Introdução
Com a Resolução nº 991, de 2 de janeiro de 2026, a ANP concluiu o processo de revisão da RANP nº 15, submetida à consulta pública em 2025. Apesar de não constar da minuta submetida pelo regulador e das contribuições apresentadas na consulta, a RANP nº 991 introduz um novo método para a valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA) aplicável a gasodutos que passaram pela transição de regime de precificação negociado para o regime de precificação regulada.
O Método do Capital Recuperado (Recovered Capital Methodology – RCM) calcula o valor residual dos ativos a partir da trajetória de recuperação do capital investido ao longo do tempo, incorporando o retorno do investidor. Essa abordagem contrasta com os métodos tradicionalmente empregados na regulação econômica, que se baseiam na depreciação regulatória dos ativos para o cálculo do valor residual da base regulatória.
A inspiração da ANP foi a experiência da Austrália, onde o RCM foi utilizado a partir de 2017 para a valoração de ativos de transporte de gás em gasodutos não regulados, como uma referência para negociações bilaterais e em processos de arbitragem que envolvem o acesso a esses gasodutos.
Dado que o RCM foi concebido e aplicado em um ambiente institucional distinto da regulação tarifária brasileira, este artigo busca responder à seguinte questão: é apropriado aplicar o Método do Capital Recuperado para o contexto brasileiro de regulação tarifária do transporte de gás natural? Ao examinar os fundamentos do RCM, sua aplicação na experiência australiana e as especificidades institucionais do arcabouço regulatório brasileiro, o trabalho avalia em que medida esse método é compatível com os princípios que orientam a regulação do setor no Brasil.
1. O Recovered Capital Methodology (RCM) para Valoração de Ativos
O RCM tem por objetivo estimar o valor dos ativos por meio do capital investido no gasoduto que ainda não foi recuperado ao longo de sua vida operacional. A aplicação desse método busca conferir maior transparência ao processo de valoração de ativos e avaliar se os preços negociados estão alinhados aos custos econômicos incorridos, reduzindo, assim, assimetrias de informação e o poder de barganha dos proprietários de gasodutos não regulados.
Dessa forma, a metodologia estabelece que o valor da base de capital em um determinado ano t corresponde ao custo original de construção do gasoduto, acrescido dos investimentos (capex) realizados após o início de sua operação, e deduzido do capital já recuperado e das alienações de ativos. Formalmente, o valor da base de capital é dado por:
Equação 1 – Valor Base de Capital
Elemento central do RCM é o componente denominado Retorno do Capital (Return of Capital), que representa o montante do capital recuperado pelo transportador desde o comissionamento do gasoduto. Essa variável exerce papel análogo ao da depreciação nos modelos regulatórios tradicionais, na medida em que reduz a base de capital ao longo do tempo à medida que o investimento é amortizado.
O Retorno do Capital acumulado no ano t é calculado como a diferença entre as receitas totais auferidas e os custos totais incorridos no período, incluindo custos operacionais, retorno sobre o capital e obrigações fiscais líquidas, conforme expresso na Equação 2:
Equação 2 – Retorno do Capital
É importante distinguir conceitualmente o Retorno do Capital (Return of Capital) do Retorno sobre o Capital (Return on Capital). Enquanto o primeiro corresponde ao retorno efetivo do investidor, o segundo refere-se à remuneração de referência, ou de mercado, calculada a partir da aplicação de uma taxa de retorno de mercado (que podemos chamar de custo de capital) sobre o valor do ativo naquele ano.
Quando a receita auferida no ano t excede a soma dos custos (custos operacionais, retorno sobre o capital e das obrigações fiscais líquidas), esse excedente, que pode ser diferente da depreciação do gasoduto, é interpretado como amortização do capital investido. Consequentemente, o valor do ativo é reduzido, diminuindo a base de capital para o período subsequente.
Por outro lado, caso a receita seja inferior aos custos (situação comum nos primeiros anos de operação, quando a demanda ainda é reduzida), o Retorno do Capital assume valor negativo. Nessa circunstância, a parcela do capital que não foi recuperada é incorporada ao valor do ativo, elevando a base de capital a ser recuperada nos períodos futuros.
No caso de gasodutos antigos que tenham gerado, ao longo do tempo, receitas consistentemente superiores aos seus custos operacionais e de capital, o valor da base calculada pelo RCM tende a se aproximar de zero. Esse resultado indica que o investimento inicial já foi pago pelos usuários, de modo que as tarifas futuras deveriam se limitar à cobertura dos custos operacionais e tributários associados à operação da infraestrutura.
2. O Contexto Australiano
A atividade de transporte de gás natural na Austrália opera sob uma distinção fundamental entre duas categorias de infraestrutura: os Gasodutos Regulados (Scheme Pipelines), sujeitos à regulação usual de monopólio natural com tarifa definida pelo regulador, assim como condições de acesso, e os gasodutos não regulados (Non-Scheme Pipelines), que operam sob precificação negociada entre as partes.
