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PANP 108 - 2000

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AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

PORTARIA ANP Nº 108, DE 28.6.2000 - DOU 29.6.2000 - REPUBLICADA DOU 28.8.2000

Estabelece as Tarifas de Transporte de Referência para o cálculo dos preços máximos do gás natural de produção nacional para vendas a vista às empresas concessionárias de gás canalizado a partir de 1º de julho de 2000.

- Revogada pela Portaria ANP nº 45, de 9.4.2002- DOU 10.4.2002 -Efeitos a partir de 10.4.2002.- A Portaria ANP nº 130, de 29.8.2001- DOU 30.8.2001 -Efeitos a partir de 30.8.2001, suspendeu os efeitos da Portaria ANP nº 101, de 26.6.2001, sendo que durante a sua suspensão foram aplicadas as regras contidas nesta Portaria.- Revogada pela Portaria ANP nº 101, de 26.6.2001-DOU 27.6.2001 -Efeitos a partir de 27.6.2001.

O DIRETOR-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO -ANP, no uso de suas atribuições legais, nos termos da Portaria Interministerial MF/MME nº 03, de 17 de fevereiro de 2000, e com base na Resolução de Diretoria nº 366, de 27 de junho de 2000, torna público o seguinte ato:

Art. 1º. Ficam estabelecidas, através da presente Portaria, as Tarifas de Transporte de Referência para o cálculo dos preços máximos do gás natural de produção nacional para vendas a vista às empresas concessionárias de gás canalizado a partir de 1º de julho de 2000.

Art. 2º. As Tarifas de Transporte de Referência para cada Estado, calculadas conforme a metodologia divulgada na Internet (http://www.anp.gov.br), estão indicadas na Tabela abaixo, denominada Tabela A. (NR)

Estado

(R$/mil m³)

Ceará

22,13

Rio Grande do Norte

18,67

Paraíba

23,74

Pernambuco

27,51

Sergipe

16,46

Bahia

16,84

Espírito Santo

16,80

Rio de Janeiro

17,31

São Paulo

23,97

Minas Gerais

26,49

(Nota)

Parágrafo único. Os Estados que consomem gás natural de produção nacional e não estão listados na Tabela A não utilizam os gasodutos do sistema de transporte.

Art. 3°. As Tarifas de Transporte de Referência indicadas no artigo anterior consideram os gasodutos do sistema de transporte com licença de operação emitida pela ANP até a presente data, que se encontram listados na tabela abaixo, denominada Tabela B.

Origem

Destino

Diâmetro (pol)

Extensão (km)

Guamaré-RN

Aracati-CE

12

213

Aracati-CE

Pecém-CE

10

169

Guamaré-RN

Cabo-PE

12

424

Atalaia-SE

Santiago/Catu-BA

14

230

Aratu-BA

Camaçari-BA

10

20

Candeias-BA

Camaçari-BA

12

37

Santiago/Catu-BA

Camaçari-BA

14

32

Santiago/Catu-BA

Camaçari-BA

18

32

Lagoa Parda-ES

Aracruz-ES

8

38

Aracruz-ES

Vitória-ES

8

62

Serra-ES

Viana-ES

8

46

Cabiúnas-RJ

Reduc-RJ

16

183

Reduc-RJ

Regap_MG

16

357

Reduc-RJ

Esvol-RJ

18

95,2

Esvol-RJ

Tevol-RJ

14

5,5

Esvol-RJ

São Paulo-SP

22

325

Rpbc-SP

Capuava-SP

12

37

Rpbc-SP

Comgás-SP

12

1,5

Art. 4º. Para os volumes de gás que não utilizam os gasodutos do sistema de transporte, a Tarifa de Transporte de Referência é igual a zero(TREF = 0).

Art. 5º. As Tarifas de Transporte de Referência estabelecidas nesta Portaria consideram 30% dos custos proporcionais à distância e serão revisadas anualmente, de forma a refletir melhor a correta identificação e alocação de custos entre os usuários.

Art. 6º. As Tarifas de Transporte de Referência estabelecidas nesta Portaria consideram o gás natural à pressão absoluta de 1,033kgf/cm2, temperatura de 20oC e Poder Calorífico Superior de 9.400kcal/m3.

Art. 7º. A cada 12 meses, a partir de 1o de julho de 2001, as Tarifas de Transporte de Referência estabelecidas nesta Portaria serão atualizadas monetariamente pela variação do IGP-M da Fundação Getúlio Vargas.

Art. 8º. A ANP deliberará sobre quaisquer controvérsias surgidas em relação ao disposto na presente Portaria, e trazidas à consideração da Agência pelos agentes do mercado de gás natural, garantido o direito de defesa das partes, as quais serão convocadas para sessões deliberativas, quando a ANP julgar conveniente.

Art. 9º. Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

DAVID ZYLBERSZTAJN

NOTA TÉCNICA EXPLICATIVA

Tarifa de Transporte de Referência para o Cálculo dos Preços Máximos

de Venda do Gás Natural de Produção Nacional

Introdução

I - Considerações sobre a nova regulamentação do preço de venda do gás natural.

II - Versão final da metodologia de cálculo das tarifas de transporte de referência

Definições e conceitos

Aplicação

Anexos

Resumo das principais mudanças na metodologia após a consulta pública e outras considerações.

Introdução

Em 23 de março de 2000, a ANP tornou público em sua página na Internet uma versão preliminar de Portaria que estabelece uma tarifa de transporte de referência e uma Nota intitulada “Metodologia de Cálculo das Tarifas de Transporte de Referência”, utilizada para determinação do Preço Máximo de Venda do Gás Natural nos Pontos de Entrega às Distribuidoras.

A partir da avaliação dos comentários recebidos, esta Nota Explicativa visa a descrever as alterações introduzidas na metodologia inicialmente apresentada ao público e esclarecer alguns aspectos da política de preços e da metodologia de cálculo.

Além desta introdução, esta Nota contém três seções. A primeira seção esclarece aspectos chave da nova política de preços de venda do gás natural. A segunda seção introduz a versão final da metodologia de cálculo das tarifas de transporte de referência. Esta seção é dividida em três partes referentes a: definições e conceitos, aplicação da metodologia e anexos contendo a base de informações utilizada no cálculo. Na terceira seção, é dada ênfase às principais mudanças introduzidas na versão preliminar da metodologia, tendo em vista os comentários recebidos durante o período de consulta pública.

I - Considerações sobre a nova regulamentação do preço de venda do gás natural.

Histórico da Regulamentação Recente

Até as Portarias Interministeriais MF/MME 90, 91 e 92 de 1999, o preço máximo de venda do gás natural às concessionárias estaduais de distribuição de gás canalizado era determinado pela Portaria DNC nº 24, de junho de 1994.

Esta Portaria estabelecia uma paridade de 75% entre o preço máximo de venda do gás natural para fins combustíveis e o preço do óleo combustível 1A, na base de distribuição primária, considerada a equivalência energética entre esses produtos. O preço de venda do gás natural referenciado na Portaria DNC 24/94 não identificava separadamente a parcela do preço referente ao transporte do gás até os pontos de entrega.

Essa regra se mostrou bastante estável devido ao controle dos preços dos óleos combustíveis. No entanto, a partir do início de 1999, a flexibilização das regras para a fixação dos preços dos óleos combustíveis e a conjuntura no mercado internacional conduziram a um contexto de alta volatilidade dos preços máximos para o gás natural.

Com a edição das Portarias Interministeriais de 1999, os preços dos óleos combustíveis passaram a estar vinculados ao mercado internacional. Logo, em decorrência da forte volatilidade dos preços do petróleo, o preço máximo de venda do gás natural começou a experimentar considerável oscilação.

Diante do exposto, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério da Fazenda decidiram pela edição de uma nova regulamentação específica para os preços do gás natural, baseada em dois objetivos fundamentais:

a separação do preço máximo nos pontos de entrega em duas parcelas, uma referente à remuneração do produto e outra associada à remuneração dos serviços de transporte;

a introdução progressiva da distância no cálculo dos preços máximos de venda nos pontos de entrega.

