A bola está com a ANP: o que será do tarifaço nos gasodutos do Sudeste?

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Editada por André Ramalho
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PIPELINE Conselho de Usuários pressiona ANP a reconsiderar o resultado do processo de oferta de capacidade da NTS que levou ao tarifaço este mês. Agência avalia as saídas.

Gerdau se torna 1ª indústria a migrar para o mercado livre do Rio. No ES, Suzano também prepara estreia no ambiente livre. E a Vale busca fornecedores para 2025. Governo do Rio e Naturgy negociam acordo para encerrar litígio. Ministro sai em defesa do fracking e mais. Confira:

A BOLA ESTÁ COM A ANP

Um mês depois de ser concluído e resultar num surpreendente choque tarifário para os usuários da malha de gasodutos do Sudeste, o processo de oferta de capacidade da NTS para 2024-2028 ainda parece longe de ter se encerrado.

Os contratos de transporte assinados, na ocasião, já estão vigentes, mas a página ainda não está virada: o Conselho de Usuários, pressiona a ANP a reconsiderar o resultado do processo.

E a agência avalia saídas para contornar o tarifaço. Em jogo, está muito mais do que uma solução para mitigar o aumento surpresa dos custos de acesso à malha de gasodutos do maior centro de consumo de gás do país.

A ANP ainda deve explicações sobre as causas do ocorrido e tem sido cobrada a dar mais transparência ao setor de transporte. Precisará reorganizar a situação antes que o processo anual de oferta de capacidade das transportadoras recomece, no 2º semestre.

O episódio jogou luz sobre a complexidade regulatória de um segmento que se prepara para um inédito processo de revisão tarifária da TAG e NTS em 2025.

A ANP terá, agora, a chance de estabelecer um precedente positivo para evitar novas surpresas nas tarifas. Ou mergulhar numa crise de credibilidade…

Tudo isso num momento em que o regulador convive com uma crise orçamentária e os servidores estão mobilizados num pleito trabalhista pela valorização das carreiras de regulação.

O TCU, aliás, já alertou: diante de um grave quadro de escassez de profissionais, a agência terá dificuldades para lidar com novas atribuições, necessárias para abertura do mercado.

LUZ SOBRE OS GASODUTOS

A ANP vem discutindo, internamente, uma solução para atenuar o choque nas tarifas de transporte da malha de gasodutos da NTS.

Uma das alternativas em análise é antecipar a devolução do saldo da Conta Regulatória, prevista inicialmente para ocorrer somente em 2025, sinalizou esta semana o diretor da ANP, Daniel Maia.

O que é: a Conta Regulatória é um mecanismo criado para evitar cenários de sobre ou sub arrecadação das transportadoras em relação à receita máxima permitida. Valores recebidos com produtos de curto prazo e penalidades, por exemplo, são adicionados na conta e revertidos em redução tarifária.

O funcionamento do instrumento segue, hoje, as disposições de uma nota técnica, mas ainda falta uma regulamentação mais clara sobre o assunto. As situações não previstas no documento são tratadas caso a caso pela ANP.

O tarifaço é uma oportunidade para que a agência saia desse episódio com regras mais claras sobre a alocação de capacidade para as próximas ofertas de capacidade – que estão sendo simplificadas para dispensar as chamadas públicas. Esse movimento exige, portanto, regras claras.

A ANP é a responsável por definir previamente os critérios para cálculo das tarifas e por homologar as tarifas propostas pelos transportadores.

O choque tarifário recente reforça o senso de urgência sobre a necessidade de avanço na agenda regulatória da ANP.

Em 2025, o regulador se debruçará sobre a revisão de parte da Base Regulatória de Ativos (BRA) das TAG e NTS, mas ainda não avançou, por exemplo, na revisão dos critérios para cálculo das tarifas e receitas dos transportadores (a Resolução 15/2014).

MAS O QUE ACONTECEU?

Mais do que impactar financeiramente os carregadores ou mexer com a dinâmica concorrencial, o tarifaço sacudiu o mercado por ter sido inesperado.

Reguladas, as tarifas, em tese, deveriam ser previsíveis num mercado maduro. A coexistência da abertura da indústria do gás com os contratos legados, no entanto, contribui para embaçar o setor de transporte.

A proposta tarifária inicial da NTS previa uma pequena redução para este ano, mas os usuários se chocaram com um aumento de 26% na entrada e de 7% na saída do sistema, para os novos contratos firmes de 2024 – na comparação com os contratos anuais vigentes até então.

Um mês depois de divulgado o resultado final do processo, a ANP ainda não esclareceu publicamente como ele ocorreu — , mesmo tendo sido o regulador o responsável por ter homologado o choque tarifário e, antes disso, definido as metodologias de cálculo.

O QUE SABEMOS ATÉ AGORA

O tarifaço teve origem no descasamento entre o cenário de referência e a demanda sinalizada na fase de manifestação de interesse. A necessidade de recalcular as tarifas, diante da diferença das premissas, é algo natural do processo.

O que chamou a atenção, nesse caso, foi o tamanho da disparidade dos números: uma demanda 13 milhões de m3/dia abaixo da referência.

Na fase de manifestação de interesse, a Petrobras (principal cliente) se ateve a solicitar a capacidade desejada no Gasig – o único gasoduto de fato novo.

Para a contabilização final da demanda do sistema, foram consideradas então as propostas dos demais agentes e as reservas de capacidade sinalizadas pela Petrobras no Acordo de Redução de Flexibilidade de 2019 (aquele que possibilitou abrir a malha para terceiros).

