CONTRIBUIÇÃO À CONSULTA PÚBLICA Nº 009/2014

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1 CONTRIBUIÇÃO À CONSULTA PÚBLICA Nº 009/ Considerações iniciais Recentemente a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), por meio de sua Superintendência de Estudos Econômicos do Mercado (SEM), abriu consulta pública (CP nº 009/2014) com o objetivo de colher subsídios para a redefinição dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). As anotações aqui apresentadas têm como foco (1) tecer alguns comentários conceituais sobre a definição de limites para preços no mercado de curto prazo de energia elétrica, mostrando sua importância, e (2), com base nisso, concatenar contribuições que ajudem àquela Agência em ser bem sucedida em seu objetivo. As anotações estão divididas em duas partes. A primeira delas trata da análise de conceitos e requisitos essenciais e elementares que devem ser observados quando do estabelecimento de limites para preço spot de energia elétrica, um produto que não pode ser armazenado e que é sujeito ao poder de monopólio. A segunda parte é consequência da primeira. Com base nos conceitos e nos requisitos analisados, e tendo em vistas as características básicos do sistema elétrico brasileiro, sobretudo no que se refere ao cálculo do custo marginal de curto prazo, são apresentadas as contribuições para a redefinição dos limites máximo e mínimo para o PLD. 2. O preço spot da energia elétrica precisa de limites? Dado que os mais importantes mercados de energia elétrica possuem limite para seus preços no mercado de curto prazo, a resposta à pergunta formulada no título desta seção pode ser imediata, e não se teria como escapar de um SIM. Contudo, não se tem conhecimento de qualquer mercado em que exista um preço mínimo (ou limite mínimo), nem há qualquer explicação conceitual de natureza econômica para a definição de um piso de preço para o mercado spot, nem mesmo para o caso brasileiro, no que teríamos mais uma jabuticaba, termo utilizado para caracterizar coisas que só existem no Brasil. Mas há uma explicação (consistente) de economia política para o caso brasileiro: depois do racionamento de , existia uma relevante sobra de energia do mercado de curto prazo e no mercado de contratos, o que prejudicava sensivelmente, e mais ainda, a situação financeira das grandes geradoras, na época quase todas de controle estatal. Essa sobra era liquidada ao PMAE, antecedente do PLD, que se aproximava de zero, dado que, depois do racionamento, a oferta de energia, medida pela garantia física das usinas, era muito maior do que o consumo total. Foi então que surgiu a diretriz do MME de que o PLDmin tivesse como base as estimativas de custos de geração da UHE Itaipu, como explicado na NT nº 86/2014 SEM/ANEEL. 1

2 Entretanto, como não há competição entre os ofertantes e o preço spot é determinado por uma cadeia de programa de computadores, um preço mínimo muito baixo, que prevalece por meses quando se considera um longo período, acaba por criar barreiras para o crescimento do mercado livre, uma vez que dificilmente algum provedor de funding, privado ou estatal, financiaria projetos de expansão para serem viabilizados com ou preço spot igual a R$ 12/MWh. Assim, aumentar o PLDmin é uma interessante saída para incentivar a expansão com vendas no ambiente livre. Mas tem uma desvantagem mais evidente: um limite mínimo muito elevado provoca um grande deslocamento entre o custo marginal de curto prazo (que é o valor água em um dado instante) e o tal limite, em uma espécie de subsídio no sentido contrário. Ao pagar mais por um produto que estaria custando menos, os consumidores estariam deslocando recursos para os geradores, mas tudo isso seria em benefício de uma maior expansão do parque gerador, que acabaria beneficiando os próprios consumidores no mercado de contratos. No caso do limite máximo, no entanto, há explicações conceituais consagradas e muito utilizadas, e com justificativas bastante consistentes. Mas não se utilizaria uma medida tão dura, como a fixação de um preço-teto, se não existisse demanda para isso. Algumas dessas demandas podem ser explicadas a partir da figura abaixo, que pressupõe um cenário em que a oferta total é uma atribuição de poucos geradores, com algum incentivo a práticas monopolistas. R $/MWh C B L CMe A 350 CMg RMg D Mil MW médios Fig. 1: Formação do preço quando não há limite máximo 2