Tais medidas visam a dar maior transparência à formação de preços, possibilitar diferentes mecanismos de correção para cada parcela que compõe o preço nos pontos de entrega, reduzir os subsídios cruzados entre usuários e incrementar a eficiência na utilização da rede de transporte.

Portaria Interministerial MF/MME No 03, de 17 de fevereiro de 2000

A Portaria Interministerial 03/00 estabelece preços máximos para a venda do gás natural de produção nacional às distribuidoras estaduais nos pontos de entrega. O preço do gás foi dividido em duas parcelas, uma referente aos custos de transporte -tarifa de transporte de referência - e outra referente aos demais custos até a entrada do gás no sistema de transporte (produção, transferência e processamento).

Verifica-se que as duas parcelas são corrigidas de forma diferente, sendo atribuído à ANP estabelecer os valores da parcela denominada Tarifa de Transporte de Referência (Tref). O preço máximo do gás natural cobrado às distribuidoras estaduais nos pontos de entrega seria o resultado da soma das parcelas.

Deste modo, é importante esclarecer que nenhuma das duas parcelas representa, isoladamente, um preço máximo. O preço controlado continua sendo o preço máximo nos pontos de entrega. As parcelas definidas na Portaria MME/MF 03/00 representam instrumentos visando a correção diferenciada para cada componente e a introdução da distância na determinação do preço.

Definição das Parcelas do Preço Máximo nos pontos de entrega

A parcela relativa ao transporte (Tref) foi calculada como a remuneração adequada ao sistema classificado como de transporte, tendo por base o valor estimado dos ativos que compõem este sistema atualmente.

Já a parcela definida como o preço do gás na entrada do gasoduto de transporte (Pgt) foi calculada residualmente como a diferença entre o preço máximo nos pontos de entrega praticado ao longo do segundo semestre de 1999 e a parcela de transporte (Tref).

Devido à necessidade de avaliação mais detalhada dos custos relativos às instalações de transferência, a parcela Pgt incorpora ainda os custos associados aos gasodutos classificados como de transferência.

Tarifas de contratação dos serviços

A parcela Tref representa apenas o esforço de mensurar os custos de todo o sistema atualmente definido como de transporte e que movimenta o gás de produção nacional, sendo esta a base para um reajuste diferenciado da parcela de transporte e para a introdução da distância no preço máximo nos pontos de entrega.

A parcela do preço máximo referente ao transporte (Tref) não representa necessariamente um patamar máximo para a contratação dos serviços de transporte de gás. É importante esclarecer que as tarifas para a contratação dos serviços de transporte entre pontos de recepção e entrega específicos serão negociadas entre as partes, refletindo a remuneração adequada de cada trecho do sistema, nos termos do art. 58 da Lei 9.478/97e da Portaria ANP 169/98.

Novos Investimentos

A metodologia é válida apenas para a infra-estrutura de transporte atualmente em operação, não sendo aplicável a novos investimentos.

Prazo de Vigência

No art. 69 da Lei 9478/97 ficaestabelecido que, durante um período de transição, os reajustes e revisões de preços dos derivados básicos de petróleo e do gás natural serão determinados em ato conjunto do Ministério de Minas e Energia e Ministério da Fazenda. Dessa forma, a Portaria ANP 108/00 em particular, ou regulamentação que a substitua, vigoraria, a princípio, enquanto os preços forem regulamentados.

Etapas futuras e a desregulamentação

A Portaria Interministerial MF/MME 3/00 e a presente Portaria ANP 108/00 iniciam um processo de reestruturação das relações comerciais no mercado de gás natural e apontam para uma futura separação efetiva das atividades de comercialização e transporte deste energético no país. Todavia, reforçamos que a regulamentação atual não representa ainda a separação definitiva que se espera.

A parcela do preço máximo referente aos serviços de transporte considera apenas os custos do sistema atualmente definido como de transporte. Os custos de transferência estão incorporados na parcela referente ao preço do gás natural na entrada do gasoduto de transporte. Por conseguinte, a passagem dos custos de transferência para a parcela referente aos serviços de transporte, ainda limitada pela carência de informação, seria um passo importante para uma melhor visualização da estrutura de custos envolvidos na comercialização do gás natural.

Todavia, é na estrutura contratual atualmente existente que estão os maiores entraves à real separação entre comercialização e transporte. Os contratos de fornecimento de gás de produção nacional não prevêem forma alguma de separação do transporte, consideram apenas o gás entregue às distribuidoras como um “pacote fechado” e não discriminam a origem e o destino dos volumes movimentados.

Conseqüentemente, existe a necessidade de reestruturar as relações contratuais entre transportadores, carregadores e companhias distribuidoras, discriminando capacidades de transporte e volumes de produto entre cada ponto de recepção e entrega.

Tais mudanças proporcionarão maior clareza na identificação dos custos e a correta alocação dos mesmos entre usuários, elementos primordiais no desenvolvimento de um mercado de gás mais eficiente e competitivo.

II . Versão final da metodologia de cálculo das tarifas de transporte de referência

No que se segue está apresentada a metodologia utilizada no cálculo das tarifas de transporte de referência constantes da Portaria ANP 108/00.

A. Definições e Conceitos

Custos

1.1.Classificação de Custos

Os custos associados ao serviço de transporte podem ser classificados em custos fixos e custos variáveis.

Custos fixos são os custos que não variam com a quantidade de gás movimentada. São constituídos pelos custos de investimento e custos de operação e manutenção que independem do volume transportado (incluindo custos administrativos e despesas gerais; impostos; seguros; entre outros).

Custos variáveis são os custos que variam com a quantidade de gás movimentada. São basicamente os custos de operação e manutenção relacionados à compressão (gás combustível, lubrificantes, eletricidade, entre outros) e perdas de gás.

1.2.Determinantes de Custos

Para garantir que as tarifas reflitam a natureza dos custos, sua origem e responsabilidade, é essencial identificar quais são os fatores relevantes para a determinação destes custos, isto é, os determinantes de custos. Em seguida, deve-se incorporá-los de maneira adequada na metodologia de cálculo das tarifas, garantindo que os custos sejam eficientemente alocados aos usuários.

Os principais determinantes dos custos de investimento e dos custos fixos de operação e manutenção de um sistema de transporte de gás natural são:

a extensão do gasoduto

o volume máximo a ser transportado em um dia de pico

No caso de gasodutos que ligam diretamente zonas de produção a centros de consumo, a extensão do gasoduto é simplesmente a distância entre essas áreas.

Considerando que um gasoduto é dimensionado para a sua utilização máxima, o volume máximo a ser transportado determina a capacidade máxima do gasoduto.

Assim, todos os custos fixos podem ser atribuídos à capacidade contratada pelo carregador, uma vez que esta corresponde à reserva de utilização da capacidade do gasoduto (demanda de capacidade).

No caso dos custos variáveis de operação e manutenção, os principais determinantes de custos são o volume transportado e a distância entre os pontos de recepção e entrega, os quais devem ser atribuídos à movimentação do gasoduto.

1.3.Momento de capacidade de transporte (MC)

Uma vez identificado que os principais determinantes de custos fixos são a capacidade e distância, a demanda total de transporte de gás deve ser expressa por um indicador de capacidade e distância (m3.km), denominado momento de capacidade de transporte.

O momento de capacidade de transporte é dado pelo somatório dos produtos da capacidade contratada pela distância entre os pontos de recepção e entrega a ser percorrida pelo gás contratado.

PANP_00108_2000image001.gif

onde: MC = momento de capacidade total (m3.km)

Cij = capacidade contratada entre o ponto de entrega i e o ponto de recepção j (m3)

Dij = distância entre o ponto de entrega i e o ponto de recepção j (km)

n = número de pontos de entrega

p = número de pontos de recepção

Tarifas por Distância

Há basicamente duas metodologias para aplicar tarifas baseadas na distância: tarifas ponto a ponto e tarifas zonais.

2.1.Tarifas Ponto a Ponto

A metodologia de tarifas ponto a ponto resulta no cálculo de um custo unitário por m3.km, que é aplicado ao transporte entre cada ponto de recepção e entrega. Para cada carregamento é cobrado ao usuário uma tarifa por m3 dada pelo produto da distância entre os pontos de entrega e de recepção e o custo unitário.

