Revisão tarifária permitirá ‘expurgar custos indevidos’ dos gasodutos de transporte, diz Abegás
A revisão tarifária das transportadoras de gás natural, este ano, será uma oportunidade para “expurgar custos indevidos” das tarifas pagas pelos usuários, defendem as distribuidoras estaduais de gás canalizado, representadas pela Abegás. A associação pleiteia, junto à ANP, a revisão integral da Base Regulatória de Ativos (BRA) da Transportadora Associada de Gás (TAG) e Nova Transportadora do Sudeste (NTS), e não apenas dos primeiros contratos legados por vencer este ano.
No fim deste ano, vencem apenas dois desses contratos: o Malha Nordeste (TAG) e o Malha Sudeste I (NTS). As transportadoras defendem um perímetro de discussão: que a revisão da base de ativos seja gradual e se dê à medida que os contratos legados forem vencendo. O último deles vence já na próxima década.
A Abegás alega que as tarifas dos contratos legados não foram geradas a partir de uma revisão tarifária, seguindo os critérios da regulação da ANP ou de boas práticas regulatórias; e que a base de ativos das companhias está inflada indevidamente.
Revisar integralmente essa base de ativos seria uma forma, portanto, de dar mais transparência à composição das tarifas.
As distribuidoras argumentam, por exemplo:
– que as planilhas dos contratos legados, abertas pela ANP em março, contêm investimentos previstos e não necessariamente realizados;
– que alguns ativos considerados na origem das receitas das transportadoras, nos contratos legados, sequer estão mais no conjunto dos ativos das transportadoras;
– e que as taxas de retorno dos investimentos indicadas nos fluxos de caixa, além de não serem simétricas, são superiores àquelas vigentes à época.
A revisão integral da receita das transportadoras, portanto, permitiria alinhar a taxa de remuneração de capital com a estabelecida pela ANP.
Essa foi a mensagem transmitida pela Abegás, durante a reunião de trabalho convocada pela Ministério de Minas e Energia no dia 30 de junho, para discutir as tarifas de transporte e o futuro da regulação do setor.
Abegás vê risco de pagar duas vezes pelo mesmo duto
O diretor Econômico e Regulatório da Abegás, Marcos Lopamo, defende que a revisão integral da BRA das transportadoras, com a depreciação dos ativos, é essencial para que as tarifas não repassem aos usuários os custos de gasodutos já pagos.
Aqui entra um debate sobre a metodologia da valoração da BRA. As transportadoras defendem replicar, na revisão da base de ativos da TAG e NTS, a mesma regra da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), em 2019.
Na ocasião, a ANP aplicou a metodologia do Custo Histórico Corrigido pela Inflação (CHCI), descontada a depreciação, para a revisão da BRA do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol). Essa metodologia incorpora a correção monetária pela inflação, descontando-se o valor depreciado do ativo.
Na visão das transportadoras, essa é a metodologia de referência nos demais setores regulados; além disso, a correção histórica pela inflação é baseada em dados contábeis e menos suscetível a interpretações.
O debate, porém, está em aberto: na consulta prévia sobre a revisão da Resolução 15/2014 (critérios para cálculo das tarifas de transporte), a ANP colocou em discussão, dentre outros temas, que metodologia deve ser utilizada para a valoração da base.
Lopomo, da Abegás, argumenta que a depreciação contábil desses ativos tende a considerar uma curva de amortização mais longa do que a prevista nos próprios contratos legados.
“O CHCI é um modelo que não conversa com os contratos. Utilizando-se a depreciação contábil com base na vida útil dos ativos, as transportadoras estariam recuperando novamente aquilo que os contratos efetivamente já remuneraram”, comenta.
As transportadoras pregam cautela. A base de ativos das companhias foi herdada da Petrobras, com base em investimentos que remetem a uma época anterior à Lei do Gás de 2009, que atribuiu à ANP a competência de aprovar (e, portanto, desafiar) as tarifas propostas – e, portanto, não passaram por um rito regulatório.