Acontece que os números contidos no ARF estão defasados. Não refletem o histórico recente dos volumes efetivamente movimentados pela estatal, sobretudo nos pontos de entrada de Caraguatatuba (SP) e Tecab (RJ). São anteriores, por exemplo, à decisão da ANP de flexibilizar as especificações do gás da UTGCA – e que permite à estatal ofertar mais gás via Caraguatatuba.

Já o cenário de referência foi calculado com base na movimentação de gás nos últimos dois anos – ou seja, uma estimativa que parte de um histórico mais recente. Isso pode ajudar a explicar as disparidades nas contas.

Mas ainda há muitas pontas soltas. Questionamos a ANP sobre qual é o diagnóstico feito pela agência sobre as causas do tarifaço; e se o uso do ARF como referência para dimensionamento da demanda está amparado nos critérios pré-estabelecidos de cálculo das tarifas.

A agência respondeu que está ciente do assunto e analisando as razões apresentadas para a elevação na tarifa a fim de avaliar se há espaço para reversão ou mitigação dos efeitos observados sobre as tarifas divulgadas pela transportadora.

A ANP tenta entender também os movimentos da Petrobras no processo, já que há implicações concorrenciais em jogo. O Conselho de Usuários vê, no resultado, impactos na competição do mercado, já que os carregadores mais afetados são concorrentes da Petrobras (Galp, Equinor e Shell).

A estatal é beneficiada diretamente pelo aumento das receitas sobre os demais agentes, uma vez que, pelos termos do ARF, o saldo da receita obtida pela contratação de capacidade disponível a novos carregadores é abatido daquilo que a Petrobras deve pagar aos transportadores pelos contratos legados.

Mas quem define as metodologias de cálculo das tarifas (logo, se o ARF poderia ter sido considerado ou não nas contas) é a ANP…

O Fórum do Gás, que reúne o setor industrial, também cobra um esclarecimento sobre até que ponto a inclusão do Gasig na Base Regulatória de Ativos da NTS ajudou a distorcer o resultado.

Ao fazer parte da BRA, a amortização e os custos relativos ao ativo foram rateados para todo o sistema. Inicialmente, a contratação seria feita diretamente pela Petrobras. O ativo será usado no escoamento do gás natural do Rota 3, gasoduto do pré-sal que a estatal pretende colocar em operação no 2º semestre.

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.

A Petrobras pontuou que todas as informações associadas à necessidade de reserva de capacidade no sistema de transporte da transportadora foram disponibilizadas para a ANP.

E que 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 NTS preferiu não comentar.

GÁS NA SEMANA

Nasce o mercado livre no RJ. A Gerdau assinou contrato com a Petrobras, para suprimento de gás natural à usina Cosigua, de aços longos. Esta é a primeira migração de uma indústria para o ambiente livre no estado. Na epbr

– A Suzano também se prepara para migrar uma de suas fábricas no Espírito Santo para o mercado livre em julho. A companhia fechou contrato de suprimento com a Shell Energy.

– Já a Vale está com uma concorrência aberta para aquisição de gás, depois de entrar “de forma mais estruturada” no mercado livre este ano.

Litígio. Governo do Rio e Naturgy negociam acordo para encerrar disputa judicial entre as partes e, assim, destravar investimentos represados com o atraso dos processos de revisão tarifária da CEG e CEG Rio. Entenda

Interdição em Alagoas. ANP interditou a produção de óleo e gás da Origem Energia, após identificar “desvios críticos” na segurança operacional do Polo Alagoas. Companhia teve de recorrer ao mercado de curto prazo, para honrar contratos de comercialização de gás vigentes. Veja os detalhes

O futuro das distribuidoras na transição. CEO da Energisa, Ricardo Botelho, vê as concessionárias de gás como prestadoras de soluções de infraestrutura mais amplas no futuro – associadas a novos negócios como CCUS.

– O Cade, aliás, concluiu a aprovação da venda da Infra Gás para a Energisa – que marca entrada do grupo no capital de cinco distribuidoras do Nordeste.

Gasmig prevê investir R$ 5,8 bi até 2034. Principal projeto em curso é o Centro-Oeste, que demandará R$ 800 milhões na expansão da rede de Betim à Divinópolis. Outros estão em estudo, segundo a distribuidora mineira.

Necta abre chamada pública. Distribuidora do Noroeste de SP busca contratação firme de até 200 mil m3/dia para 2025 e até 500 mil m3/dia para a partir de 2026, além de produtos flexíveis.

Sim ao fracking. Alexandre Silveira voltou a defender a exploração de gás não convencional no país: “Já importamos dos EUA, estamos discutindo importar da Argentina sendo que temos um enorme potencial de produção aqui”. Fracking pode ser proibido em quatro estados do Brasil; entenda o debate.

– O presidente do IBP, Roberto Ardenghy, defendeu, por sua vez, que não há motivos técnicos ou ambientais para proibir o uso do fracking no Brasil.

A Petrobras nos fertilizantes. Magda Chambriard reforçou o interesse da companhia em retornar aos fertilizantes e petroquímica, como uma estratégia de monetização do gás. Na epbr

UE aperta cerco contra gás russo. Portos dos países da União Europeia serão proibidos de revender GNL russo. Sanções incluem bloqueio de financiamento para os terminais planejados no Ártico e no Báltico pela Rússia. Na epbr

Biogás vira sintético. Cooperação Brasil-Alemanha para o Desenvolvimento Sustentável e CIBiogás inauguram 1ª planta piloto do país para produção de petróleo sintético a partir do biogás, com foco nm SAF.

Biometano no Rio. Governo estadual espera também publicar decreto que regulamenta Política Estadual para Gás Renovável.

• Opinião: O potencial nacional do biometano para uma dupla descarbonização. A economia circular e o potencial energético do biogás na redução de emissões no transporte pesado, por André Ferrarese