3 Em situação de equilíbrio, o preço ótimo seria definido no ponto A, em que a curva do custo marginal (CMg 1 ), linha laranja, é igual à da receita marginal (RMg), linha vermelha. Trançando-se uma linha (tracejada) paralela ao eixo dos preços, passando por A, até a curva de demanda (D), linha azul, e desta outra linha tracejada paralela ao eixo das quantidades, encontra-se o preço (R$ 800/MWh) que seria cobrado para suprir 15 mil MW médios. Portanto, no exemplo, o preço spot (R$ 800/MWh) seria bem maior do que o custo marginal (R$ 350/MWh). Importante chamar atenção para o ponto B, que é onde duas linhas tracejadas se cruzam na curva de custo médio (CMe), linha preta. Observe-se que o custo médio é igual a R$ 700/MWh. Desse modo, o retângulo compreendido entre o preço médio e o preço spot e os pontos B e C indica o ganho de monopólio, explicado pelo maior preço spot. Da mesma forma, o triângulo CAL mostra as perdas da sociedade com o peso morto do monopólio, tendo em vista que se o preço spot fosse igual ao preço médio a quantidade consumida seria maior, no exemplo, 20 mil MW médios. A rigor, quanto mais a curva de demanda (D) se torna paralela ao eixo das ordenadas (mais inelástica é a demanda), maior tende a ser a diferença entre o preço spot e o custo marginal, uma vez que maior passa a ser o poder de monopólio do(s) ofertantes(s). Muitos, acostumados com as coisas do setor elétrico brasileiro, podem estranhar um gráfico em que o custo médio é maior do que o custo marginal, mas, felizmente, é assim mesmo. O custo médio (CMe) é resultado da divisão entre o custo total (CT) e a quantidade (q) produzida de determinado produto, como energia elétrica, só que o CT é igual à soma entre o custo fixo total (CFT) e o custo varável total (CVT 2 ), como na equação abaixo: Neste sentido, o custo médio seria CT = CFT + CVT (1) CME = CT q = CFT q + CVT q (2) Por outro lado, o custo marginal (CMg), como nos ensina a mais do que secular Teoria Microeconômica, consiste na variação do custo total quando varia a quantidade produzida ou ofertada, que os economistas e matemáticos têm o prazer de representar com o símbolo de derivadas, como abaixo: 1 O custo marginal, muito a propósito, representaria quanto efetivamente custaria ao sistema para atender a uma unidade adicional de energia demandada. Por simplificação, e para facilitar o entendimento, a curva de custo marginal foi desenhada como uma linha paralela ao eixo das abcissas. 2 É possível que o custo variável contemple alguns custos que mais se aproximam de um custo fixo, como o custo da mão de obra e outros custos de operação e manutenção. O setor elétrico brasileiro é um exemplo dessa composição de custo. Todavia, de uma maneira geral mais de 90% dos custos variáveis são representados pelos combustíveis utilizados na produção de energia elétrica. 3

4 CMg = CT CT ou CMg = q q (3) Porém, da equação (2), o custo fixo não varia com a quantidade (senão não seria um custo fixo, razão pela qual o CMg pode ser também deduzido da relação entre o CVT e a quantidade, ou seja, CMg = CT q (4) Assim, como o custo marginal é obtido de apenas uma parte (ou de um pedaço) do custo total, então, por definição, ele não poderia ser maior do que o custo médio 3. Mas por que, em alguns ambientes, como no setor de energia elétrica, o CMg pode ser maior do que o CMe? Respondo, porque as respostas ajudam a explicar a necessidade da definição de limites máximos de preços. São três as principais razões: (a) uma só empresa, ou algumas poucas, possuem condições para definir, a seu critério, o preço do produto, o que denota o poder de monopólio; (b) o produto em discussão, no caso, a energia elétrica, passa por gigantesca escassez de um ou mais dos seus