ANP não pode ceder a pressões na revisão das tarifas de transporte de gás

Em artigo publicado pela agência eixos, o presidente do Conselho de Administração da Abegás, Rafael Lamastra Jr., afirma que

A revisão das tarifas de transporte de gás natural, embora pareça um tema restrito a especialistas devido à complexidade técnica de recalcular os valores cobrados pela movimentação do combustível através dos gasodutos do país, é um debate crucial para toda a sociedade.

O principal objetivo desse processo é reavaliar os custos operacionais das transportadoras e garantir uma remuneração justa pelos investimentos realizados, protegendo o consumidor final contra cobranças abusivas por infraestruturas que já foram financeiramente amortizadas ao longo do tempo.

As decisões tomadas nesse âmbito impactam diretamente o preço da molécula de gás para a indústria, afetando desde bens de consumo — como alimentos, automóveis, vidros e cerâmica — até mercadorias para produção de bens de capital, como ferro, alumínio e petroquímicos.

Também impacta o custo da geração elétrica e o bolso de milhões de consumidores que usam em suas residências, comércios e carros. Além disso, influencia a segurança do fornecimento de energia em todos os estados, especialmente na região Sul, bem como tem reflexos na própria confiança dos agentes nas regras do setor, ditando o ritmo de abertura do mercado de gás.

Como guardiã desse processo, a ANP tem a oportunidade de corrigir uma distorção histórica na remuneração da infraestrutura de transporte, promovendo maior transparência e equilíbrio na cadeia produtiva.

Para cumprir esse papel, porém, a agência precisa de total liberdade e independência para decidir, sem se submeter a pressões ou reações de empresas reguladas, independentemente do peso que possuam na infraestrutura nacional. Essa independência enfrenta um teste de fogo após a Nova Transportadora do Sudeste (NTS) — responsável por uma malha de 2.048 quilômetros de gasodutos — contestar a decisão da ANP sobre a Base Regulatória de Ativos (BRA) para o ciclo tarifário 2026-2030.

A agência, utilizando o Método do Capital Recuperado (RCM) por apontá-lo como o mais adequado para mensurar os ativos dos contratos legados da Malha Sudeste (firmados quando a NTS pertencia à Petrobras), avaliou que os gasodutos em questão já foram 100% amortizados pelas tarifas históricas, zerando a base de remuneração.

Em resposta, a NTS anunciou a suspensão de novos investimentos, a revisão de projetos aprovados e a judicialização da disputa.

O ponto central da revisão da BRA está na definição de quais investimentos o consumidor ainda deve pagar.

Embora aportes realizados e ainda não recuperados mereçam uma remuneração justa, ativos cujos custos já foram integralmente devolvidos ao investidor via tarifa não podem continuar sendo cobrados ano após ano.

A divergência metodológica envolve valores bilionários: cálculos do Movimento União pela Energia, que congrega 70 setores industriais, apontam que a diferença entre a metodologia definida pela ANP e a defendida pela NTS pode chegar a R$ 1 bilhão por ano.

Esse montante encarece o custo do gás e prejudica a competitividade da indústria brasileira frente a concorrentes externos, justamente em um momento em que o país precisa acelerar seu desenvolvimento econômico por meio do setor industrial.

Embora as empresas tenham o direito legítimo de contestar decisões regulatórias pelas vias administrativas e judiciais, esse direito não legitima o uso de ameaças de interrupção de obras estratégicas como instrumento de pressão sobre o regulador. E a suspensão de investimentos anunciada pela NTS coloca em risco a segurança energética do país, tendo como ponto mais crítico a Estação de Compressão de Japeri, no Rio de Janeiro. Aprovada pelo conselho da NTS em janeiro de 2026 e com operação prevista para 2029, essa estação possui capacidade nominal de 25,3 milhões de m³/dia e foi projetada para elevar a transferência de gás do Rio de Janeiro para São Paulo de 12,5 milhões para 20 milhões de m³/dia, na primeira etapa do Corredor Pré-Sal.

A não realização dessa obra penaliza severamente a região Sul, que se encontra geograficamente no “fim da linha” do sistema de gás canalizado e já sofre com limitações de disponibilidade decorrentes das características do duto a partir do Paraná.

Para que fique claro: o fluxo do gás oriundo do Rio de Janeiro precisa passar por São Paulo antes de ser injetado no Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) para abastecer o Paraná, Santa Catarina e o Rio Grande do Sul.

Esse cenário é agravado pelo declínio da oferta externa, uma vez que o Gasbol transporta atualmente cerca de 16 milhões de m³/dia, sendo metade desse volume importado da Bolívia. Contudo, o país vizinho projeta uma redução de 30% em suas exportações já a partir do próximo ano, e o mercado brasileiro trabalha com o cenário de encerramento total desse suprimento até 2030.

Embora as empresas tenham o direito legítimo de contestar decisões regulatórias pelas vias administrativas e judiciais, esse direito não legitima o uso de ameaças de interrupção de obras estratégicas como instrumento de pressão sobre o regulador.

Para substituir essa perda, o Brasil conta com o projeto Raia, na Bacia de Campos, capaz de injetar até 16 milhões de m³/dia em Macaé a partir de 2028. No entanto, esse volume só terá valor estratégico se puder alcançar os centros de consumo e a indústria.

Sem a Estação de Japeri, a transferência de gás para São Paulo permanecerá limitada a 12,5 milhões de m³/dia, impossibilitando a substituição por duto dos 8 a 9 milhões de m³/dia de gás boliviano que deixarão de ser recebidos — volume que equivale ou supera o consumo somado de todo o Sul.

O resultado seria um contrassenso logístico e econômico: o gás nacional do projeto Raia ficaria retido no Rio de Janeiro enquanto os estados do Sul enfrentariam restrições de abastecimento.

A ausência da obra de Japeri também gerará impactos tarifários negativos em outros pontos da rede. A estação de compressão de Gaspar (SC) e a ampliação proposta pela TBG para o Centro-Oeste e o Sul (de 15 para 25 milhões de m³/dia) dependem da molécula de gás que estaria disponível em Paulínia.

Sem a interligação de Japeri, essa nova capacidade de transporte ficará ociosa, e o custo dessa ociosidade será inevitavelmente repassado às tarifas pagas pelos consumidores, que arcarão com o prejuízo sem usufruir do suprimento de gás.

Diante desse cenário, a Abegás defende que o processo de revisão tarifária transcorra normalmente, respeitando-se a autonomia, a transparência e a competência técnica da ANP.

Não deveriam estar em questão os compromissos de expansão da malha. Estes devem ser rigorosamente cumpridos. E caso uma concessionária se recuse a executar uma obra essencial previamente assumida, cabe à ANP utilizar os instrumentos legais cabíveis para garantir sua realização, inclusive autorizando que outra empresa execute o projeto.

Passados mais de cinco anos depois da sanção da Nova Lei do Gás (lei 14.134/2021), não há por que recuar a tempos em que o interesse de uma empresa tenha prevalência sobre os anseios de todo o País, que são de ampliar a concorrência, atrair investimentos e trazer transparência ao setor.

O desenvolvimento do Brasil pede, sim, a atração de investimento privado, modernização da infraestrutura e segurança jurídica nos contratos. No entanto, exige de igual modo a proteção dos consumidores, tarifas competitivas e agências reguladoras que atuem de forma independente e voltadas ao interesse público.

Fonte: Eixos – Rafael Lamastra Jr.