A diretoria da ANP aprovou uma mudança na forma de cálculo das tarifas da Nova Transportadora do Sudeste (NTS), na oferta de capacidade disponível para 2025-2029. O objetivo, segundo a ANP, é evitar distorções que levem a um novo choque tarifário, como o ocorrido este ano, de 26% na entrada e de 7% na saída do sistema — e que foi mitigado parcialmente após um acordo entre o regulador e a Petrobras. A alteração na metodologia foi uma proposta da própria NTS. A transportadora sugeriu que a tarifa final seja composta pela soma de duas parcelas: a Tarifa Legados: resultante da divisão da receita dos contratos legados (subtraído o saldo da conta regulatória) pela capacidade no cenário de referência (fixado com base nos máximos históricos); e a Tarifa Gasig: consiste na divisão da receita do gasoduto Itaboraí-Guapimirim pela soma das capacidades solicitadas na fase de manifestação de interesse e a capacidade já reservada pela Petrobras no TCC do Cade. A ideia é que uma eventual frustração na demanda, como aconteceu na oferta deste ano, fique restrita apenas a uma das parcelas – reduzindo os riscos de um novo tarifaço. O coordenador de Acesso ao Transporte na Superintendência de Infraestrutura e Movimentação (SIM/ANP), Guilherme di Biasi, afirmou que a mudança aprovada gera uma expectativa de “devolução do aumento tarifário observado em 2024”.
A NTS pediu também que fossem incluídas na Receita Máxima Permitida (RMP) 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. O diretor substituto Bruno Caselli, relator do processo, alegou que, assim, não comprometerá a celeridade necessária para início da oferta de capacidade em conjunto com a das demais transportadoras.
O choque tarifário na malha da NTS este ano 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 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. 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 ajuda a explicar as disparidades nas contas. O regulador chegou a um acordo com a Petrobras para aumentar a capacidade reservada pela estatal em Caraguatatuba (SP) – e, assim, amenizar o choque.
Fonte: Eixos