Os Non-Scheme Pipelines operam, em princípio, em um ambiente liberalizado, no qual as condições de acesso e os preços são negociados bilateralmente entre o transportador e o carregador, sem definição ex ante de tarifas reguladas.
No entanto, investigações realizadas em 2016 identificaram que operadores de gasodutos não regulados detinham significativo poder de mercado, o que trazia resultados ineficientes. A principal falha de mercado diagnosticada foi a assimetria de informação, uma vez que os usuários não dispunham de elementos suficientes para avaliar se os preços propostos pelos transportadores refletiam custos econômicos eficientes ou se incorporavam rendas associadas ao poder de mercado.
Como resposta regulatória, para corrigir esse desequilíbrio e facilitar negociações comerciais eficazes, foi introduzida a Parte 23 das Regras Nacionais de Gás (National Gas Rules – NGR) em 2017. Esta regulação exigiu que os operadores publicassem informações financeiras detalhadas, incluindo uma valoração dos ativos baseada no Método do Capital Recuperado (RCM), método estabelecido na regra 569(4)(b) das NGR.
O objetivo central do RCM é fornecer aos usuários uma referência informacional sobre o grau de recuperação do investimento original. Se um gasoduto já estivesse em operação há muito tempo e tivesse gerado receitas suficientes para pagar o investimento inicial, o valor da base de ativos pelo RCM seria baixo ou até zero. Isso sinalizaria aos usuários se os preços de acesso são excessivos, atenuando a assimetria de informação no mercado.
A exigência da divulgação de um conjunto amplo de informações era vista como um controle excessivo pelos operadores de gasodutos não regulados da Austrália.
Recentemente, em março de 2023, a regulamentação australiana passou por reformas e as regras para acesso de gasodutos não regulados foram simplificadas. A Parte 23, que introduziu o RCM, foi substituída pela Parte 10[1]. Na Parte 10 da nova versão, a National Gas Rules não menciona diretamente o RCM, mas mantém a lógica de valoração de ativos com o capital recuperado na negociação de acesso a gasodutos não regulados (Non-Scheme pipelines).
3. Adequação do RCM para a Valoração de Gasodutos no Brasil
Segundo o que está estabelecido na Resolução nº 991/2026 da ANP, uma metodologia de valoração deve ser amplamente reconhecida e adotada pelo mercado para substituir os métodos usuais do custo histórico e do custo de reposição.
O desenho institucional do mercado australiano é amplamente reconhecido internacionalmente por suas inovações regulatórias, que privilegiam sinais econômicos para a tomada de decisão eficiente e a promoção da concorrência. Por essas razões, os instrumentos regulatórios adotados naquele país são frequentemente citados como referências de boas práticas para reguladores dos setores de gás natural e eletricidade em todo o mundo.
No entanto, é importante considerar que o RCM foi desenhado para responder a um problema regulatório específico: servir de referência informacional para a negociação de acesso de gasodutos não regulados, em um ambiente de precificação negociada. Ou seja, O RCM não é utilizado na Austrália para o cálculo de tarifas reguladas. Nos Scheme Pipelines, sujeitos à regulação tarifária, a valoração da Base Regulatória de Ativos parte do valor histórico (book value), com depreciação linear ao longo da vida útil dos ativos.
Dessa forma, o RCM não pode ser caracterizado como uma metodologia amplamente reconhecida e adotada pelo mercado para fins de regulação tarifária, conforme exige a RANP nº 991/2026. Seu uso no arcabouço australiano é restrito, estando associado à transparência informacional e à arbitragem em negociações bilaterais, e não à definição ex ante de tarifas reguladas.
Além disso, um problema central da aplicação do RCM em regimes tarifários regulados decorre de sua incompatibilidade com a lógica da regulação incentivada, que constitui uma premissa fundamental dos modelos regulatórios modernos, inclusive o brasileiro. Nos regimes tarifários incentivados, o retorno das empresas reguladas não é diretamente controlado, mas o preço (price cap) ou a receita (revenue cap). A possibilidade de reduzir custos ou ampliar volumes em relação aos parâmetros definidos na revisão tarifária permite que as empresas se apropriem temporariamente de ganhos de eficiência, criando incentivos para a busca contínua de melhorias operacionais.
Ao deduzir da base de ativos o retorno excedente obtido ao longo do tempo, inclusive em períodos em que a tarifa não era diretamente estabelecida pela ANP, o RCM implica, na prática, que o retorno do capital é diretamente controlado, eliminando os incentivos à eficiência característicos da regulação por incentivos. Sob essa lógica, o método seria consistente com o regime tarifário de custo de serviço (cost-plus regulation), com retorno garantido.