insumos; (c) a combinação de (a) e (b), situação em que a escassez potencializa o poder de monopólio dos fornecedores do produto (e dos insumos), que sabem, exante, que a demanda não pode ser plenamente atendida sem a sua produção, o que pode resultar em um importante desequilíbrio de custos para os compradores, em especial se o produto é essencial e com demanda de baixa elasticidade em relação ao preço 4 ; e (d) o que se chama de custo marginal seria apenas uma maneira apenas comumente utilizada para denominar o preço ofertado pelo último recurso (a usina marginal) a ser acionado para atender à carga. No Brasil, por exemplo, em diversas situações, como aconteceu em duas semanas de fevereiro de 2014, a usina marginal (portanto o suposto custo marginal) seria o custo do déficit, pois sairia mais barato cortara a carga. O preço-teto, ou os limites máximos do preço de um produto, se presta para combater os excessos associados aos problemas (a), (b), (c) e d descritos no parágrafo imediatamente acima, em especial os três primeiros. Com efeito, no setor elétrico brasileiro, estruturalmente, a medida é bastante apropriada, pois uma só empresa, a Petrobrás, tem poder para definir o preço de insumos relevantes para a produção de energia, que é o gás natural e todos os combustíveis líquidos (problema (a)). Além disso, em uma situação de extrema escassez de água (problema (b)), preços 3 Não vou entrar no detalhe das construção das curvas do custo médio e do custo marginal, mas as duas têm o formato de U, sendo o ponto de mínimo da curva de custo médio explicado pelas economias de escala. É possível demonstrar, mas não farei aqui, que a curva do custo marginal corta a de custo médio no ponto de mínimo desta última. 4 Observe-se que, neste caso, mesmo uma empresa pequena pode adquirir poder de monopólio, pois a demanda objeto de avaliação passa a ser a demanda residual. 4

5 extremos, muito maiores do que os custos efetivos da geração de energia, podem ser praticados, o que resulta em desequilíbrio acentuado entre ofertantes e demandantes (problema (c)). Os efeitos do estabelecimento de um cap para o preço spot são mostrados na figura abaixo, na qual, para reduzir a poluição, só foi acrescentado o que há de novo. R$/MWh K L Limite máximo 350 M MW médios 10 3 Fig. 2: Formação do preço quando há limite máximo Ressalte-se que, agora, com a fixação do limite máximo de preço (linha verde escuro) em R$ 500/MWh, propositalmente no ponto em que a curva de custo médio corta a curva de demanda (e não mais a partir do ponto de CMg = RMg), as perdas da sociedade com o peso morto do monopólio são sensivelmente reduzidas, dado que a redução do preço permitiria um maior consumo (25 mil MW médios), o que é representado pela triângulo compreendido nos pontos KML. Um detalhe importante, que serve para denotar os efeitos do desequilíbrio de custo para os compradores. Na Figura 1, supondo-se um mês de 30 dias, as despesas para os compradores seriam R$ 8,64 bilhões, para uma geração de 15 mil MW médios, enquanto na Figura 2, para o consumo de 25 mil MW médios, as despesas seriam de R$ 9 bilhões. Ou seja, o consumo (ou benefício) aumentou 67%, mas as despesas só aumentaram apenas 4,1%, o que aumenta o bem estar para a sociedade. A pergunta que se faz é: mas existiria capacidade de oferta para os 10 mil MW médios adicionais? Poderia existir, pois o consumo a menor, de 15 mil MW médios, poderia ser resultado de uma reação da carga, que voluntariamente seria reduzida em razão do elevado preço. Mas, e se não existisse oferta suficiente e o preço praticado, R$ 800/MWh, na Figura 1, tivesse sido determinado pela situação de escassez? Ainda assim, tal 5