Fonte: Eixos
Comgás recebe 41 propostas em chamada para aquisição de gás
A Comgás recebeu 41 propostas em sua mais recente chamada pública para contratar suprimento de gás natural, visando atender seus consumidores do mercado cativo, com foco em obter mais flexibilidade e competitividade. As 41 propostas recebidas correspondem aos seguintes modelos de contratação descritos no edital da referida chamada pública: Firme inflexível, com compromisso de entrega de 100%: 8 propostas; Firme flexível, com compromisso de entrega inferior a 100%: 7 propostas; Opção compra compradora (call): 3 propostas; Longo prazo, para ofertas com vigência superior a 3 anos: 6 propostas; Flexibilidade, relativa ao direito de a compradora revisar seu volume contratado: 2 propostas; Termos e Condições Gerais/Master/Guarda-Chuva, que trazem mais opcionalidade na gestão de portfólio no curtíssimo prazo: 15 propostas. A companhia atende mais de 2,6 milhões de clientes em sua área de concessão no estado de São Paulo: a Região Metropolitana de São Paulo, a Região Administrativa de Campinas, a Baixada Santista e o Vale do Paraíba.
Fonte: EnergiaHoje
Transportadoras se preparam para lançar plataforma de comercialização de gás natural no mercado
As transportadoras de gás natural se preparam para lançar uma plataforma eletrônica de comercialização de molécula, voltada para o mercado em geral. Será o próximo passo da Plataforma Eletrônica de Gás (PEG), que começa a rodar este mês uma nova versão, inicialmente voltada para compra e venda de gás para fins operacionais dos transportadores. A plataforma foi desenvolvida em parceria pela Nova Transportadora do Sudeste (NTS), Transportadora Associada de Gás (TAG) e Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) e ficará disponível dentro do Portal de Oferta de Capacidade (POC) – uma espécie de marketplace para contratação de capacidade nos gasodutos de transporte. A PEG nasceu em 2023, como uma espécie de “classificados”, voltada inicialmente apenas para registro das ofertas e demandas das transportadoras – a compra e venda do gás, em si, se dava fora do ambiente da plataforma. Agora, evolui para um sistema que permitirá todo o processo de compra e venda. Dentro da plataforma serão apresentadas as propostas comerciais, com preços, quantidades e formas de entrega e/ou retirada, por meio de processos concorrenciais das transportadoras. O próximo passo será permitir que a comercialização de gás entre agentes, sem que a transportadora seja, necessariamente, a contraparte. “É onde queremos que a PEG chegue: que não tenha só os transportadores ofertando, que seja uma plataforma para o mercado”, disse a analista Comercial da NTS, Andressa Litza, durante o lançamento da nova versão da PEG, nesta quinta-feira (10). As transportadoras esperam lançar a plataforma de comercialização “em breve”.
Decreto abre as portas para nova plataforma
As transportadoras se amparam no decreto 12.153/2024, que as autoriza a desenvolver uma plataforma de negociação, balanceamento e comercialização de gás natural durante o período de transição, até que sejam concluídas as ações regulatórias para atingimento da liquidez do mercado. O custo de desenvolvimento e manutenção da plataforma poderá ser incorporado na tarifa de transporte, a critério da ANP. Até então, pela regulação, as transportadoras tinham permissão para compra e venda de gás apenas nas quantidades necessárias para seus fins operacionais: Gás de Uso do Sistema (GUS), balanceamento e linepack (formação e manutenção do empacotamento necessário para a prestação do serviço). O movimento acontece num momento em que o mercado spot de gás natural começa a ganhar tração e em que um grupo de empresários começa a desenhar a criação da Bolsa Brasileira de Gás Natural e Biometano (BBGB). O projeto está sendo estruturado de forma faseada: a ideia é criar uma plataforma eletrônica de marketplace, para centralizar operações de compra e venda de molécula no mercado de curto prazo num primeiro momento. No futuro, com o gradual amadurecimento do mercado, o plano é que a plataforma também reúna soluções mais sofisticadas, como instrumentos de hedge e derivativos.
Fonte: Eixos
ANP mantém multa contra Edge por iniciar operação do TRSP sem autorização
A diretoria da ANP, rejeitou o recurso da Edge, proprietária do TRSP, e manteve a multa no valor de R$ 85 mil contra a empresa por iniciar a operação do terminal sem autorização da agência. O TRSP iniciou as atividades em abril de 2024, mas a licença de operação da ANP só foi dada em julho daquele ano, condicionada a não injeção de gás no Subida da Serra, gasoduto da Comgás. Na época, Arsesp e ANP ainda discutiam a classificação na esfera administrativa. Quando foi informada que o terminal já estava em operação, a agência registrou um auto de interdição. O caso foi judicializado, e a Edge conseguiu uma liminar suspendendo a interdição. A empresa buscou na Lei de Liberdade Econômica (Lei 13.874/2019), regulamentada resolução 808/2020 da ANP, um argumento para justificar o início da operação do terminal: a aprovação tácita após o prazo de 60 dias. Ou seja, o que estava em jogo no julgamento do recurso da Edge, mais do que a contestação da aplicação da multa, era o precedente. O uso da tese da aprovação tácita para empreendimentos que aguardam autorização de operação por parte da agência. Porém o argumento foi novamente rejeitado pela diretoria.
