Regulação do transporte de gás: por que não pagar duas vezes pelo mesmo gasoduto
O mercado brasileiro de gás natural vive uma transição histórica. Após décadas de operação integrada verticalmente pela Petrobras, o mercado vem sofrendo um processo de abertura promovido pela Lei 14.134/2021, trazendo a necessidade da implantação de tarifas reguladas para o transporte do gás natural.
Frente às especificidades dos ativos de transporte de gás natural no Brasil, é preciso responder a uma pergunta fundamentalmente econômica: quanto do capital originalmente investido nos gasodutos das Malhas Sudeste e Nordeste, operados pela NTS e pela TAG, respectivamente, ainda não foi remunerado?
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) está conduzindo esse processo com rigor técnico. Em sua Nota Técnica 2/2026, o regulador identificou com precisão o risco central desta transição: a dupla remuneração de capital.
Nas palavras da própria ANP, “a prevenção de dupla remuneração de capital constitui princípio estruturante da valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA)“. Em economia, esse fenômeno tem nome: double dipping, cobrar duas vezes pelo mesmo ativo. Quando ocorre, elevam-se artificialmente as tarifas, transfere-se renda dos consumidores para os proprietários da infraestrutura.
Os contratos legados possuem uma característica que os distingue de qualquer outro ativo regulado típico: foram celebrados em ambiente de monopólio verticalizado, com tarifas livremente negociadas entre a Petrobras e suas próprias controladas, e operaram por 20 anos com garantia de pagamento integral da capacidade (ship-or-pay a 100%). A receita fluiu de forma garantida, durante duas décadas, sem nenhuma revisão tarifária periódica que verificasse se as tarifas refletiam custos eficientes em uma atividade de monopólio natural.
Essa é a lacuna que a ANP precisa preencher ao estabelecer a BRA que servirá de ponto de partida para o ciclo regulado 2026-2030. Se o regulador simplesmente adotar o custo de reposição dos ativos sem considerar o que já foi economicamente recuperado, os usuários dos serviços de transporte, e, em última instância, os consumidores, pagarão em duplicidade por um ativo já remunerado.
É aqui que o Método do Capital Recuperado (Recovered Capital Method — RCM) revela seu valor. A própria ANP, na NT 2/2026, reconheceu que o método “permite identificar, de forma transparente, quanto do investimento inicial já foi efetivamente devolvido ao investidor e qual parcela permanece pendente de recuperação“, sendo particularmente útil justamente em contextos de transição regulatória e para a mitigação de riscos de dupla remuneração.
O RCM não recalcula lucros históricos nem questiona a remuneração obtida nas condições dos contratos legados. Sua função é mais precisa: calcular o “saldo devedor” econômico do ativo, quanto do capital original ainda não foi coberto pelas receitas geradas. É a mesma lógica de um financiamento imobiliário: o saldo devedor decresce à medida que as parcelas são pagas.
As diretrizes do Australian Energy Regulator (AER) de 2023 expressamente autorizam o uso de estimativas prudentes e rateios metodologicamente fundamentados quando os dados históricos são incompletos. Com os contratos, demonstrações financeiras auditadas e os dados das consultas públicas 08/2025 e 03/2026 da própria ANP, é possível realizar o cálculo com rigor suficiente para fundamentar a decisão regulatória, com análises de sensibilidade que demonstram a robustez das conclusões a diferentes premissas, inclusive o próprio cálculo bastante conservador da ANP que demonstra o pagamento quase completo dessa infraestrutura.
Há um argumento que merece destaque e que frequentemente fica em segundo plano neste debate: a consistência da metodologia regulatória para ativos legados não é relevante apenas para os usuários atuais do sistema, ela também é condição necessária para o desenvolvimento de novos projetos de infraestrutura. A previsibilidade regulatória não trata de garantir remuneração máxima aos ativos existentes, mas sim de fornecer a confiança de que cada investimento será remunerado de forma transparente, proporcional ao risco assumido e de acordo com critérios previamente conhecidos.