Desse modo, a tarifa por m3 entre o ponto de recepção (x) e o ponto de entrega (y) é obtida da seguinte maneira:

PANP_00108_2000image002.gif

onde:Tarifaxy = tarifa de transporte entre os pontos x e y (R$/m3)

Custo Unitário = custo unitário de transporte (R$/m3/km)

Dxy = distância entre os pontos x e y (km)

2.2.Tarifas Zonais

Na metodologia de tarifas zonais, a região atendida pelo gasoduto é dividida em zonas tarifárias dentro das quais as tarifas têm o mesmo valor. Visando a obter as tarifas relativas a tais zonas, deve-se encontrar o respectivo centro de carga, aplicando-se, em seguida, a metodologia como no caso de tarifas ponto a ponto. A cada centro de carga devem estar associadas uma distância e uma capacidade contratada.

A capacidade contratada de uma zona é igual ao somatório das capacidades contratadas de todos os pontos de entrega desta zona. A localização do centro de carga de uma zona deve ser obtida pela sua distância média de capacidade.

2.2.1.Distância Média de Capacidade

É a média das distâncias ponderada pelas capacidades contratadas de cada ponto de entrega em uma zona. É obtida pela relação entre o momento de capacidade total e o somatório de todas as capacidades contratadas.

PANP_00108_2000image003.gif

onde:DC = distância média de capacidade (km)

MC = momento de capacidade total (m3.km)

CT = capacidade contratada total no gasoduto (m3)

Receita Total

Dado um período de avaliação, o valor presente da receita total a ser gerada pela venda do serviço de transporte, ou seja, das entradas de caixa, deve ser igual ao valor presente das saídas de caixa. A taxa de desconto utilizada deve ser igual à taxa de retorno considerada adequada.

PANP_00108_2000image004.gif

onde: Receita Total = receita total (R$)

Invi = custos de investimento do gasoduto realizados no ano i (R$)

CFi = custos fixos referentes ao ano i (R$)

CVi = custos variáveis referentes ao ano i (R$)

VRn = valor residual do gasoduto ao final do ano n (R$)

R = taxa de retorno

n = prazo de avaliação

3.1.Tarifa Binária

Uma tarifa binária é composta por dois componentes, geralmente relacionados à remuneração dos custos fixos e variáveis. O primeiro é cobrado sobre capacidades contratadas e o segundo sobre a movimentação.

PANP_00108_2000image005.gif e PANP_00108_2000image006.gif

onde: RecTotFix = receita total fixa (R$)

RecTotVar = receita total variável (R$)

MCi = momento total de capacidade no ano i (m3.km)

MMi = momento total de movimentação no ano i (m3.km)

CustoUnitárioCapacidade = custo unitário de capacidade (R$/m3/km)

CustoUnitárioMovimentação = custo unitário de movimentação (R$/m3/km)

R = taxa de retorno

n = prazo de avaliação

Cálculo dos Custos Unitários

Conhecendo-se as demandas e os custos, pode-se encontrar o valor dos custos unitários de capacidade e de movimentação em R$ por m3.km.

Considerando valores presentes descontados à taxa de retorno adequada, os custos unitários de capacidade e de movimentação são resultado da divisão da receita total fixa e variável pelos respectivos momentos de capacidade e de movimentação.

Taxa de Retorno

A taxa de retorno deve proporcionar um retorno adequado do capital investido, refletindo os riscos envolvidos no fornecimento do serviço de transporte.

Além disso, a taxa de retorno deve ser definida com base na média ponderada do retorno aplicável a cada tipo de fonte de recurso (capital próprio, capital de dívida ou qualquer outra fonte de recurso).

B. Aplicação

1. Infra-estrutura considerada

Foram incorporados no cálculo das tarifas de transporte de referência todos os gasodutos classificados como de transporte com licença de operação emitida pela ANP até 30 de junho de 2000.

ORIGEM

DESTINO

DIÂMETRO(pol)

EXTENSÃO(Km)

CAPACIDADE (m3/dia)   

GUARAMARÉ/RN

ARACATI/CE

12

213

ARACATI/CE

PECÉM/CE

10

169

800.000

GUARAMARÉ/RN

CABO/PE

12

424

860.000

ATALAIA/SE

CATU/BA

14

2830

1.102.634

ARATU/BA

CAMAÇARI/BA

10

20

700.000

CANDEIAS/BA

CAMAÇARI/BA

12

37

1.000.000

SANTIAGO/BA

CAMAÇARI/BA

14

32

1.000.022

SANTIAGO/BA

CAMAÇARI/BA

18

32

1.800.000

L. PARDA/ES

ARACRUZ/ES

8

38

1.000.000

ARACRUZ/ES

VITÓRIA/ES

8

62

1.000.000

SERRA/ES

VIANA/ES

8

46

659.397

CABIÚNAS/RJ

REDUC/RJ

16

183

4.250.000

REDUC/RJ

REGAP/MG

16

357

1.951.995

REDUC/RJ

ESVOL/RJ

18

95,2

4.215.008

ESVOL/RJ

TEVOL/RJ

14

5,5

4.215.008

ESVOL/RJ

S.PAULO/SP

22

325

4.215.008

RPBC/SP

CAPUAVA/SP

12

37

960.000

RPBC/SP

COMGAS/SP

12

1,5

1.549.529

TOTAL

2.307,2

2. Custos

Neste item são listados os procedimentos utilizados para estimar os custos de transporte. Os valores obtidos são apresentados no ANEXO 1.

2.1.Custos de Investimento

Para os gasodutos de transporte Guamaré-Pecém e Reduc-Regap foram utilizados os valores efetivamente investidos, informados pelo proprietário das instalações. Para os demais gasodutos de transporte, os custos de investimento foram estimados pelo custo de reposição dos mesmos.

2.1.1.Custos de reposição

Os custos de reposição foram estimados por um valor definido por metro (extensão) vezes polegada (diâmetro). Os valores utilizados estão na tabela abaixo:

(pol)

8

10

12

14

16

18

22

(US$/pol/m)

18,00

16,67

15,27

13,50

12,50

12,00

11,80

A partir daí deduziu-se desse valor um montante equivalente à depreciação proporcional ao tempo de uso da instalação.

2.1.2.Depreciação

A depreciação, a ser aplicada para se obter o valor atual dos dutos, foi medida pela Tabela de Ross-Heidecke (ANEXO 2). Nessa Tabela foi encontrado um fator de depreciação a partir da idade percentual de cada duto, considerando o ano de início de operação e uma vida útil (física) de 30 anos. Foi assumido que os gasodutos estariam em um estado de conservação razoável, correspondente à coluna c da Tabela de Ross-Heidecke.

A partir dessas considerações e utilizando uma taxa de câmbio de 1,80 R$/US$, chegou-se a uma estimativa para o valor atual de cada gasoduto.

2.1.3.Valor Residual

O valor residual dos gasodutos ao final do período de avaliação foi estabelecido descontando-se do custo de reposição a depreciação referente ao período entre o ano de início de operação até o ano final da avaliação (ANEXO 3).

2.2.Custos Fixos de Operação e Manutenção

Os custos fixos de operação e manutenção são estimados em 3% do custo de reposição do gasoduto novo, não considerando a depreciação do ativo (ANEXO 1).

2.3.Custos Variáveis de Operação e Manutenção

Não há compressão no sistema de transporte considerado e por conseguinte pressupõe-se que o gás é disponibilizado na entrada dos gasodutos de transporte em condições de pressão suficientes para o transporte. Desta forma, os custos variáveis de operação e manutenção são considerados desprezíveis.

2.4.Impostos

No cálculo são considerados os seguintes impostos com as respectivas alíquotas: imposto de renda (25%), Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (9%), PIS (0,65%), Cofins (3%). ICMS e CPMF não estão incluídos. Para efeito de cálculo do Imposto de Renda, considera-se uma depreciação fiscal linear em 10 anos.

