Indústria cobra solução da ANP para tarifaço em gasodutos do Sudeste

RiO – O Fórum do Gás cobra da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) uma solução para reverter o choque nas tarifas de transporte da NTS, no Sudeste, válido desde o início de junho.

Desde a semana passada, representantes da transportadora, do regulador e da Petrobras discutem uma solução para o tarifaço. A agência avalia alternativas.

O Fórum, que reúne associações empresariais ligadas sobretudo ao setor industrial, enviou na semana passada uma carta à diretoria da agência pedindo mais transparência sobre as decisões e metodologias aprovadas na formação do cenário de referência e na oferta de capacidade da NTS.

E pede também que o regulador reavalie o resultado do processo.

Em manifesto público, assinado na sexta (14/6), a entidade destacou que, embora ainda pairem incertezas sobre a razão do aumento tarifário, as consequências são claras. 

Cita, nesse sentido, o impacto na concorrência, no desenvolvimento do mercado livre e na competitividade do gás fornecido pelos demais supridores. Segundo o Fórum, o choque tarifário gera uma vantagem relativa à Petrobras.

Pelos termos do Acordo de Redução de Flexibilidade (ARF), obrigação imposta pelo Cade à Petrobras em 2019, todo saldo de receita obtida pela contratação de capacidade disponível a novos carregadores deve ser abatido do compromisso contratual da estatal.

Isso vale para os chamados contratos legados, firmados com as transportadoras de gás natural. 

O grupo questiona ainda até que ponto a inclusão do Gasoduto Itaboraí-Guapimirim (Gasig) na Base Regulatória de Ativos (BRA) da NTS ajudou a distorcer o resultado da contratação da malha. 

Ao fazer parte da BAR, a amortização e os custos relativos ao ativo são rateados entre todos os usuários.

A inclusão de uma capacidade incremental (a do Gasig) é o principal diferencial do processo de oferta de capacidade da NTS – que, pela primeira vez, marcou a coexistência entre contratos legados e uma nova capacidade.

Com a decisão da ANP de incluir o gasoduto na BRA da NTS, os custos do Gasig tiveram que ser redistribuídos para todo o sistema. A alternativa seria a contratação direta do Gasig pela Petrobras.

O ativo será usado no escoamento do gás natural do Rota 3, gasoduto do pré-sal que a Petrobras pretende colocar em operação no segundo semestre.

Tarifaço surpreendeu

A surpresa com que agentes públicos e privados receberam o tarifaço na malha de gasodutos da NTS, no Sudeste, reacendeu o debate sobre a transparência no transporte de gás.

O episódio colocou, nas últimas semanas, representantes dos diferentes elos da cadeia do gás debruçados sobre planilhas, na tentativa de fechar – com as poucas informações disponíveis – um diagnóstico preciso sobre as causas do choque tarifário.

Os usuários da malha de gasodutos da NTS tiveram um aumento expressivo nas tarifas a partir de junho, de 26% na entrada e de 7% na saída do sistema, para os novos contratos firmes de 2024 – na comparação com os contratos anuais até então vigentes.

Os mais afetados foram aqueles produtores que injetam o gás na rede no Tecab (RJ), como Equinor, Galp e Shell – que, juntas, contrataram a injeção de 1,151 milhão de m3/dia no ponto de Cabiúnas para este ano. As tarifas no Tecab subiram 22%.

Os agentes foram pegos de surpresa, já que a proposta tarifária inicial da NTS previa uma pequena redução este ano.

As tarifas, no entanto, tiveram que ser recalculadas devido a uma frustração na expectativa de oferta e demanda da transportadora.

O que sabemos até aqui

O tarifaço teve origem na fase de manifestação de interesse – etapa em que os agentes apresentam suas propostas não vinculantes pela capacidade do sistema.

De acordo com os documentos apresentados pela NTS no processo de oferta, o resultado da etapa ficou 13 milhões de m³/dia abaixo do cenário de referência para 2024, sobretudo em Caraguatatuba (Rota 1) e Tecab (Rota 2).

O descasamento se deu pois o cenário de referência foi calculado pela transportadora com base na movimentação de gás nos últimos dois anos – em sua maior parte, pela Petrobras.

A contabilização final, porém, seguiu outra referência: o resultado da etapa de manifestação de interesse foi calculado pela somatória da reserva de capacidade da Petrobras e a capacidade efetivamente solicitada por terceiros.

A estatal se ateve, no processo, a solicitar a capacidade desejada no Gasig – único gasoduto novo. Para o restante do sistema, entendeu que valia o que estava no Acordo de Redução de Flexibilidade de 2019, que possibilitou a oferta de capacidade disponível para terceiros.

Acontece que a capacidade máxima sinalizada pela Petrobras, no acordo, está defasada e não reflete o histórico dos volumes efetivamente movimentados pela estatal, sobretudo nos pontos de entrada de Caraguatatuba e Tecab.

O ARF, por exemplo, é anterior à decisão da ANP de flexibilizar as especificações do gás da UTGCA – e que permite à estatal ofertar mais gás ao mercado pelo ponto de Caraguatatuba.

Os volumes previstos no ARF, portanto, jogaram para baixo a contabilização da demanda no processo – provocando o recálculo das tarifas. A receita do transportador é dividida pela expectativa de volume movimentado. Se o volume cai, a tarifa sobe – mesmo a receita mantida a mesma.

Procurada, a Petrobras negou que tenha alterado a sua reserva de capacidade sinalizada originalmente para a NTS.

E respondeu que todas as informações associadas à necessidade de reserva de capacidade da Petrobras no sistema de transporte da NTS foram disponibilizadas para a ANP.

Assim, diz a Petrobras, cabe à agência “estabelecer os critérios a serem adotados para definição dos volumes considerados como premissa para os cálculos tarifários das transportadoras, os quais consideram, inclusive, as necessidades de reserva de capacidade de todos os usuários”.

A ANP informou que está avaliando o caso internamente. A epbr apurou que a agência busca uma solução para mitigar o efeito nas tarifas.