O Plano Indicativo de Gasodutos 2024 da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mapeou 2.333 km de novos gasodutos com investimentos estimados em R$ 29 bilhões, com potencial de gerar 77 mil empregos. E um investidor racional só aceita esse compromisso se tiver confiança de que o regime regulatório futuro honrará o capital novo com a mesma coerência que aplica hoje.
O marco regulatório da Resolução ANP 991/2026 representa exatamente esse regime, ao estruturar um modelo com revisões tarifárias periódicas, ciclos previsíveis de remuneração do capital e critérios claros de reconhecimento de investimentos prudentes. Para um gasoduto novo, a BRA começa do zero e cresce com cada real investido sem ambiguidade histórica, sem assimetria de informação e com rastreabilidade plena desde o primeiro dia.
Mas essa credibilidade futura só se sustenta se o tratamento dos ativos presentes seguir os mesmos princípios econômicos. Um regulador que aplica o RCM para os contratos legados, reconhecendo que ativos com 20 anos de receita garantida foram economicamente amortizados, demonstra que adota critérios consistentes independentemente de quem detém os ativos ou de qual seja o resultado.
O caminho inverso, de transferir para os usuários do ciclo 2026-2030 o custo de remuneração de capital já recuperado, gera tarifas infladas e torna o gás menos competitivo frente a alternativas energéticas, reduz a demanda esperada nos novos projetos e, com isso, diminui sua viabilidade econômica. O efeito cascata compromete exatamente o ciclo virtuoso que a abertura de mercado veio criar e, em última instância, afugenta novos investimentos.
Muito se tem discutido sobre o RCM em termos conceituais, mas pouco se tem falado sobre o caso concreto em disputa. Em primeiro lugar, é preciso situar os ativos: de um lado, a Malha Nordeste, operada pela TAG; de outro, a Malha Sudeste, sob responsabilidade da NTS. Esses dois conjuntos reúnem gasodutos erguidos a partir da década de 1970, com grande parte da malha concluída na década de 1990.
Pelo custo de reposição sem depreciação — a mesma base utilizada pela própria ANP na CP 03/2026 —, reconstruí-los hoje custaria R$ 14,6 bilhões para o Nordeste e R$ 18 bilhões para o Sudeste. Para a operação desses ativos, os contratos legados garantem receita fixa de R$ 4 bilhões por ano, a preços de 2026 — R$ 2 bilhões para cada transportadora. Essa receita não tem risco de volume: o pagador é a própria Petrobras, um dos créditos mais sólidos do país.
Os próprios dados publicados pela ANP permitem essa avaliação. A média do WACC nominal utilizado pelo regulador ao longo do período chega a 15,48% a.a. depois de impostos, entre 2006 e 2026. A título de comparação, a taxa DI over Selic nominal média no mesmo período foi de 10,2% a.a. — ou seja, uma taxa 51,8% superior.
Essa comparação, porém, não é inteiramente justa: a taxa DI é medida antes de impostos, enquanto o WACC do RCM já é líquido. Ajustando-o para a mesma base, o equivalente antes de impostos chega a 23,5% a.a. Cabe ao leitor julgar se uma remuneração dessa magnitude — apurada a partir de premissas que a própria ANP tratou de forma conservadora — deixa espaço para sustentar que o capital investido não foi integralmente recuperado.
Os resultados são claros: as receitas acumuladas ao longo de duas décadas de contratos com garantia plena de capacidade superam, com larga margem, o montante necessário para recuperar o capital investido a qualquer taxa de remuneração razoável.
Não pagar duas vezes pelo mesmo gasoduto não é uma posição ideológica. É princípio de boa regulação e condição para que o Brasil construa os próximos gasodutos para transportar o gás como forma de segurança energética. É a consequência lógica de uma regulação econômica consistente, que protege o consumidor de custos indevidos e cria as condições para a atração de investimentos que irão financiar as próximas gerações de gasodutos.