6 argumento não poderia ser utilizado para desestimular a definição de limite máximo para o preço. Como, na Figura 2, o preço-teto é maior do que o CMg e igual ao CMe, conceitualmente seria um preço plenamente apropriado para remuneração do supridor, tendo em vista que, o custo fixo, que compõe o CMe, é formado também por uma remuneração do capital. O problema é que, em situações de escassez, é importante que o preço seja tal que incentive reduções voluntárias da demanda, e a inadequada definição de um teto para o preço pode agir na direção contrária. No Brasil, porém, a importância disso é razoavelmente minimizada, dado que, se a lei estiver sendo cumprida e se os consumidores estiverem agindo racionalmente, a carga estaria 100% contratada (uma obrigação de Lei), não sendo muito relevante para eles se o preço é elevado ou não no mercado de curto prazo 5. O sinal da escassez, para a carga, no Brasil, é dado pelo governo, conforme indicações do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). De qualquer maneira, não é desprezível o efeito do preço para refletir a escassez, o que exige, obviamente, bastante cuidado na definição do limite máximo. A propósito, não faria qualquer sentido econômico ou regulatório um limite máximo menor do que a maior tarifa já praticada para os consumidores finais. Mas quem paga a conta associada aos custos da escassez? Novamente, se a lei estiver sendo cumprida e se os consumidores estiverem agindo racionalmente, os custos serão de responsabilidade de quem ficar exposto, no caso os geradores hidrelétricos e os consumidores eventualmente sem contratos. No caso dos geradores porque suas gerações seriam substituídas pela de termelétricas. Então, só por que não são predominantemente os consumidores que suportam a conta deve ser abandonada a ideia de definição de um preço-teto? Não. Muito pelo contrário. Primeiro porque o preço-teto não é direcionado a A ou B, mas sim para o combate ao poder de monopólio e aos efeitos disso para os compradores de energia, seja consumidores ou geradores. E segundo, se os custos aumentam desproporcionalmente para os geradores, o efeito disso é o repasse futuro para os preços, tendo em vista que em novos leilões, ou mesmo nas vendas no ambiente livre, os riscos e os elevados custos da escassez serão devidamente alocados, via preço ou via redução da oferta 6, nas duas formas afetando os consumidores. Dessa forma, faz todo sentido que o novo cálculo do limite máximo contemple, por exemplo, os riscos associados ao MRE, que podem ser parametrizados pelos ajustes do MRE. 5 Não posso deixar de mencionar os sinais de irracionalidade econômica dessa afirmação, mas é assim que é o modelo brasileiro. Se toda a carga estiver 100% contratada, a única forma de controlar o consumo em situação de rigorosa escassez, como a que convivemos desde do final de 2013, consiste na decretação de um racionamento, medida bastante dura e que depende de variáveis políticas. Do contrário, e aí vem outra jabuticaba, a carga poderia crescer mesmo sem energia para atende-la. Por sorte, boa parte do consumo indústria vivia de contratos de curto prazo, sendo, portanto, fortemente afetada pelo aumento do PLD, o que provocou uma significativa redução do consumo. 6 A alocação dos riscos via redução da oferta decorre do fato de os geradores procurarem se proteger deixando livre (sem contrato) um maior percentual de energia, o que tende a ser uma prática comum depois dos últimos acontecimentos. 6

7 Nestas circunstâncias, parece-me ser essencial, sobretudo no Brasil, a definição de um limite máximo para o PLD, mas duas condições devem ser obedecidas: (1) esse limite deve ser tal que minimize os efeitos de potenciais desequilíbrios resultantes do poder de monopólio do(s) fornecedor(es) de combustível, que aumentam (o poder de monopólio e os desiquilíbrios) com a escassez, e (2) não devem desprezados os efeitos preço/escassez, situação em que o preço spot é um sinal importante para a redução da demanda. 