A aplicação do RCM para valoração da base regulatória de ativos de gasodutos que transitaram do regime de precificação por negociação para o regulado no Brasil envolve, adicionalmente, algumas complexidades. O método exige a reconstrução retrospectiva de parâmetros econômicos e financeiros, cujos resultados se mostram sensíveis às hipóteses adotadas, conforme evidenciado pela experiência australiana (AER, 2023). Ao contrário da Austrália, os gasodutos brasileiros foram operados de forma verticalizada durante um período longo do seu histórico. Como transportador e carregador detinham o mesmo controlador, a precificação não refletia um contexto de negociação de mercado.
Em particular, o cálculo do RCM requer a definição de uma taxa de retorno sobre o capital, que corresponderia à taxa de remuneração regulada. No caso brasileiro, a ANP só passou a definir taxa de remuneração do transporte de gás natural após a chamada pública de capacidade de transporte da TBG em 2019. Para os períodos anteriores, seria necessário arbitrar valores. Ainda que o cálculo da taxa de retorno siga metodologia consagrada, como o Weighted Average Cost of Capital (WACC), a definição de seus parâmetros e janelas temporais tem grande impacto sobre os resultados e envolve disputas, como evidenciado na recente consulta pública da ANP (nº 12/2025).
A definição das receitas passadas pode envolver complexidades, pois durante a operação dos gasodutos houve períodos em que não existia tarifa explícita de transporte de gás natural. A reconstituição dos custos fica ainda mais desafiadora para períodos em que a contabilidade dos custos dos gasodutos de transporte era realizada de forma conjunta com ativos não associados ao transporte. Tampouco os custos podem ser diretamente alocados entre as transportadoras, uma vez que elas só foram segregadas para fim de venda depois do início da operação dos gasodutos.
Além da grande complexidade para sua aplicação, a metodologia RCM tem como resultado o controle da rentabilidade passada. Ou seja, negociações anteriores que tenham sido favoráveis aos proprietários dos gasodutos resultariam, sob esse método, em uma base regulatória reduzida e, consequentemente, em tarifas reguladas mais baixas, diminuindo a capacidade futura de geração de valor das transportadoras. Este tipo de “acerto de contas” ex post pode ser visto como uma forma de regulação tarifária retroativa, que não estaria amparada na Lei, o que pode criar incertezas jurídicas e desestimular novos investimentos.
Referências
ACCC, July 2019 Gas Inquiry 2017-2020 Interim Report, July 2019
AUSTRALIAN ENERGY REGULATOR. Non-scheme pipeline financial reporting guideline: explanatory statement. Dez. 2017.
AUSTRALIAN ENERGY REGULATOR. Non-scheme pipeline financial reporting guideline. December 2017.
AUSTRALIAN ENERGY REGULATOR. Explanatory note: Pipeline Information Disclosure Guidelines. October, 2023.
AUSTRALIAN ENERGY REGULATOR. National Gas Rules. Part 23 (Access to non-scheme pipelines) exemptions. Disponível em: https://www.aer.gov.au/part-23-access-non-scheme-pipelines-exemptions. Acesso em: 08 dez. 2025.
Brown, Carpenter and Nguyen. Financial Information Disclosed by Gas Pipelines in Australia UNDER PART 23 OF THE NATIONAL GAS RULES. The Brattle Group. 2019. https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2021/05/18330_financial_information_disclosed_by_gas_pipelines_in_australia.pdf
Notas
[1] Disponível em: https://www.aer.gov.au/part-23-access-non-scheme-pipelines-exemptions
Sugestão de citação: Losekann, L; Almeida, E.; Rodrigues, N.; Carhuamaca, Y. K. Y. A valoração de ativos de transporte de gás natural: o Recovered Capital Methodology (RCM) é uma solução adequada para o caso brasileiro? Ensaio Energético, 13 de janeiro, 2026.
Conselheiro Editorial do Ensaio Energético. Economista e doutor em Economia pela UFRJ. Professor e coordenador do Programa de Pós Graduação em Economia e Vice Diretor da Faculdade de Economia da UFF. Pesquisador do Grupo de Energia e Regulação (GENER/UFF).
Conselheiro Editorial do Ensaio Energético. É professor e pesquisador do Instituto de Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC) e Presidente eleito da Associação Internacional de Economia da Energia - IAEE. Doutor em Economia Aplicada pela Universidade de Grenoble na França.
Editora-chefe do Ensaio Energético. Economista pela UFRRJ, mestre em Economia Aplicada pela UFV e doutora em Economia pela UFF. Professora do Departamento de Ciências Econômicas da UFF, professora do Programa de Pós Graduação em Economia (PPGE/UFF) e pesquisadora do Grupo de Energia e Regulação (GENER/UFF).
Yarinne Kelly Yanqui Carhuamaca
Estudante de mestrado em Economia pelo Programa de Pós-Graduação em Economia da Universidade
Federal Fluminense (PPGE/UFF). Pesquisadora do Grupo de Energia e Regulação (Gener/UFF).