3. Consolidação dos Custos (gasoduto fictício único)

O custo de investimento de cada gasoduto, variável de grande impacto no valor da tarifa, foi avaliado por uma estimativa de custo de reposição que não reflete com a exatidão desejada o valor atual de cada gasoduto. Em conseqüência, optou-se por uma abordagem onde todos os investimentos são somados e dão origem a um único custo unitário por (m3.km).

Ao agregar as estimativas de custos de cada sistema de transporte, dilui-se as imprecisões e evita-se maiores discrepâncias que ocorreriam caso as estimativas fossem utilizadas separadamente. A mesma consideração vale para os custos de operação e manutenção e para o valor residual.

Essa abordagem é consistente também com a lógica de atuação da única operadora existente quando ainda prevalecia o monopólio legal. Neste contexto, os investimentos em infra-estrutura de transporte para escoamento da produção de gás natural foram concebidos visando a garantia do abastecimento do país como um todo.

Para calcular o custo unitário por m3.km único, além de agregar as estimativas de custos, a demanda utilizada deve ser o resultado do somatório dos momentos de capacidade de todos os gasodutos.

4. Demanda

Para o cálculo do momento de capacidade, que representa a demanda de transporte a ser considerada, necessita-se de informações acerca das capacidades contratadas entre cada ponto de recepção e entrega. Nesse aspecto, é preciso levar em consideração os seguintes pontos:

Foi apontado, através de publicação realizada em 1º de junho de 2000, que não há capacidade disponível nos gasodutos considerados na metodologia e, portanto, todas as suas capacidades estariam contratadas.

Não há atualmente informações de capacidades contratadas por ponto de entrega.

4.1.Estimativa de Capacidade Contratada entre Pontos

Visando a contornar a falta de informação foram realizadas estimativas, assumindo as seguintes hipóteses:

O somatório das capacidades contratadas (estimadas) em cada ponto de entrega de um gasoduto é igual a sua capacidade máxima declarada;

As estimativas de capacidades contratadas por ponto de entrega são proporcionais às movimentações, referentes ao ano de 1999, nos respectivos pontos de entrega.

A Capacidade Contratada entre pontos de recepção e entrega para cada gasoduto (CAPi) é calculada multiplicando os volumes retirados por ponto de entrega no gasoduto (Vi) pela razão entre a capacidade declarada desse gasoduto (CAPg) e somatório dos volumes retirados no mesmo gasoduto.

PANP_00108_2000image007.gif

Onde:

i: corresponde a cada ponto de entrega dentro de um gasoduto;

g: corresponde a cada gasoduto.

O momento de capacidade de cada gasoduto é dado pelo somatório dos momentos de capacidade de todos os seus pontos de entrega.

PANP_00108_2000image008.gif

Onde:

Di: é a distância até o ponto de entrega i;

CAPi: é a capacidade contratada pelo ponto de entrega i de um gasoduto;

g: corresponde a cada gasoduto.

Dado a abordagem de consolidação de custos (gasoduto fictício único), os momentos de capacidade de cada gasoduto são somados, dando origem ao momento de capacidade total do gasoduto fictício único.

PANP_00108_2000image009.gif

O ANEXO 4 apresenta o cálculo das capacidades contratadas por ponto e do momento de capacidade total.

5. Cálculo do Custo Unitário por m3.km

O custo unitário por m3.km é calculado a partir da divisão da receita total pelo momento de capacidade total, considerando valores presentes descontados pela taxa de retorno do investimento.

Para tanto, utiliza-se um modelo de fluxo de caixa descontado que, considerando um horizonte de avaliação de 20 anos, encontra um custo unitário de modo que a série de fluxos de caixa líquidos do projeto seja capaz de proporcionar uma determinada taxa interna de retorno.

As saídas de caixa são compostas pelos custos de investimento, custos de operação e manutenção e impostos, enquanto que as entradas de caixa são compostas pelo valor residual e receitas do projeto, geradas pela venda do serviço de transporte.

O ANEXO 5 apresenta a planilha de cálculo do custo unitário por m3.km.

6. Taxa de Retorno

Nessa avaliação foi considerada uma taxa interna de retorno de 15%, assumindo que o investimento foi totalmente realizado com capital próprio.

7. Zonas Tarifárias

Utiliza-se uma abordagem de zonas tarifárias, onde cada zona é coincidente com cada Estado da União atendido por um gasoduto de transporte.

Uma vez definidas as zonas tarifárias, deve-se encontrar um valor que seja representativo da distância percorrida pelo gás destinado a cada uma das zonas, isto é, localizar os seus centros de carga.

Como são as capacidades contratadas determinantes dos principais custos fixos de transporte, o centro de carga deveria ser definido pela distância média de capacidade. Entretanto, como mencionado anteriormente, as informações de capacidades contratadas por ponto de entrega não são disponíveis. Portanto, não é possível encontrar a distância média de capacidade de cada zona.

Dessa maneira, a localização do centro de carga de cada zona (Estado) é determinada pela distância média de movimentação desta zona, com base nas movimentações do gás retirado em cada estado durante o ano de 1999. Assim, a distância referente ao centro de carga de cada estado é denominada distância média equivalente estadual (Deq Estadual).

7.1.Distância Média Equivalente

A Distância Média Equivalente Estadual (Deq Estadual) é o somatório do produto das distâncias entre pontos de recepção e entrega (Di) pelos respectivos volumes retirados (Vi) em cada ponto de entrega dividido pelo volume total retirado em todos pontos de entrega.

A movimentação de cada ponto de entrega foi obtida através dos dados fornecidos, nos termos do art. 12 da Portaria ANP n.º 169/98.

PANP_00108_2000image0010.gif

Onde:

i: corresponde a cada ponto de entrega dentro de um Estado;

O ANEXO 6 apresenta as movimentações e o cálculo das distâncias médias equivalentes estaduais.

7.2.Tarifas Estaduais

A tarifa por m3 de cada zona tarifária (Estados) integralmente proporcional à distância é, então, o resultado do produto do custo unitário por m3.km pela distância do seu centro de carga, isto é, pela sua distância média equivalente.

Tarifa Estadual (100%) = Custo Unitário x Deq Estadual

Para incorporar apenas 30% dos custos de maneira proporcional à distância, pondera-se a tarifa calculada para cada zona tarifária com a tarifa média nacional.

Tarifa Estadual (30%) = Tarifa Média x 0,7 + Tarifa Estadual (100%) x 0,3

DISTÂNCIA MÉDIA EQUIVALENTE

CUSTO UNITÁRIO

TARIFA DE TRANSPORTE DE REFERÊNCIA

TARIFA DE TRANSPORTE DE REFERÊNCIA

100%

30%

ESTADO

(Km)

$/(mil m3 Km)

(R$/mil.m3)

(R$/mil.m3)

CEARÁ

244

0,1113

27,10

22,13

RIO GRANDE DO NORTE

139

0,1113

15,48

18,64

PARAÍBA

291

0,1113

32,38

23,71

PERNAMBUCO

404

0,1113

44,96

27,49

SERGIPE

73

0,1113

8,12

16,43

BAHIA

84

0,1113

9,40

16,82

ESPÍRITO SANTO

83

0,1113

9,26

16,78

RIO DE JANEIRO

98

0,1113

10,96

17,28

SÃO PAULO

298

0,1113

33,17

23,95

MINAS GERAIS

373

0,1113

41,55

26,46

MÉDIA

180

0,1113

20,00

ANEXO 1:Valor Atual e Custos de O&M

Origem

Destino

Custo de Reposição (US$/pol.m)

Valor de Reposição (MM US$)

Início de Operação

Idade no início do Período (anos)

Utilização (%)

Fator de Depreciação

Valor Atual

Custos de O & M (MMUS$)

Valor Atual (MM R$)

Custos de O & M (MM R$)