Pendências
O relator, diretor Daniel Maia, afirmou que quando o TRSP entrou em operação existiam duas pendencias que impediam a autorização: o atestado de comissionamento a quente e a licença ambiental de operação definitiva. Ambos só foram protocolados em maio de 2024, um mês após o início da operação. “A autorização posterior ao atendimento dos requisitos não elimina a irregularidade perpetrada pela empresa, que foi operar sem autorização, não havendo contradição na nossa atuação”, disse Maia. Ele lembrou que, na esfera judicial, a tese da autorização tácita foi expressamente afastada. “A liminar foi dada apenas para suspender a nossa interdição da operação”. A diretora Symone Araújo destacou que, em relação às autorizações de construção e de operação na área de gás natural, nunca houve caso de aprovação tácita na agência. “Ou seja, algum agente concluiu que era possível considerar, por sua conta e risco, que estavam atendidas todas as condições para a concessão de autorização de operação quando de fato não estavam atendidas todas as condições”, disse a diretora. “Nós não estamos tratando neste caso específico de um agente pouco afeito, ou um entrante, ou um agente que não conheça exatamente o posicionamento, o rigor técnico, a forma de instruir os processos por parte da ANP”, completou. A Edge é o braço de comercialização da Compass, do Grupo Cosan, que pertence ao empresário Rubens Ometto Silveira Mello, que também comanda a distribuidora Raízen — outro agente econômico regulado pela ANP.
Fonte: Eixos
Tarifa dos EUA traz incertezas para setor de óleo e gás, diz IBP
A decisão do presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, de sobretaxar em 50% as importações do Brasil traz incertezas para o setor de óleo de gás, diz IBP. O instituto defende o diálogo entre lideranças do Brasil e dos EUA para encontrar uma solução diplomática. “A medida traz incertezas para o setor de petróleo e gás, que responde, hoje, por 17% do PIB industrial brasileiro e 1,6 milhão de empregos diretos e indiretos no país”, diz o instituto, em nota. Segundo o IBP, que cita dados do governo, o petróleo foi o principal produto da pauta de exportações no Brasil em 2024, superando a soja e contribuindo com US$ 44,8 bilhões. “Para o mercado norte-americano, o petróleo bruto é, hoje, o principal item na pauta de exportações.” Entre 2021 e 2023, diz o IBP, as exportações líquidas de petróleo atingiram US$ 92,7 bilhões em receitas para o país. “Por isso, avaliamos com cautela os reais impactos sobre investimentos e competitividade da nossa indústria, que conta com mais de 40 mil empresas atuando diretamente no Brasil”, acrescenta o instituto.
Fonte: Valor Online
Renovação de concessões estaduais de gás canalizado abre oportunidade para biometano
Em artigo publicado no portal da agência eixos, o sócio-diretor da Siglasul Consultoria, Leonardo Campos Filho, afirma que,
Em 25 de fevereiro de 2025, a Aneel aprovou o termo aditivo que permitirá a renovação das concessões de distribuição de energia elétrica, que vencem entre 2025 e 2031, por mais 30 anos. Esse processo foi iniciado pelo MME, que, de forma oportuna, estabeleceu diretrizes para a modernização dos contratos visando adequar as estratégias, condutas e operações dos agentes aos desafios atuais e futuros do setor. Com base nessas diretrizes a Aneel instituiu dispositivos contratuais que abarcaram de forma inovadora temas como: inserção e integração de recursos energéticos distribuídos e de sistemas de armazenamento no planejamento da expansão e ampliação do sistema; promoção da digitalização gradual das redes e serviços, inclusive de instrumentos de medição de energia elétrica; o desenvolvimento de ações para a redução da vulnerabilidade e para o aumento da resiliência das redes de distribuição frente a eventos climáticos; execução de ações para robustecer o nível de atendimento do serviço de eletricidade das áreas rurais, especialmente nas regiões com potencial para o agronegócio e a agricultura familiar; ações que promovam a inclusão energética, a redução de perdas não técnicas (como os furtos de energia), a regularização da prestação do serviço público em áreas de vulnerabilidade socioeconômica e o desenvolvimento tecnológico para a redução da pobreza energética. Antes de serem colocadas em prática muitas dessas diretrizes terão de ser regulamentadas pelo próprio MME e Aneel, mas já colocam claramente nos contratos os objetivos de política energética que sinalizam para onde o setor deverá caminhar.