3. Há alguma técnica para a definição de limites máximos para o PLD? Não há uma receita mágica, como uma receita de bolo, para o estabelecimento do limite máximo para o mercado spot de energia, mas há bons caminhos para isso. Um deles é o que sustentou o modelo de fixação do limite máximo atualmente utilizado no Brasil, que é o da térmica relevante e o custo correspondente. Define-se qual seria um montante de energia que seria considerando relevante para uma UTE e, a partir disso, chega-se ao seu Custo Variável Unitário (CVU). Esta prática, porém, parece-me bastante vulnerável, dado que (i) não tem como dar consistência conceitual ao que seria uma UTE relevante e (ii) o CVU de tal UTE seria fortemente influenciado pelo poder de monopólio, por isso deve ser abandonada. Um segundo caminho consiste na caracterização de famílias de termelétricas, umas com custos de combustível que seriam compatíveis com o que se poderia chamar de custos competitivos, que corresponderiam às UTEs que, se quisessem, até participariam e poderiam vencer leilões realizados pela ANEEL, e outras com custos de combustível não competitivos, isto é, sem qualquer chance de participar de leilões da ANEEL, muito menos de se sagrarem vencedoras. Do primeiro conjunto se escolheria o maior CVU (excluídos os casos extremos, como Uruguaiana e Camaçari), sendo esse utilizado para fixar o limite máximo. Por exemplo, olhando-se a NT ONS , que fundamentou o PMO da primeira semana de outubro de 2014, verifica-se que o CVU da UTE Araucária (R$ 536,25/MWh) seria um valor bastante razoável como preço-teto, mas quando GSF estivesse igual ou maior do que 1,0. Para GSF menor do que 1,0 e maior ou igual a 0,95, o PLDmax seria 92,5% do valor de referência. Para GSF menor do que 0,95 e maior ou igual do que 0,90, o valor do PLDmax seria calculado na proporção de 85% do limite máximo de referência. Porém, para esta finalidade, haveria a necessidade de a CCEE realizar uma estimativa de GSF (ex-ante), de maneira similar ao já adotado semanalmente no Info PLD. Por fim, para GSF abaixo de 0,90 o PLDmax seria igual a 80% do limite máximo de referência. Tem-se, então, a seguinte situação: GSF 1,0 PLDmax = Limite Máximo de Referência 0,95 GSF < 1,0 PLDmax = 0,925 Limite Máximo de Referência 0,90 GSF < 0,95 PLDmax = 0,85 Limite Máximo de Referência 7

8 GSF < 0,90 PLDmax = 0,80 Limite Máximo de Referência O segundo conjunto de UTEs, quando despachadas por ordem de mérito, teriam seus custos rateados tal como é hoje, ou seja, nisso nada mudaria. O terceiro caminho é muito simples e, de certa forma, parecido com o segundo. Consiste em escolher uma termelétrica de referência, que poderia ser hipotética, que supostamente comercializaria sua energia como se fosse uma planta Merchant, isto é, que durante todo o período de outorga estaria 100% sem contrato, vendendo sua energia apenas nos poucos meses em que o PLD atingir o custo que lhe permitiria recuperar todo o capital investido e pagar o combustível. Por exemplo, se uma UTE a gás natural, em configuração de ciclo combinado, tem um custo médio anual de R$ 170/MWh, uma UTE do mesmo tipo, que só seria acionada (em média) durante quatro meses por ano, ao longo de 20 anos, teria custo médio em torno de R$ 500/MWh, que seria o preço-teto. Novamente, o CVU da UTE Araucária atenderia a essa condição, sem contar que tal valor é quase 12% maior do que a maior tarifa do consumo residencial no Brasil (da CELPA) e 91%, 63% e 35% maior do que a mesma modalidade de tarifas da ELETROPAULO, Light e CEMIG-D, respectivamente. A parametrização, com relação ao GSF, seria tal como no caso anterior. Neste contexto, entendo que o segundo e o terceiro caminhos são os mais consistentes, tendo em vista que atenderia a todos os critérios. Assim, seriam duas minhas propostas para definição do PLDmax, na ordem de prioridade que está sendo aqui apresentada: (1) Escolhe-se, das termelétricas com custos competitivos, que é a pilha das UTEs a gás natural, aquela de maior CVU, que é a UTE Araucária, com CVU de R$ 536,21/MWh, que seria utilizado como limite máximo de referência, parametrizando o valor do PLDmax em função do que acontecer com o GSF, tal como mostrado acima; e (2) A ANEEL define uma UTE de referência, que seria uma Planta Merchant, e calcula para a mesma um custo de referência. Este custo, que seria da ordem de R$ 500/MWh, seria o limite máximo de referência, que seria utilizado para definição do PLDmax, da mesma forma que na alternativa, isto é, em função do GSF. Edvaldo Alves de Santana RG nº