GUAMARÉ-RN

ARACATI-CE

GUAMARÉ-RN

ATALAIA-SE

ARATU-BA

CANDEIAS-BA

SANTIAGO-BA

SANTIAGO-BA

L. PARDA-ES

ARACRUZ-ES

SERRA-ES

CABIÚNAS-RJ

REDUC-RJ

REDUC-RJ

ESVOL-RJ

ESVOL-RJ

RPBC-SP

RPBC-SP

ARACATI-CE

PECÉM-CE

CABO-PE

CATU-BA

CAMAÇARI-BA

CAMAÇARI-BA

CAMAÇARI-BA

CAMAÇARI-BA

ARACRUZ-ES

VITÓRIA-ES

VIANA-ES

REDUC-RJ

REGAP-MG

ESVOL-RJ

TEVOL-RJ

S. PAULO-SP

CAPUAVA-SP

COMGAS-SP

15,27

13,50

16,67

15,27

13,50

12,00

18,00

18,00

18,00

12,50

12,00

13,50

11,80

15,27

15,27

58,25

77,69

43,47

3,33

6,78

6,05

6,91

5,47

8,93

6,62

36,60

75,63

20,56

1,04

84,37

6,78

0,27

1999

1999

1986

1974

1970

1981

1975

1992

1983

1984

1997

1982

1996

1986

1986

1988

1993

1993

0

0

13

25

29

18

24

7

16

15

2

17

3

13

13

11

6

6

0%

0%

43%

83%

97%

60%

80%

23%

53%

50%

7%

57%

10%

43%

43%

37%

20%

20%

0%

0%

32%

75%

94%

49%

73%

16%

41%

39%

6%

45%

8%

32%

32%

26%

14%

14%

-

58,25

53,14

10,74

0,19

3,44

1,65

5,83

3,20

5,44

6,25

20,09

69,67

14,07

0,71

62,10

5,82

0,24

-

1,75

2,33

1,30

0,10

0,20

0,18

0,21

0,16

0,27

0,20

1,10

2,27

0,62

0,03

2,53

0,20

0,01

-

104,84

95,66

19,33

0,35

6,19

2,97

10,50

5,76

9,79

11,25

36,17

125,40

25,32

1,28

111,77

10,47

0,42

-

3,15

4,20

2,35

0,18

0,37

0,33

0,37

0,30

0,48

0,36

1,98

4,08

1,11

0,06

4,56

0,37

0,01

TOTAL

448,77

320,82

13,46

577,48

24,23

ANEXO 2:Tabela de Depreciação Ross-Heidecke

Idade

% da Vida

Estado de Conservação

a

b

c

d

e

f

G

h

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

30%

32%

34%

36%

38%

40%

42%

44%

46%

48%

50%

52%

54%

56%

58%

60%

62%

64%

66%

68%

70%

72%

74%

76%

78%

80%

82%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

0,0%

1,0%

2,1%

3,2%

4,3%

5,5%

6,7%

8,0%

9,3%

10,6%

12,0%

13,4%

14,9%

16,4%

17,9%

19,5%

21,1%

22,8%

24,5%

26,2%

28,5%

29,9%

31,7%

33,6%

35,5%

37,5%

39,5%

41,6%

43,7%

45,8%

48,8%

50,2%

52,5%

54,8%

57,1%

59,5%

62,2%

64,4%

66,9%

69,4%

72,0%

74,6%

77,3%

80,0%

82,7%

85,5%

88,3%

91,2%

94,1%

97,0%

100,0%

0,0%

1,1%

2,1%

3,2%

4,4%

5,5%

6,8%

8,0%

9,3%

10,6%

12,0%

13,4%

14,9%

16,4%

17,9%

19,5%

21,1%

22,8%

24,5%

26,2%

28,3%

29,8%

31,7%

33,6%

35,5%

37,5%

39,5%

41,6%

43,7%

45,8%

48,8%

50,2%

52,5%

54,8%

57,1%

59,5%

61,9%

64,4%

66,9%

69,4%

72,0%

74,6%

77,3%

80,0%

82,7%

85,5%

87,9%

91,2%

94,1%

97,0%

100,0%

0,0%

3,5%

4,6%

5,6%

6,7%

7,9%

9,1%

10,3%

11,6%

12,9%

14,2%

15,6%

17,0%

18,5%

20,0%

21,5%

23,1%

24,7%

26,4%

28,1%

29,9%

31,6%

33,4%

35,2%

37,1%

39,1%

41,5%

43,0%

45,1%

47,2%

49,3%

51,5%

53,7%

55,9%

58,2%

60,5%

62,9%

65,3%

67,7%

70,9%

72,7%

75,3%

77,8%

80,5%

83,2%

85,9%

88,6%

91,4%

94,2%

97,1%

100,0%

0,0%

9,0%

10,0%

11,0%

12,1%

13,2%

14,3%

15,4%

16,6%

17,8%

19,1%

20,4%

21,8%

23,1%

24,6%

26,0%

27,5%

29,0%

30,5%

32,2%

33,8%

35,5%

37,2%

38,9%

40,7%

42,6%

44,0%

46,3%

48,2%

50,2%

52,2%

54,2%

56,3%

58,4%

60,6%

62,8%

65,3%

67,3%

69,6%

71,9%

74,3%

76,7%

79,1%

81,6%

84,1%

86,7%

89,3%

91,9%

94,6%

97,3%

100,0%

0,0%

18,9%

19,8%

20,7%

21,6%

22,6%

23,6%

24,6%

25,7%

26,8%

27,9%

29,1%

30,3%

31,5%

32,8%

34,1%

35,4%

36,8%

38,1%

39,6%

41,0%

42,5%

44,0%

45,6%

47,2%

48,8%

50,5%

52,1%

53,9%

55,6%

57,4%

59,2%

61,1%

63,5%

64,9%

66,8%

68,8%

70,8%

72,9%

74,9%

77,1%

79,2%

81,4%

83,6%

85,8%

88,1%

90,4%

92,8%

95,1%

97,6%

100,0%

0,0%

33,9%

34,6%

35,3%

36,1%

36,9%

37,7%

38,5%

39,4%

4,3%

41,2%

42,2%

43,1%

44,1%

45,2%

46,2%

47,3%

48,4%

49,5%

50,7%

51,9%

53,1%

54,4%

55,6%

56,9%

58,2%

59,6%

61,0%

62,4%

63,8%

65,3%

66,7%

68,0%

69,8%

71,4%

72,9%

74,6%

76,2%

77,9%

79,8%

81,3%

83,0%

84,8%

86,6%

88,5%

90,3%

92,2%

94,1%

96,0%

98,0%

100,0%

0,0%

53,1%

53,6%

54,1%

54,6%

55,2%

55,8%

56,4%

57,0%

57,6%

58,3%

59,0%

59,6%

60,4%

61,1%

61,8%

62,6%

63,4%

64,2%

65,0%

65,9%

66,7%

67,6%

68,5%

69,4%

70,4%

71,3%

72,3%

73,4%

74,3%

75,3%

76,4%

77,5%

78,6%

79,7%

80,8%

81,9%

83,1%

84,3%

85,5%

86,7%

88,0%

89,2%

90,5%

91,8%

93,1%

94,5%

95,8%

97,2%

98,0%

100%

0,0%

75,4%

75,7%

76,0%

76,3%

76,6%

76,9%

77,2%

77,5%

77,8%

78,2%

78,5%

78,9%

79,3%

79,6%

80,0%

80,4%

80,8%

81,3%

81,7%

82,1%

82,6%

83,1%

83,5%

84,0%

84,5%

85,0%

85,5%

86,0%

86,6%

87,1%

87,7%

88,2%

88,8%

89,4%

90,0%

90,6%

91,2%

91,8%

92,4%

93,1%

93,7%

94,4%

95,0%

95,7%

96,4%

97,1%

97,8%

98,5%

99,8%

100,0%

ANEXO 3:Valor Residual

Origem

Destino

Idade no final do Período (anos)

Utilização (%)

Fator de Depreciação

Valor Residual (MM US$)

Valor Residual (MM R$)

