Regulação do gás: evitar dupla remuneração e aplicar o RCM

A decisão técnica da Agência Nacional do Petróleo (ANP) de reconhecer o risco de dupla remuneração e adotar o Método do Capital Recuperado (Recovered Capital Method — RCM) para os gasodutos legados tem efeito prático imediato: evita que usuários e consumidores arquem novamente com capital já remunerado e estabelece padrão de consistência para o ciclo regulatório 2026–2030.

Contexto

O mercado brasileiro de gás natural está em processo de abertura após décadas de verticalização e controle predominantemente pela Petrobras. A Lei 14.134/2021 introduziu mudanças que demandam a fixação de tarifas reguladas para o transporte de gás, convertendo contratos celebrados em ambiente monopolista em ativos sujeitos a regime tarifário regulado. Os trechos das malhas Sudeste e Nordeste, explorados historicamente por concessionárias como NTS e TAG, operaram por cerca de vinte anos sob garantias contratuais como o regime ship-or-pay a 100%, com receitas previsíveis e sem revisões tarifárias típicas de um mercado regulado competitivo.

Essa transição traz à tona um problema econômico e regulatório clássico: como tratar o capital já remunerado em contratos antigos ao constituir a Base Regulatória de Ativos (BRA) que servirá como ponto de partida para o novo ciclo tarifário? Se ignorada, a inclusão integral do custo de reposição ou do valor contábil bruto pode levar ao fenômeno conhecido em economia como double dipping — a cobrança dupla pelo mesmo ativo — com aumento artificial das tarifas e transferência de renda dos consumidores para proprietários da infraestrutura.

O que foi decidido

A ANP, por meio de sua Nota Técnica 2/2026, identificou a prevenção da dupla remuneração como princípio central para a formação da BRA. A agência reconheceu que o RCM é um método adequado para quantificar quanto do capital investido originalmente já foi recuperado pelas receitas históricas e quanto permanece como saldo a ser reconhecido na BRA. Em termos práticos, a adoção do RCM significa descontar da base inicial a parcela do investimento que se encontra economicamente amortizada em razão das receitas passadas, preservando apenas o montante de capital ainda não remunerado.

Os fundamentos centrais são: (i) evitar a recomposição integral de um ativo que já produziu fluxo de caixa garantido; (ii) utilizar dados contratuais, demonstrações financeiras auditadas e informações levantadas nas consultas públicas da ANP para estimativas prudentes; e (iii) aplicar análises de sensibilidade para assegurar robustez frente a diferentes premissas. Assim, a ANP pretende alcançar um equilíbrio entre reparação do capital que efetivamente falta ser remunerado e proteção dos consumidores contra tarifa excessiva.

Base normativa e precedentes

• Lei 14.134/2021 — estabelece o novo marco regulatório para o setor de gás natural, obrigando a implantação de regimes tarifários e promovendo a abertura do mercado.
• Resolução ANP 991/2026 — estrutura o modelo regulatório com ciclos tarifários periódicos, critérios de reconhecimento de investimentos e revisão tarifária para o período 2026–2030.
• Nota Técnica ANP 2/2026 — define princípios técnicos, identificando a prevenção da dupla remuneração como princípio estruturante da valoração da BRA.
• Recovered Capital Method (RCM) — método técnico reconhecido internacionalmente para estimar o saldo de capital não recuperado em ativos legados.
• Diretrizes do Australian Energy Regulator (AER, 2023) — referência internacional que admite estimativas prudentes quando dados históricos são incompletos, servindo de guia metodológico.
• Plano Indicativo de Gasodutos 2024 da EPE — mapeamento de novos empreendimentos e projeção de investimentos que evidencia a necessidade de previsibilidade regulatória.

Impacto prático

• Para os usuários e consumidores: redução do risco de elevação indevida de tarifas decorrente de recomposição integral de ativos já remunerados; proteção contra transferência de renda para detentores de infraestrutura legado.
• Para operadores de gasodutos legados: necessidade de aceitar que parte do capital original pode ter sido significativamente amortizada pelos fluxos ship-or-pay; o reconhecimento regulatório do saldo remanescente será o parâmetro de remuneração futura.
• Para investidores novos: oferta de maior previsibilidade e coerência normativa; reforço da sinalização de que capital futuro será tratado sem ambiguidade histórica, incentivando investimentos mapeados no Plano Indicativo da EPE.
• Para o processo regulatório: exigência de metodologia transparente, uso de dados públicos e privados, e realização de análises de sensibilidade que suportem decisões diante de incertezas documentais.

O que observar

• Metodologia e transparência: a aplicação do RCM dependerá da qualidade dos dados disponibilizados (contratos, demonstrativos auditados, registros de receitas). A ANP precisará padronizar premissas e divulgar séries históricas e critérios de rateio.
• Riscos de contestação: operadores podem impugnar o critério de amortização se entenderem que o RCM subestima capital remanescente; recursos administrativos e judiciais são previsíveis, exigindo fundamentação técnica robusta da agência.
• Modulação e efeitos retroativos: cabe à ANP definir se os ajustes na BRA terão efeitos retroativos ou apenas prospectivos; essa opção terá implicações financeiras relevantes para todas as partes.
• Precedente regulatório para novos ativos: a coerência no tratamento dos legados será parâmetro para a atratividade dos projetos futuros; incoerências poderiam frear investimentos privados.

A adoção bem fundamentada do RCM pela ANP equilibra dois objetivos essenciais: impedir que consumidores paguem duas vezes por uma mesma infraestrutura e preservar sinalização regulatória estável para financiar a expansão da malha de gasodutos. A qualidade técnica das estimativas e a clareza metodológica serão decisivas para evitar litígios e consolidar confiança no novo marco regulatório.