Para aonde vão as tarifas dos gasodutos em 2025?

Os usuários da malha integrada de gasodutos se defrontam, no processo de oferta de capacidade deste ano, com um cenário de queda nas tarifas de transporte para 2025.É uma tendência geral, observada desde a malha da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), no Sul, à rede da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e ao Nordeste, na Transportadora Associada de Gás (TAG). A ANP aprovou as tarifas das três transportadoras. Levantamento da agência eixos, com base em dados públicos do processo, mostra que, em resumo, para os contratos anuais de 2025, a tendência: na NTS, é de redução de 11% a 14% na entrada e de 4% a 7% na saída; na TAG, a queda é de 17% a 20% na injeção e 12% a 19% na retirada; e na TBG, o recuo é de 11% a 19% na entrada e de 4% a 26% na saída. Os valores variam dependendo do ponto de injeção e de retirada do sistema; e das particularidades de cada transportadora – o peso dos fatores postal e locacional varia de uma para outra, bem como a parcela de ativos já amortizados (a TBG já teve sua base de ativos revisada, por exemplo).

São tarifas de referência, que podem ser recalculadas após a etapa de manifestação de interesse dos usuários, a depender da confirmação ou não do cenário de demanda considerado. De todo modo, funcionam como um termômetro: em maior ou menor grau, a depender das tarifas definitivas que serão reveladas ao fim dos processos, a tendência é de baixa nos custos do transporte para os carregadores. Por quê? A redução das tarifas é uma combinação de fatores. Um elemento em particular, no entanto, é comum às três transportadoras: a aplicação dos saldos de suas respectivas Contas Regulatórias – mecanismo criado para evitar cenários de sobre ou sub arrecadação em relação à Receita Máxima Permitida (RAP). Valores recebidos com produtos de curto prazo, penalidades e excedentes autorizados e não autorizados são adicionados no saldo dessa conta e revertidos em redução tarifária. O saldo deve ser reconciliado no intervalo de dois anos do recebimento das receitas.

O cenário de tarifas para 2025 deve ficar um pouco mais claro a partir desta semana: os usuários têm até 27/11 para manifestarem interesse na contratação de capacidade nas redes da NTS e da TBG. No caso da TAG, o prazo para solicitação de capacidade se encerra dia 29/11. A partir daí, as tarifas serão confirmadas ou redefinidas – a alocação de capacidade entre os usuários deve ficar para o início de dezembro. Este ano, vale lembrar, o processo de oferta de capacidade da NTS foi marcado, justamente, por um episódio de frustração na demanda que desencadeou um surpreendente tarifaço – posteriormente mitigado (ao menos parcialmente) após um acordo entre ANP e a Petrobras. A expectativa para 2025, porém, é que isso não se repita. Para reduzir o risco de um novo choque, a NTS mudou a metodologia de cálculo de suas tarifas. A alteração, recém-aprovada pelo regulador, prevê que a tarifa final seja composta pela soma de duas parcelas que visam a amortecer eventuais novas frustrações de demanda.

Embora as tarifas para 2025 ainda não estejam totalmente definidas, os valores de referência trazem algumas indicações sobre a dinâmica do mercado. No ponto de maior injeção de gás privado do pré-sal, o Tecab (RJ), na malha da NTS, foi definida uma tarifa 12% menor, de R$ 5,9463 o milhão de BTU. Já na estação de medição de Corumbá (MS), que recebe o gás importado da Bolívia – e, possivelmente, da Argentina em 2025 – a tarifa foi definida em R$ 4,5007 o milhão de BTU. Uma redução ainda maior, da ordem de 19%.  Numa leitura preliminar, significa dizer que a molécula importada via Bolívia tende a entrar na malha com alguma vantagem competitiva frente ao gás nacional, na questão do custo do transporte. Essa relação não chega a ser uma novidade. Mas a vantagem se acentuou. Segundo uma fonte, a tendência é que a tarifa de Corumbá, pelo histórico dos processos de oferta de capacidade, ainda seja recalibrada. Não ao ponto, contudo, de perder sua dianteira.

Se para 2025 a tendência de queda das tarifas de transporte esteja desenhada, o cenário para o pós-2026 é incerto. No ano que vem, estão previstos os primeiros processos de revisão tarifária da NTS e da TAG – as Bases Regulatórias de Ativos (BRAs) de ambas as transportadoras serão parcialmente revisadas.  Bem como se espera uma definição sobre a taxa de retorno dos investimentos das companhias do setor para a partir de 2026. Com a revisão tarifária, os contratos legados – aqueles assinados com a Petrobras antes da privatização das transportadoras e que constituem, hoje, a base da remuneração das duas companhias – começarão a ser descortinados. A expectativa, entre os usuários, é que a amortização de ativos pressione para baixo as tarifas. Mas há outros fatores na equação que podem pressioná-las, inversamente, para cima. Um deles é o futuro ainda incerto da recontratação das térmicas a gás conectadas no sistema de transporte. Ao todo, segundo dados do Ministério de Minas e Energia, existem dez usinas a gás com contratos vencidos, num total de cerca de 3,4 GW – e outras 14 térmicas (3,5 GW) têm contratos por vencer até o fim de 2025. “A malha de gasodutos integrada foi originalmente dimensionada e construída para permitir o despacho pleno e simultâneo de todo o parque termoelétrico”. “À medida que os contratos originais de venda de energia elétrica forem acabando, você vai podendo ter uma desconexão dessas térmicas na malha e isso provocaria, para a mesma base regulatória, um aumento sensível nas tarifas”, alertou o gerente-executivo de Gás e Energia da Petrobras, Álvaro Tupiassu.

Além disso, há o efeito dos planos de investimentos das transportadoras. A revisão tarifária também deve contemplar o reconhecimento de investimentos realizados, mas ainda não remunerados, e projeção de investimentos para o horizonte do ciclo regulatório (e há uma série deles hoje pendentes de aprovação na ANP). A NTS, aliás, tentou incluir na Receita Máxima Permitida (RMP), da oferta 2025-2029, os 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 do processo de oferta de capacidade. É um assunto pendente. Como, no caso da TAG, o reconhecimento dos custos, investimentos e despesas incorridos com a abertura de mercado foi postergado para depois do vencimento do Contrato Malha Nordeste, no ano que vem.

O ano de 2025 também deve marcar o início de um processo de revisão dos custos de acesso às infraestruturas de escoamento e processamento de gás natural no país. O novo decreto da Lei do Gás trouxe um comando objetivo: em 180 dias (até o fim do 1º bimestre de 2025), os operadores das infraestruturas existentes deverão apresentar à aprovação da ANP uma proposta de BRA. A valoração da base serve como componente no cálculo das tarifas e deverá ser definida com “metodologia amplamente reconhecida, que considere a depreciação do ativo, amortização do investimento e remuneração de capital”. O decreto também diz que a ANP poderá adotar um valor transitório para a BRA – o que abre a possibilidade de uma redução dos custos de infraestrutura a curto prazo. A expectativa é que o tema do custo de acesso às infraestruturas essenciais do gás entre na pauta do novo Comitê de Monitoramento do Setor de Gás Natural (CMSGN).

Fonte: Eixos