Processo similar
Um processo similar de vencimento de concessões acontecerá nos próximos anos no segmento de distribuição de gás canalizado. Concessões nos estados de Mato Grosso do Sul (MSGÁS), Rio de Janeiro (CEG e CEG-Rio) e São Paulo (Necta e Naturgy-SP) terminarão e as discussões dos processos de renovação estão em desenvolvimento. À semelhança do que foi feito pela União com as distribuidoras de energia elétrica, essa oportunidade deve ser aproveitada pelos estados para a modernização dos aparatos contratuais e, caso não justificada a relicitação, que esses tragam instrumentos que posicionem o setor para os seus desafios futuros. É, nesse sentido, que se coloca utilizar deste processo para dinamizar a expansão da produção, comercialização e da logística associada ao biometano. O biometano é um gás combustível renovável produzido a partir do biogás gerado pela decomposição anaeróbica de materiais orgânicos contidos em resíduos agrícolas, aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto. O biometano apresenta crescente potencial por conta do movimento de transição energética e de segurança energética, podendo ser empregado como substituto do óleo diesel, do óleo combustível ou do gás liquefeito de petróleo (GLP), ou ainda o próprio gás natural de origem fóssil.
Solução sustentável
Surge assim como uma solução sustentável capaz de contribuir para: a redução da emissão de gases de efeito de estufa; a expansão da economia circular e o reaproveitamento econômico dos resíduos, além de oferecer oportunidades de reindustrialização a partir de suas ramificações a montante (bens de capital) e jusante (ativos de transporte) da cadeia produtiva. Há, no entanto, desafios regulatórios, comerciais e logísticos importantes que devem ser superados para um crescimento sustentável do biometano. Ganhos de escala, escopo e inovações tecnológicas são necessárias para redução de custos de produção. A promoção da conexão da produção, em condições favoráveis, aos gasodutos disponíveis perto dos centros de produção e fontes de financiamento adequadas à etapa de desenvolvimento da indústria são igualmente fundamentais para viabilizar a multiplicação da oferta e sua comercialização em grande escala. Portanto, o fim das concessões de gás canalizado nos estados coloca a oportunidade de uma modernização dos dispositivos contratuais que identifique e implemente eixos de uma vertente de política energética estadual voltada ao biogás e biometano. Entre os possíveis dispositivos para discussão, podemos citar: estabelecimento que os planos de investimentos das distribuidoras incluam conexão de produtores e comercializadores de biometano às redes de gás canalizado; bonificação e regras de suporte (reconhecimento de investimentos intra-ciclo e redução de repasses de produtividade) visando a expansão dos investimentos para a conexão do biometano; realizações de processos públicos para comprar biometano visando o atendimento do mercado regulado; estabelecimento de metas para expansão de postos adaptados para o gás natural e biometano em rodovias estaduais e para disseminação de projetos de interiorização através do gás natural comprimido (GNC);criação de fundo de P&D para inovação & desenvolvimentos de tecnologias de promoção do biometano e de sua utilização em setores onde a substituição do combustível fóssil é desafiadora como no transporte aquaviário.
Comgás
A propósito, na renovação do Contrato de Concessão da Comgás (SP), em 2021, o regulador Arsesp exigiu importantes investimentos em redes de distribuição para integração entre as áreas de concessão no estado de São Paulo, de forma a facilitar operações de venda de biometano e swap entre as concessões. Agora, em 2025/2026, essas prerrogativas da renovação contratual poderão ir além, direcionadas a outras áreas de concessão, segmentos consumidores e abarcar novos instrumentos. O Brasil possui elevado potencial para acompanhar essa tendência global, podendo se tornar um líder mundial na produção de biometano até o final desta década, segundo projeções da Abiogás. Tornar esse potencial em realidade irá demandar ações seletivas e focadas para a remoção de obstáculos de curto prazo que até o momento trazem incertezas para o lançamento em grande escala do biogás/biometano.
