Estudo da Calden Consultoria, encomendado pelo Conselho de Usuários do Sistema de Transporte de Gás, aponta distorções na definição da Base Regulatória de Ativos e possíveis sobrecustos para consumidores no próximo ciclo tarifário
O setor de gás natural brasileiro pode enfrentar um novo desafio regulatório em 2026. Um relatório técnico elaborado pela Calden Consultoria alerta para o risco de dupla remuneração nos contratos legados de transporte de gás natural, com impacto potencial de até R$ 8 bilhões nas tarifas a serem aplicadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
O estudo foi encomendado pelo Conselho de Usuários do Sistema de Transporte de Gás Natural (CdU), formado por entidades representativas da cadeia de gás e energia, como ABRACE Energia, ABPIP, ABRAGET, ABEGÁS e ABEP. A análise foca nas Malhas Sudeste e Nordeste, cujos contratos de transporte vencem neste ano, e cujos ativos compõem a Base Regulatória de Ativos (BRA), elemento central para a formação das tarifas do próximo ciclo regulatório (2026–2030).
Metodologia de depreciação é ponto de tensão entre transportadoras e usuários
Segundo o relatório, a principal divergência está na forma de calcular a depreciação dos ativos utilizados ao longo dos contratos legados. Nos contratos originais, foi adotada a metodologia de depreciação acelerada, o que significa que a maior parte dos investimentos já foi amortizada pelos consumidores ao longo de 20 anos de operação.
“Em 20 anos de contrato, cerca de 86% do valor do ativo já foi pago pelos consumidores, contra 66% que seria pago ao considerar o método de depreciação contábil linear proposto pelas transportadoras”, aponta o estudo.
Na prática, a mudança de metodologia pode permitir que valores já depreciados economicamente sejam cobrados novamente, gerando uma “dupla remuneração” das transportadoras.
“Esse tema é de fundamental importância no atual debate sobre revisão tarifária, porque o valor residual da BRA impacta significativamente as tarifas que serão fixadas pela ANP para o próximo ciclo tarifário (2026–2030)”, explica Sylvie D’Apote, presidente do CdU e Diretora Executiva de Gás Natural da ABEP/IBP.
Impacto direto nas tarifas: diferença de até 21%
De acordo com a Calden Consultoria, a aplicação da metodologia de depreciação acelerada reduziria o valor residual da BRA em aproximadamente R$ 3,4 bilhões na Malha Sudeste e R$ 4,6 bilhões na Malha Nordeste, quando comparado ao cálculo proposto pelas transportadoras.
Essa diferença poderia representar reduções de até 14% nas tarifas da NTS (Sudeste) e 21% nas tarifas da TAG (Nordeste). Caso prevaleça a visão das transportadoras, os consumidores industriais e termelétricos podem arcar com custos indevidos, elevando o preço final do gás natural.
O estudo alerta ainda que outras renovações contratuais futuras poderão ampliar esse impacto. A decisão que será tomada pela ANP no atual processo de revisão tarifária pode influenciar o destino de mais R$ 10 bilhões em ativos, totalizando mais de R$ 18 bilhões potencialmente em jogo.
Competitividade e equilíbrio regulatório em risco
Para o vice-presidente do CdU e Diretor de Gás da ABRACE, Adrianno Lorenzon, a questão não é apenas técnica, mas também de equilíbrio e eficiência regulatória.
“A regulação deve assegurar eficiência e equilíbrio na remuneração das transportadoras, evitando que consumidores arquem novamente com valores já pagos. O risco de dupla remuneração compromete não apenas o equilíbrio tarifário, mas também a competitividade do gás natural como fonte de energia”, destaca Lorenzon.
Além de representar um desequilíbrio contratual, a adoção da depreciação linear elevaria a Taxa Interna de Retorno (TIR) dos projetos, ultrapassando os níveis originalmente definidos pela regulação. Isso, segundo o relatório, configuraria uma transferência indevida de recursos entre usuários e transportadores.
Referência internacional: o exemplo britânico da OFGEM
O relatório da Calden também traz um paralelo internacional, destacando a experiência da OFGEM, autoridade reguladora do setor elétrico e de gás do Reino Unido. No caso britânico, ativos legados foram tratados de forma diferenciada, justamente para preservar a estabilidade regulatória e evitar a cobrança duplicada de investimentos já amortizados.
“A regulação da OFGEM também nos mostra que é possível corrigir distorções nas tarifas, de modo a garantir que, em qualquer cenário, os usuários do serviço de transporte não sejam prejudicados com a cobrança duplicada de valores de ativos já depreciados dos contratos legados, em observância à boa prática regulatória”, ressalta Frederico Flister, Gerente de Projetos da Calden.
Decisão da ANP será determinante para o futuro do mercado de gás
Com o ciclo tarifário 2026–2030 em fase de definição, a ANP terá papel decisivo na forma como os ativos legados serão considerados na Base Regulatória de Ativos.
A decisão deve influenciar não apenas os custos para os usuários do sistema, mas também a credibilidade e previsibilidade do marco regulatório, pilares essenciais para o avanço da transição energética e da abertura do mercado de gás natural no Brasil.
