Ao longo das últimas três décadas, o Brasil logrou êxito no fortalecimento progressivo do papel da regulação para a consecução de reformas estruturais. O caso do gás natural é uma ilustração exemplar desse fenômeno. Desenvolvida a partir do monopólio verticalmente integrado da Petrobras, a indústria de gás natural passou, nas últimas décadas, por profundas mudanças legais e regulatórias com impactos significativos em suas estruturas de mercado.

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Cabe sublinhar algumas das importantes transformações observadas desde o início do século 21: i) aprovação de novos marcos legais, a saber, a Lei 11.909/2009 e mais recentemente a Lei 14.134/2021, seguidas pelos seus respectivos processos de regulamentação; ii) a desverticalização da cadeia produtiva, com a redução da participação da Petrobras nos segmentos de transporte e distribuição; e iii) a mudança estrutural na composição da oferta interna, com redução das importações do gás boliviano, o aumento das importações do Gás Natural Liquefeito (GNL), e a perspectiva, em particular, do aumento da oferta doméstica a partir do gás natural do pré-sal.

Todas essas transformações alteraram fortemente o contexto econômico, regulatório e institucional do transporte de gás natural, sendo importante ressaltar a priorização dada pelo regulador à redução dos impactos de aumentos nas tarifas de transporte de gás natural ao longo da cadeia produtiva, ou em outras palavras, a modicidade tarifária.

No entanto, é importante destacar que por se tratar de um segmento que opera em regime de monopólio natural, cabe ao regulador aplicar metodologias tarifárias transparentes e robustas que busquem um equilíbrio entre a modicidade tarifária e a sustentabilidade econômico-financeira das empresas.

Este aspecto é ainda mais relevante em setores de infraestrutura que possuem mercados não maduros. Neste caso, os sinais e regimes de incentivos, a fim de atingir a consecução dos objetivos de interesse público, devem ser orientados para a expansão dos investimentos a partir de uma visão de longo prazo.

Dentro do contexto acima, embora haja mérito nas intenções do órgão regulador de reduzir os impactos das tarifas de transporte sobre o preço final do gás natural, a forma e o conteúdo das novas propostas regulatórias ensejam mais insegurança jurídica do que propriamente a consecução de objetivos de interesse público. Isto é, novas regras tarifárias devem ser pautadas por sua aplicabilidade e pela precisão na sua formulação, devendo ser regidas pelos princípios de coerência e consistência intertemporal.

Em breve síntese, a vem sugerindo a aplicação do Método de Recuperação de Capital (RCM) para o cálculo da Base Regulatória de Ativos no processo de revisão tarifária das empresas de transporte de gás natural. Tal metodologia não é um benchmark para valoração da base regulatória de ativos em nenhum país. A tentativa de aplicação mais conhecida foi realizada na Austrália, num contexto econômico, institucional e regulatório muito distinto do caso brasileiro, e onde também foi percebida como um fator de redução da previsibilidade e da segurança jurídica necessárias para novos investimentos no setor.

Ademais, sua aplicação se deu apenas no contexto de uma arbitragem comercial de um gasoduto não regulado e não como parâmetro para a base regulatória de ativos (BRA).

O RCM tem base na análise dos fluxos de caixa efetivamente realizados ao longo dos contratos. Dessa forma, ele consiste na apuração do valor regulatório dos ativos com base no capital efetivamente investido, deduzido o montante já recuperado pelo transportador ao longo do período de exploração econômica.

A aparente preferência da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pelo método (RCM) em detrimento de métodos reconhecidos e amplamente adotados pelo mercado de transporte de gás natural, como os métodos de Custo Histórico Corrigido pela Inflação (CHCI) e Custo de Reposição Novo (CRN), no entanto, introduz um ruído desnecessário no ambiente regulatório e pode ter impactos significativos sobre os incentivos ao investimento no setor de transporte de gás natural sem trazer grandes benefícios para o preço final.

Isso porque o RCM, além de não ser amplamente conhecido, testado e implementado em outros países, não traz os adequados incentivos aos investimentos que se fazem necessários em uma indústria de infraestrutura em desenvolvimento.

De fato, o problema central desta proposição regulatória reside na tentativa de exame da retroatividade da estrutura de custos e receitas, o que torna a adoção do RCM arbitrária e capaz de prejudicar a estabilidade do regime regulatório e a confiança dos investidores. Importa ainda considerar que no caso brasileiro, o exame retroativo apresenta um fator adicional que dificulta ou mesmo impossibilita sua aplicação. Trata-se das mudanças estruturais do segmento de transporte de gás natural, antes totalmente tributárias das decisões da Petrobras e de sua posição monopolista, mas que hoje apresenta uma configuração patrimonial bastante diferente do passado, comportando vários players privados.

É evidentemente importante a busca de benchmarks para o exercício da regulação. Contudo, é necessário um processo criterioso de adequação de métodos às especificidades setoriais no Brasil. Ao examinar a experiência internacional, muito centrada apenas no caso australiano, a proposta de alteração de metodologia tarifária da ANP culmina por não contemplar a natureza das estruturas de mercado de todos os segmentos da cadeia produtiva do gás natural e a forma como tais estruturas impactam as condições tarifárias e de investimentos no Brasil.

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Nesse sentido, a tentativa da ANP de introdução de novas experiências em matéria de regulação tarifária aparentemente não trata adequadamente requisitos como prudência e rigor que as mudanças regulatórias exigem.

Em suma, é fundamental observar que o exercício da regulação econômica não pode se tornar um laboratório de experimentos de base conceitual e empírica incipientes, com ações de tentativa-e-erro. No caso em tela, novas regras tarifárias a serem propostas deveriam ser pautadas por sua robustez conceitual, aplicabilidade, precisão na sua formulação e regidas pelos princípios de coerência e consistência intertemporal. Tais princípios são indispensáveis para assegurar a credibilidade do regulador e consolidar suas responsabilidades na garantia das condições econômico-financeiras para a sustentabilidade dos investimentos de longo prazo, tão essenciais para a expansão da indústria do gás natural no Brasil.