GUAMARÉ-RN

ARACATI-CE

GUAMARÉ-RN

ATALAIA-SE

ARATU-BA

CANDEIAS-BA

SANTIAGO-BA

SANTIAGO-BA

L. PARDA-ES

ARACRUZ-ES

SERRA-ES

CABIÚNAS-RJ

REDUC-RJ

REDUC-RJ

ESVOL-RJ

ESVOL-RJ

RPBC-SP

RPBC-SP

ARACATI-CE

PECÉM-CE

CABO-PE

CATU-BA

CAMAÇARI-BA

CAMAÇARI-BA

CAMAÇARI-BA

CAMAÇARI-BA

ARACRUZ-ES

VITÓRIA-ES

VIANA-ES

REDUC-RJ

REGAP-MG

ESVOL-RJ

TEVOL-RJ

S. PAULO-SP

CAPUAVA-SP

COMGAS-SP

20

20

33

45

49

38

44

27

36

35

22

37

23

33

33

31

26

26

67%

67%

100%

100%

100%

100%

100%

90%

100%

100%

73%

100%

77%

100%

100%

100%

87%

87%

56%

56%

100%

100%

100%

100%

100%

86%

100%

100%

63%

100%

68%

100%

100%

100%

81%

81%

-

25,69

-

-

-

-

-

0,97

-

-

2,46

-

24,43

-

-

-

1,32

0,05

-

46,24

-

-

-

-

-

1,75

-

-

4,42

-

43,97

-

-

-

2,38

0,10

TOTAL

54,92

98,86

ANEXO 4:Estimativas de Capacidades Contratadas

Distância (km)

Volume (m3/dia)

Capacidade Estimada (m3/dia)

Momento de Capacidade (km*m3/dia)

Capaciade Declarada (m3/dia)

GUAMARÉ-PECÉM

800.000

PR1 Guamaré – RN

    CE Fazenda Belém

    CE Pacajus

    CE Fortaleza

    CE Pecém

168,0

293,0

331,0

382,0

110.755

N/A

100.000

700.000

16.800.000

267.400.000

Total

110.755

800.000

284.200.000

GUAMARÉ-CABO

860.000

PR1 Guamaré – RN

     RN Guamaré

     RN Ielmo Marinho

     RN Macaíba

     PB Santa Rita

     PE Goiana

     PE Igarassu R5

     PE Igarassu R6

     PE Paulista

     PE Recife

     PE Jaboão

     PE Cabo

0,0

119,0

140,0

291,0

335,0

365,0

369,0

337,0

395,0

401,0

424,0

3.674

4.262

96.339

123.105

29.789

51.883

5.718

34.001

113.664

29.583

315.829

0

4.558

103.027

131.651

31.857

55.485

6.115

36.362

121.555

31.637

337.755

542.372

14.423.790

38.310.440

10.672.035

20.251.847

2.256.256

13.708.295

48.014.034

12.686.550

143.208.126

Total Pts. De Entrega

804.171

860.000

304.073.744

1,07

ATALAIA-CATU

1.102.634

PR1 Atalaia – SE

     SE Atalaia

     SE Brahma

     SE Estância

     BA Catu

0,0

70,0

80,0

232,0

95.219

16.463

6.934

977.082

0

18.144

7.642

1.076.848

1.270.079

611.382

249.828.671

Total Pts. De Entrega

1.000479

1.102.634

251.710.132

1,10

SANTIAGO-CAMAÇARI

1.000.022

PR2 Santiago – BA

     BA Caboré

     BA Camaçari

PR3 Caboré – BA

     BA Camaçari

19,0

32,0

13,0

6.726

772.426

9.951

987.303

12.719

31.593.700

165.345

Total Ptas. de Entrega

782.377

1.000.022

31.759.044

1,28

SANTIAGO-CAMAÇARI

1.800.000

PR4 Santiago – BA

      BA Camaçari - BA

32,0

1.348.426

1.800.000

57.600.000

Total Pts. de Entrega

1.348.426

1.800.000

57.600.000

1,33

CANDEIAS-CAMAÇARI

1.000.000

PR5 Candeias – BA

     BA Cexis

     BA Camaçari

PE6 Lamarão – BA

     BA Camaçari

12,0

37,0

17,0

1.512

537.071

9.682

982.291

17.709

36.344.785

301.045

Total Pts. de Entrega

546.753

1.000.000

36.645.830

1,83

ARATU-CAMAÇARI

700.000

PR7 Aratu

     BA Camaçari

20,0

83.067

700.000

14.000.000

Total

83.067

700.000

14.000.000

8,43

LPARDA-ARACRUZ

1.000.000

PR1 Lagoa Parda – ES

     ES Bragussa

     ES Aracruz Celulose

     CO Conexão

33,0

38,0

38,0

37.281

135.535

425.797

62.278

226.415

711.307

2.055.190

8.603.762

27.029.656

Total

430.526

711.307

42.324.479

1,67

ARACRUZ-VITORIA

1.000.000

CO Conexão

     ES Alcobraça

     ES Torres I

ES Biancogrês

ES Holdecim

     ES Ornato

ES Poltex

ES Posto Oliva

ES Logasa

CO Conexão

ES CST

ES CVRD

46,6

49,6

51,0

51,9

53,3

54,0

57,0

57,5

57,5

58,5

62,1

2.152

909

11.025

1.087

40.304

6.101

2.600

7.426

69.662

46.719

242.541

3.555

1.501

18.216

1.796

66.589

10.080

4.295

12.269

115.095

77.189

400.722

165.650

74.452

929.008

93.220

3.549.185

544.337

244.842

705.442

6.617.956

4.515.560

24.884.828

711.307

Total

430.526

711.307

42.324.479

1,65

SERRA-VIANA

659.397

CO Conexão

     ES Perma

ES Queops

ES Belgo

ES Brasperola

ES Real Café

ES Torres comp..

ES Villoni

21,7

25,8

26,4

27,6

27,6

29,9

29,9

650

1.026

44.337

20.292

2.513

146

698

1.074

1.965

73.253

33.526

4.152

241

1.154

23.310

43.692

1.934.620

924.317

114.474

7.201

34.516

115.095

Total

69.662

115.095

3.082.130

1,65

CABIÚNAS-REDUC

4.250.000

PR1 Cabiúnas – RJ

     RJ Reduc

183,0

2.050.260

4.250.000

777.750.000

Total

2.050.260

4.250.000

777.750.000

2,07

REDUC-REGAP

1.951.995

PR1 Reduc

     MG Juiz de Fora

     MG Betim

MG Regap

138,0

357,0

357,0

166.717

527.235

64.749

428.931

1.356.476

166.588

59.192.425

484.261.991

59.471.823

Total

758.701

1.951.995

602.926.239

2,57

REDUC-ESVOL

4.215.008

PR1 Reduc

     RJ Japeri

     RJ Piraí

     CO Conexão 1

     CO Conexão 2

41,6

60,6

95,2

95,2

505.973

47.607

604.839

2.138.323

646.905

60.867

773.310

2.733.926

26.911.242

3.688.569

73.619.093

260.269.764

Total

3.296.742

4.215.008

364.488.668

1,28

ESVOL-TEVOL

***

4.215.008

CO Conexão 1

     RJ Tevol

5,5

604.839

773.310

4.253.204

773.310

Total

604.839

773.310

4.253.204

1,28

ESVOL-SÃO PAULO

4.215.008

CO Conexão 2

     RJ Dupont/ESBAMA

     RJ Matarazo

     RJ Rsende

     SP Lorena

     SP Pindamonhangaba

     SP Taubaté

     SP SJC

CO Conexão Guararema

     SP Suzano

     SP Suzano

     SP Capuava

     SP Capuava

     CO Conexão

CO Conexão Santos

19,7

19,7

53,0

132,2

180,1

199,3

228,2

298,1

298,1

325,7

325,7

325,7

325,7

15.974

5.493

111.135

53.709

24.540

2.817

254.098

-487.880

1.308.997

821.117

794.024

739.156

110.285

-54.868

20.423

7.023

142.091

68.669

31.376

3.601

324.874

1.046.828

945.038

141.003

402.340

138.357

7.530.805

9.078.027

5.650.735

717.701

74.136.191

312.953.775

307.798.879

45.924.807

2.733.926

Total

2.138.323

2.733.926

764.331.617

1,28

RPBC-CAPUAVA

960.000

PR RPBC

     SP Capuava

 CO Capuava

      SP RPBC

37,0

37,0

220.715

110.285

960.000

35.520.000

Total

220.715

960.000

35.520.000

4,35

RPBC-COMGAS

1.549.589

PR RPBC

     SP COMGAS

1,5

989.268

1.549.589

2.324.384

Total

989.268

1.549.589

2.324.384

1,57

MOMENTO BRASIL

3.614.678.077

1.319

Km* m3 / dia                  10^9 km*m3 / ano

As seguintes considerações foram feitas:

A capacidade declarada do gasoduto Aracruz-Vitória é limitada pela capacidade contratada estimada para conexão com o gasoduto Lagoa Parda-Aracruz;

A capacidade declarada do gasoduto Serra-Viana é limitada pela capacidade contratada estimada para conexão com o gasoduto Aracruz-Vitória;

A capacidade declarada do gasoduto Esvol-Tevol é limitada pela capacidade contratada estimada para conexão com o gasoduto Reduc-Esvol;

A capacidade declarada do gasoduto Esvol-São Paulo é limitada pela capacidade contratada estimada para conexão com o gasoduto Reduc-Esvol;

Considerou-se que o gás importado é consumido integralmente em Suzano e gás da Bacia de Santos em Capuava. O gás importado não entrou na estimativa de capacidade;

Não foi considerada a inversão de fluxo do Rpbc-Capuava;

No caso do Guamaré-Pecém utilizou-se os dados de capacidade declarados.

ANEXO 5:Cálculo do Custo Unitário

Unidade

Fórmula

0

1

2

3

4

5

19

20

Custo de Investimento

Custo de O & M

Imp1 (IR + Cont. Soc.)

Imp2 (Pis + Cofins)

MM R$

MM R$

MM R$

MM R$

CI=valor atual ativos

O & M70

Imp1=33%*(Rc – Df – O&M)

Imp2=3,65%*(Rec)

577,48

-

-

24,23

22,05

5,36

-

24,23

22,5

5,36

-

24,23

22,05

5,36

-

24,23

22,05

5,36

-

24,23

22,05

5,36

-

24,23

41,68

5,36

(98,86)

24,23

41,68

5,36

Saídas de Caixa

MM R$

Saídas=CI+O&M+Imp1+Imp2

577,48

51,64

51,64

51,64

51,64

51,64

71,27

(27,59)

Momento Transporte

10^9m3/ano.Km

MT

-

1.319

1.319

1.319

1.319

1.319

1.319

1.319

Receita

MM R$

Rec=TAR*MT

146,82

146,82

146,82

146,82

146,82

146,82

146,82

Fluxo de Caixa Líquido

MM R$

FC

(577)

95

95

95

95

95

76

174

VLP

MM R$

VLP(FC)@taxa de retorno

-

TIR

%

TIR(FC)

15%

                Validade do Cálculo:

Tarifa

R$/(mil m3.km)

TAR, tal que VPL(FC)=0

0,1113

OK

Depreciação fiscal

MM R$

Df=10% de CI

57,75

57,75

57,75

57,75

57,75

-

-

ANEXO 6:Distância Média Equivalente

Distância (km)

Volume (m3/dia)

Momento de Transporte (m3/dia*km)

Distância Média Equivalente (km)

Ceará

244

PR1 Guamaré – RN

     PE1 Fazenda Belém

     PE2 Pacjus

     PE3 Fortaleza

     PE4 Pecém

168,0

293,0

331,0

382,0

93.204

80.516

15.658.190

26.650.879

Total

173.720

42.309.069

Rio Grande do Norte

139

PR1 Guamaré – PR

     PE Guamaré

     PE1 Ielmo Marinho

     PE2 Macaíba

0,0

119,0

140,0

3.674

4.262

96.339

0

507.163

13.487.440

Total

100.601

13.994.604

Paraíba

291

PR1 Guamaré – RN

     PE1 Santa Rita

291,0

123.105

35.823.441

Total

123.105

35.823.441

Pernambuco

404

PR1 Guamaré – RN

     PE1 Goiana

     PE2 Igarassu R5

     PE3 Igarassu R6

     PE4 Paulista

     PE5 Recife

     PE6 Jaboatão

     PE7 Cabo

335,0

365,0

369,0

377,0

395,0

401,0

424,0

29.789

51.883

5.718

34.001

113.664

29.583

315.829

9.979.238

18.937.157

2.109.787

12.818.393

44.897.106

11.862.977

133.911.482

Total

580.466

234.516.141

Sergipe

73

PR1 Atalaias – SE

     PE Atalaia

     PE1 Brahma

     PE2 Estância

0,0

70,0

80,0

95.219

16.463

6.934

0

1.152.411

554.740

Total

23.397

1.707.151

Bahia

84

PR1 Atalaia –SE

     PE1 Catu

PR2 Santiago – BA

     PE2 Caboré

     PE3 Camaçari

PR3 Caboré – BA

     PE4 Camaçari

PR4 Santiago – BA

     PE5 Camaçari

PR5 Candeias – BA

     PE6 Cexis

     PE7 Camaçari

PE6 Lamarão – BA

     PE8 Camaçari

PR7 Aratu

     PE9 Camaçari

232,0

19,0

32,0

13,0

32,0

12,0

37,0

17,0

20,0

977.082

6.726

772.426

9.951

1.348.426

1.512

537.071

9.682

83.067

226.683.068

127.795

24.717.643

129.359

43.149.623

18.148

19.871.636

164.597

1.661.332

Total

3.745.943

316.523.201

Espirito Santo

83

PR1 Lagoa Parda – ES

     PE1 Bragussa

     PE2 Aracruz Celulose

     PE3 Alcobaca

     PE4 Torres I

     PE5 Biancogrês

     PE6 Holdecrim

     PE7 Ornato

     PE8 Poltex

     PE9 Posto Oliva

     PE10 Logasa

     PE11 CST

PE12 CVRD

     PE13 Perma

     PE14 Queops

     PE15 Belgo

     PE16 Brasperola

     PE17 Real Café

     PE18 Torres Comp.

