quase integralidade do investimento e do custo de capital conforme indicam os fluxos tornados públicos pela ANP em 2025.

Esse cenário colide com o próprio texto da RANP 991/26.

Uma diferença de bilhões de reais

Análises técnicas independentes indicam que a aplicação da RCM poderia reduzir significativamente a Receita Máxima Permitida das Malhas Sudeste e Nordeste em relação às propostas das transportadoras.

A diferença estimada, somente no caso da Malha Sudeste, alcança cerca de R$ 4 bilhões no quinquênio — valor que, de outra forma, seria arcado pelos consumidores, se prevalecer os entraves para a ANP (reguladora) obter informações adequadas das transportadoras (reguladas).

Segundo consta das Notas Técnicas, os relatórios e planilhas encaminhados pelas empresas transportadoras, mediante solicitação da ANP, não se mostraram suficientes para viabilizar a aplicação da RCM de forma tecnicamente consistente.

A ausência de informações (que deveriam estar disponíveis) para a realização de uma análise ampla e extensa pela ANP não pode ser paga pelo mercado.

Neste caso, a falta de transparência da transportadora poderia gerar benefícios na ordem de bilhões de reais, em prejuízo do consumidor.

Para enfrentar essa falta de parte dos dados, a ANP poderia, na busca da modicidade tarifária, concluir a valoração e o cálculo tarifário com base em melhores estimativas disponíveis, utilizando proxies (benchmarks, modelos top-down e parâmetros típicos/eficientes) e substituindo os parâmetros não comprovados por estimativas regulatórias.

Esse procedimento é consistente com precedentes internacionais em que o regulador pode ‘não aceitar’ a proposta e substituí-la por estimativa alternativa e com a lógica de ônus de comprovação do agente regulado em pleitos tarifários (FERC).

No plano nacional, é compatível com a finalidade de revisão tarifária como instrumento de eficiência e modicidade e com o uso de referências regulatórias/valores típicos quando dados do agente são incompatíveis ou insuficientes.

O fator tempo e o risco regulatório

Um dos desafios da ANP é o cronograma. Os prazos são estreitos em razão do Leilão de reserva de Capacidade de Energia Elétrica (LRCAP).

A pressão do fator tempo pode dificultar a apuração tempestiva da BRA pelo método RCM e, em nome da pressa, resultar na adoção do VRN inadequadamente depreciado.

Mas isso aumenta o risco regulatório porque resultaria na inaceitável dupla remuneração das transportadoras.

O problema é que, na matéria regulatória em questão, dada a sua singularidade, decisões apressadas tendem a produzir distorções de longo prazo.

Cabe ressaltar que o uso da metodologia VRN foi apontada nas notas técnicas como a mais aderente à regulação, por apresentar menor valor na definição da BRA dos ativos das malhas Sudeste (NTS) e Nordeste (TAG).

No entanto, o uso do VRN, como indicado nas notas técnicas, não captaria a remuneração obtida pelos ativos por meio dos contratos legados e não evitaria a dupla remuneração.

Considerando que os fluxos de caixa originais dos contratos legados, divulgados em 2025 pela ANP, constituem não só a memória econômico-financeira que embasou as tarifas originais, mas o mecanismo regulatório efetivamente aplicado ao longo de toda a vigência contratual, tais fluxos deveriam ser adotados de forma provisória como base para o cálculo da BRA, nos termos da Resolução ANP nº 991/2026.

Essa abordagem asseguraria coerência regulatória, rastreabilidade e prevenção objetiva de ‘double recovery’, ao permitir a identificação transparente, mesmo que de forma preliminar, do capital já recuperado e do eventual saldo econômico remanescente a ser considerado.

Assim, na hipótese de indisponibilidade de dados definitivos e auditáveis no momento da definição da BRA/RCM, restaria à ANP adotar valores e parâmetros provisórios, baseados na melhor informação disponível e em hipóteses conservadoras, acompanhados de mecanismo explícito de ajuste tarifário posterior (true-up) para acerto de sobre/sub-recuperações quando os dados definitivos venham a ser apresentados e validados.

Tal prática é coerente com precedentes internacionais em que a receita/tarifa é definida e reconciliada posteriormente e periodicamente. Um bom exemplo é o Annual Iteration Process da Ofgem – quadro RIIO, com mecanismos reconhecidos pela FERC para evitar over/under-recovery, bem como com regimes de pass-through e variação tarifária aprovados na Austrália (AER).

Essas referências mostram que, sim, a metodologia RCM pode ser implementada integralmente em duas etapas:

Primeiro ajuste seria já em 2026, de forma preliminar, porque ainda faltariam alguns dados necessários. Consideraria a recuperação do capital inicial derivada dos Fluxos que deram origem aos contratos legados, de forma transitória, ou seja, sem blindagem da BRA;
Na sequência, a ANP daria sequência ao processo com o cálculo definitivo pela metodologia RCM, realizando posteriormente as devidas compensações em conta gráfica entre os anos de 2027 e 2030.

Essa solução preservaria o cronograma, respeitaria o decreto vigente e impediria a penalização de consumidores com o pagamento adicional de bilhões de reais sobre ativos que já foram pagos no passado.

Gás não pode ser capturado por agenda do setor elétrico

O prazo estreito que a ANP está se impondo, vale repetir, visa atender aos prazos do LRCAP.