Fonte: Eixos – Leonardo Campos Filho
Petróleo fecha em queda em meio a preocupações com oferta da Opep+
Os contratos futuros de petróleo fecharam em queda nesta quinta (10) e dão fim a uma sequência de três pregões consecutivos de valorização. As preocupações com um novo aumento na produção pelos países da Opep+ para agosto voltaram a pressionar os preços. O recrudescimento nas tensões comerciais também pesou no sentimento do mercado de petróleo. O petróleo tipo Brent com vencimento para o mês de setembro fechou em queda de 2,21%, a US$ 68,64 por barril, na Intercontinental Exchange (ICE). Já o WTI com vencimento para agosto terminou com baixa de 2,65%, a US$ 66,57 por barril, na New York Mercantile Exchange (Nymex). A despeito de uma combinação de preocupações econômicas e geopolíticas globais, os preços do petróleo Brent permaneceram relativamente resilientes este ano, com uma média de US$ 70,75 o barril desde janeiro, afirma Francisco Blanch, estrategista de commodities do Bank of America.
Fonte: Valor Online
Bahiagás lança nova chamada para aquisição de GN
A Bahiagás acaba de lançar chamada pública para aquisição de gás natural 2025. Os produtores interessados em participar podem enviar as propostas comerciais até 31 de julho. A estimativa é de contratação de 800 mil m³/dia, com fornecimento previsto para a partir de 1º de janeiro de 2026, independentemente da origem (onshore ou offshore). O energético deverá atender aos requisitos de qualidade estabelecidos pela ANP. “Mais uma vez, a Bahiagás promove esse movimento positivo no setor de gás natural em busca de mais diversificação, competitividade e segurança de abastecimento”, diz o diretor-presidente da companhia, Luiz Gavazza. Em junho, a empresa reabriu a fase de recebimento de propostas da chamada para aquisição de biometano, originalmente lançada em 2024. Os interessados têm até o dia 11 de julho para enviar a proposta comercial.
Fonte: EnergiaHoje
Brasil precisa de infraestrutura para interiorizar gás e potencializar transição energética, defende Bahiagás (Potencial)
Segundo o assessor de tecnologia da Bahiagás, Magno Bernardo o Brasil tem um potencial imenso para interiorizar o gás natural canalizado, mas precisa de infraestrutura. Para ele, a interiorização pode potencializar a transição energética através do combustível, que ele considera “o vetor de descarbonização” para substituição do diesel tanto na indústria quanto no transporte rodoviário. “É uma ação por todas as distribuidoras e através da Abegás também, a criação dos corredores sustentáveis e metas específicas para ampliar esse atendimento nas rodovias brasileiras”, afirmou o assessor. Entretanto, para isso, é necessário o desenvolvimento de infraestrutura. “É uma pauta de auxílio das transportadoras, de todos os agentes de mercado, nessa parceria, nessa integração de diversos agentes, em levar a infraestrutura energética para a interiorização da malha brasileira, principalmente de transporte, que é tão carente e tão necessária de desenvolvimento”, disse.
Chamadas de biometano diversificam suprimento de gás natural
Nesta quarta (09), a companhia lançou uma chamada pública para aquisição de até 800 mil m³/dia de gás natural, com fornecimento previsto para começar em janeiro de 2026. Após a abertura do mercado de gás, a Bahiagás tem nove supridores e 12 contratos do energético para a Bahia. “Isso traz modicidade tarifária, isso traz um potencial de atração de investimentos para o estado da Bahia, a partir de indústrias que consomem e querem consumir um gás mais competitivo”, disse Bernardo. Segundo ele, as chamadas de biometano tornam isso ainda mais forte, porque permitem a diversificação dos supridores de gás para o estado.
Fonte: EnergiaHoje
Gasmar: Companhia avança na construção do primeiro gasoduto de São Luís
A Gasmar avança em um dos maiores investimentos de sua história estimados em mais de 70 milhões de reais. A construção do primeiro gasoduto da região metropolitana São Luís, para distribuição de gás canalizado, com estação de regaseificação de gás, ligará o Porto do Itaqui à Vale, gerando uma nova cadeia econômica no estado. Técnicos da estatal já estiveram na Argentina e na China, em vistorias e aquisições de equipamentos. De acordo com o presidente da companhia, Allan Kardec Duailibe, a orientação do governador Brandão é industrializar o Maranhão a partir da produção de gás do seu solo, com geração de emprego e renda aos maranhenses. O diretor-presidente da Gasmar, Allan Kardec; o diretor-técnico comercial, Paulo Guardado e o superintendente do DNIT-MA, João Marcelo Souza também estiveram reunidos, na sede da superintendência regional do DNIT (Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes) no Maranhão, para tratativas para autorização federal para instalação do primeiro gasoduto. O projeto viabilizará fornecimento de gás natural para a indústria São Luís, trazendo sustentabilidade ambiental, com a diminuição de emissão de particulados poluentes, com fomento à economia e geração de emprego.
Fonte: Gasmar / Comunicação