     PE19 Villoni

33,0

38,0

84,6

87,6

89,0

89,9

91,3

92,0

95,0

95,5

96,5

100,1

117,2

121,3

121,9

123,1

123,1

125,4

125,4

37.281

135.535

2.152

909

11.025

1.087

40.304

6.101

2.600

7.426

46.719

242.541

650

1.026

44.337

20.292

2.513

146

698

1.230.262

5.150.320

182.020

79.587

981.253

97.733

3.679.715

561.311

246.989

709.151

4.508.427

24.278.349

76.199

124.408

5.405.161

2.495.343

309.289

18.270

87.573

Total

603.341

50.223.361

Rio de Janeiro

98

PR1 Cabiúnas – RJ

     PE2 Cabiúnas

     PE1 Reduc

     PE2 Japeri

  PE3 Pirahy

     PE4 Tevol

     PE5 Dupont/ESBAMA

     PE6 Matarazo

     PE7 Resende

PR2 Reduc – RJ

     PE1 Reduc

     PE2 Japeri

     PE3 Pirahy

     PE4 Tevol

     PE5 Dupont/ESBAMA

     PE6 Matarazo

     PE7 Resende

0,0

183,0

224,6

243,6

283,7

297,9

297,9

331,2

0,0

41,6

60,6

100,7

114,9

114,9

148,2

542.793

621.420

178.268

16.773

213.101

5.628

1.935

39.156

1.142.341

327.705

30.834

391.739

10.346

3.558

71.979

0

113.719.777

40.038.887

4.085.963

60.456.735

1.676.600

576.550

12.968.439

0

13.632.531

1.868.533

39.448.069

1.188.749

408.788

10.667.349

3.054.782

300.736.971

São Paulo

298

PR1 Cabiúnas – RJ

     PE1 Lorena

     PE2 Pindamonhagaba

     PE3 Taubaté

     PE4 SJC

     PE5 Suzano

     PE6 Capuava

     PE7 Comgas

PR1 Reduc – RJ

     PE1 Lorena

     PE2 Pindamonhagaba

     PE3 Taubaté

     PE4 SJC

     PE5 Suzano

     PE6 Capuava

     PE7 Comgas

PR2 Rpbc – SP

     PE11 Capuava

     PE12 Comgas

410,4

458,3

477,5

506,4

576,3

603,9

642,4

227,4

275,3

294,5

323,4

393,3

420,9

459,4

37,0

1,5

18.923

8.646

992

89.525

289.301

260.424

38.856

34.786

15.894

1.824

164.573

531.815

478.732

71.429

220.715

878.984

7.766.033

3.962.534

473.850

45.335.683

166.724.213

157.270.093

24.961.286

7.910.305

4.375.626

537.235

53.222.761

209.163.031

201.498.103

32.814.314

8.166.458

1.318.475

3.105.419

925.500.000

Minas Gerais

373

PR1 Cabiúnas – RJ

     PE1 Juiz de Fora

     PE2 Betim

     PE3 Regap

PR1 Reduc – RJ

     PE1 Juiz de Fora

     PE2 Betim

     PE3 Regap

321,0

540,0

540,0

138,0

357,0

357,0

58.739

185.759

22.813

107.978

341.476

41.936

18.855.133

100.309.822

12.318.968

14.900.972

121.907.055

14.971.307

Total

758.701

283.263.257

BRASIL

180

Soma dos valores retirados e momentos de

transporte em todos Pontos  de Entrega do País

12.269.476

2.204.597.195

As seguintes considerações foram feitas:

Os volumes que não utilizam a infra-estrutura de transporte não foram considerados no cálculo da distância equivalente estadual. Isso ocorre em Cabiúnas no Rio de Janeiro (gás entregue para Campos e Região dos Lagos), Sergipe e Rio Grande do Norte, além de Alagoas e Ceará que têm DEQ igual a zero;

Para o Serra-Viana foi considerada apenas a movimentação do segundo semestre de 1999, porque antes disso as entregas desse gasoduto eram consolidadas em Viana;

Para o Cabiúnas-Reduc foi considerada apenas a movimentação do primeiro semestre de 1999, dado ao incremento repentino e não explicado da movimentação nesse gasoduto entre junho (2.030 mil m³/dia) e julho de 1999 (7.204 mil m³/dia).

O gás transportado no Cabiúnas-Reduc é utilizado por três Estados (Rio de Janeiro, São Paulo e Minas Gerais), sendo que sua utilização foi alocada em função da proporcionalidade entre o total retirado em cada um desses Estados;

No caso particular da Reduc, existem volumes retirados de gás que utilizam a infra-estrutura de transporte e outros volumes que não o fazem. Dado que não se dispõe de informações em separado sobre esses volumes, fez-se necessária uma exceção no tratamento das retiradas: todo o volume retirado na Reduc foi incorporado no cálculo da Deq.

O gás importado movimentado no gasoduto Esvol-São Paulo não foi considerado no cálculo.

A DEQ Brasil foi calculada considerando a distância entre todos pontos de entrega e recepção e todos os volumes retirados no país.

III) Resumo das principais mudanças na metodologia após a consulta pública e outras considerações

A ANP recebeu comentários de entidades nacionais e internacionais. No que se segue descrevemos as mudanças inseridas na Metodologia de cálculo a partir dos comentários recebidos.

1. Infra-estrutura considerada

A versão final incorpora integralmente o gasoduto Guamaré-Pecém, enquanto que na versão anterior apenas o trecho Guamaré-Aracati havia sido considerado.

2. Custo de investimento

Para os gasodutos Guamaré-Pecém e Reduc-Regap foram utilizados os valores reais dos investimentos.

3. Depreciação

Para fins de depreciação, a vida útil de 40 anos foi revista para 30 anos, acreditando-se que este prazo representa melhor os parâmetros utilizados pela indústria.

Além disso, como a ANP não possui informações detalhadas do estado de conservação dos gasodutos, optou-se por uma posição mais conservadora. Ao invés de considerar um estado de conservação ótimo, correspondente à coluna (a) da Tabela de Ross-Heidecke, utiliza-se a coluna (c), que indica um estado de conservação razoável.

4. Impostos

Seguindo recente alteração na legislação fiscal, foi utilizada na versão final uma alíquota de 9% para a contribuição social sobre o lucro líquido (CSLL). Na versão preliminar a alíquota utilizada foi de 8%.

Valor residual

Com o objetivo de fazer com que a metodologia fique mais consistente com os critérios de depreciação utilizados, na versão final está sendo considerado o valor residual dos ativos ao final do período de avaliação.

5. Demanda

Na versão preliminar, a demanda total considerada para o cálculo foi igual ao somatório do produto da estimativa de fluxo máximo possível de ser retirado em cada estado (respeitando as restrições de capacidade de cada gasoduto), denominado capacidade estadual, multiplicado pela distância média equivalente deste estado.

Na versão final, visando a proporcionar maior transparência e simplicidade, optou-se por uma abordagem onde foram consideradas explicitamente as capacidades contratadas por cada ponto de entrega, que foram estimadas conforme explicação contida no item 4 da seção II-B.

6. Distância Média Equivalente

Na versão preliminar, a Deq seria revisada ano a ano refletindo as alterações na movimentação dentro da rede de transporte.

Esse procedimento conduz em alguns contextos a distorções nas tarifas dos diferentes mercados em decorrência de mudanças particulares na quantidade movimentada.

Em certas ocasiões, verifica-se que um aumento de movimentação poderia resultar em aumento de tarifas, mesmo quando não tivesse ocorrido elevação nas despesas com investimento ou operação, não fornecendo sinais econômicos adequados.

A solução definitiva para tais problemas seria calcular a distância média equivalente a partir das capacidades contratadas em cada ponto de entrega. Essa informação, contudo, no momento não encontra-se disponível.

Diante do exposto, concluiu-se por não mais modificar anualmente a Deq para cada Estado, enquanto não houver informações reais de capacidade contratada entre pontos de recepção e entrega, ficando seu valor estabelecido com base nas movimentações realizadas durante o ano de 1999.

A partir do conhecimento das capacidades operacionais e efetivamente contratadas entre cada ponto de recepção e entrega, o cálculo das Deq poderia ser realizado com maior exatidão.

7. Movimentação do gasoduto Cabiúnas-Reduc

Na versão preliminar, a movimentação do gasoduto Cabiúnas-Reduc foi alocada integralmente para o Estado do Rio de Janeiro, enquanto todo o gás entregue em Minas Gerais e São Paulo era proveniente da Reduc. Na versão final, a utilização desse gasoduto foi alocada proporcionalidade entre os três Estados em função do total retirado em cada um destes.

9.Consolidação de custos - Gasoduto fictício único

Na versão final, optou-se pela permanência da abordagem de consolidação de custos. As justificativas para tanto são: a imprecisão das estimativas utilizadas, que poderiam conduzir a distorções nos custos de investimento para cada sistema tomado isoladamente; e a lógica do abastecimento nacional sob a qual foram realizados tais empreendimentos.

10. Reajuste

A versão anterior não estabelecia regras de reajuste, que estariam implícitos nas revisões anuais. A versão final estabelece que as tarifas de transporte de referência serão reajustadas a cada 12 meses, a partir de 1º de julho de 2001, pela variação do IGP-M da Fundação Getúlio Vargas.

11. Progressividade de incorporação da variável Distância

Um dos objetivos fundamentais da nova regulamentação é a incorporação da variável distância no cálculo da tarifa de referência. Na proposta preliminar foi apresentado um cronograma que conduzia gradualmente a uma situação de Tarifas de Referência proporcionais à distância percorrida dentro da rede de transporte.

Visando a evitar a introdução de grandes mudanças nas tarifas enquanto informações de custo e demanda mais precisas não estejam disponíveis, optou-se por considerar apenas de 30% dos custos proporcionais à distância.

Essa medida sinaliza para um contexto onde custos sejam alocados com mais eficiência entre usuários, todavia limitando o impacto de possíveis imprecisões. Ao longo do tempo serão feitas revisões com o objetivo de identificar e alocar melhor os custos associados ao transporte de gás natural para cada usuário.

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