Ainda que se entenda a importância de sinalização de preços ao LRCAP, é necessário manter-se diligente, também, na sinalização pela justa remuneração e ativos gasistas.

A justiça tarifária também é fundamental para manter competitivas as usinas termelétricas a gás natural.

Vale recordar que, em um passado não tão distante, o Programa Prioritário de Termelétricas (PPT), iniciativa lançada para acelerar a construção de usinas térmicas a gás natural, implicou na garantia da oferta prioritária de gás para geração e a prática de preços em condições inferiores que os praticados ao mercado não térmico.

Durante mais de duas décadas, o preço do gás praticado para o uso na geração termoelétrica esteve em patamares quase 50% inferiores ao praticado, por exemplo, para a indústria. Enquanto a Petrobras fornecia gás para geração um preço final próximo de 4 US$/MBTU, o mesmo gás chegava à indústria entre 8 e 10 US$/MBTU.

Não se deve admitir que os consumidores convencionais percam a oportunidade de ter um custo de transporte mais barato para atender à agenda do setor elétrico. Os objetivos não são inconciliáveis.

É imprescindível que a BRA não seja resultado do “afogadilho” da definição de um leilão.

Transparência e lições do passado

A venda das transportadoras ocorreu sem que houvesse auditoria regulatória ampla e revisão integral dos ativos. Coube à agência daqueles tempos, na prática, referendar negociações realizadas fora de sua estrutura técnica.

A publicidade posterior dos documentos permitiu que especialistas identificassem peculiaridades com impacto para os consumidores: critérios distintos de depreciação, despesas operacionais e taxas internas de retorno acima das que seriam arbitradas em processo regular de revisão tarifária.

A própria Petrobras, antiga detentora dos ativos de transporte no país, já sinalizou publicamente que esses ativos se encontram mais de 90% amortizados economicamente.

Número que foi comprovado por consultorias especializadas logo após a abertura das planilhas dos contratos legados.

Não se trata de revisitar o passado por mero inconformismo. Trata-se de evitar que os erros persistam e seus efeitos se perpetuem.

Monopólio natural exige rigor regulatório

Diferentemente da produção e comercialização, a atividade de transporte de gás mantém características típicas de um monopólio natural. Mesmo sob regime de autorização, permanece como elo estruturalmente concentrado e essencial à abertura do mercado.

Em diversos países, o transporte é tratado como serviço público com regulação rigorosa de ativos e remuneração. No Brasil, essa maturidade regulatória ainda está em consolidação.

A definição correta da BRA é o ponto de partida de todo o cálculo tarifário. Sem essa premissa, não há como assegurar modicidade tarifária, eficiência econômica e justa remuneração.

Alcançar a devida valoração de um ativo público não decorre da vontade do agente regulado. Práticas regulatórias devem prezar pela devida valoração do bem de monopólio natural, em especial considerando o esforço do mercado para que tais ativos estivessem disponíveis para serem explorados.

A concretização da justiça tarifária pode ser alcançada por um regulamento robusto, como a RANP 991/2025. No entanto, depende do escrutínio de informações.

Posicionamento da ANP traz expectativa otimista

A postura assumida pela diretoria da ANP, principalmente nos últimos meses, sinaliza disposição para enfrentar o tema com mais autonomia. Trata-se de um avanço institucional elogiável, que se soma ao consistente e criterioso trabalho realizado pela área técnica da agência na definição da BRA.

Mas a coerência regulatória exige mais: requer que a metodologia adotada seja aderente à norma vigente e à singularidade dos contratos legados.

Se o objetivo for o de impedir a dupla remuneração, garantir transparência e alinhar o Brasil às melhores práticas internacionais, a conclusão é inequívoca: somente a verificação da remuneração já obtida pelos transportadores cumprirá integralmente esse papel.

O regulador, ciente de que haverá uma dupla remuneração das transportadoras caso não seja aplicado o método RCM em função do exíguo prazo para obter as informações completas, tem a prerrogativa de aplicar estimativas mais prováveis (best estimate value) para promover justiça tarifária e atender os princípios de modicidade, inclusive como é o caso do método de VRN.

A revisão do ciclo 2026-2030 alcança em torno de 30% da base das transportadoras NTS e TAG; em 2030, todos os contratos legados vencerão. A metodologia definida agora impactará sensivelmente na próxima revisão tarifária.

Nem seria preciso dizer que o transporte de gás é peça-chave para a abertura plena do mercado brasileiro e que a decisão de agora definirá não apenas nas tarifas para o ciclo 2026–2030, mas será determinante para o padrão de governança regulatória que o país deseja consolidar.

Não se pode admitir a hipótese em que agentes regulados venham a ser premiados por não fornecer informações necessárias ao correto trabalho do agente regulador.

Transparência, aderência à regulação e respeito ao consumidor são elementos indispensáveis para a regulação cumprir seu papel na plenitude. Sem isso, o risco seria o impensável: perpetuar distorções por pelo menos uma década.

Bruno Armbrust é sócio fundador da ARM Consultoria. Foi presidente do grupo Naturgy na Itália de 2003 a 2007 e no Brasil de 2007 a 2019. Também foi vice-presidente da Assogas – Associação dos Comercializadores de Gás Natural na Itália, durante o período do processo de liberalização do mercado de gás

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