Modelos e Leilões – A Experiência Internacional

Luiz Maurer

Brasília, 29 de setembro de 2005

As opiniões aqui expressas são exclusivamente as do autor, não representando necessariamente as do Banco Mundial, IFC, PPIAF,

ESMAP, APINE ou de qualquer outra organização.

ApresentaçãoModelos e Leilões de Energia

Luiz Maurer

Em nome do Banco Mundial e em meu nome agradeço a APINE por este convite para falar sobre modelos e leilões de energia. Entendemos que o diálogo contínuo com o setor privado é fundamental para o exercício de nossa missão. Acreditamos na importância dos produtores independentes (PIEs), aqui representados pela APINE, como alavancas para o equacionamento das questões do setor elétrico brasileiro.

A agenda de minha apresentação, conforme a solicitação da APINE, inclui os seguintes tópicos principais:

• Visão geral da reforma do setor elétrico no mundo.• Comparação com o que aconteceu e está acontecendo no Brasil.• O papel dos PIEs.• Modelos para compra de energia.• Aspectos a aprimorar no Brasil – tais como gerenciamento da congestão e

resposta da demanda.

Não são objetivos desta apresentação:• Abordar todos os aspectos importantes da reforma no setor elétrico, mas sim

aqueles mais pertinentes ao mercado atacadista e papel dos PIEs.• Discutir detalhes da mecânica (ou preços resultantes) dos recentes leilões de

energia no Brasil.• Criticar o “novo-novo” modelo. Em verdade, algumas das questões que serão

apontadas são pontos pendentes desde o modelo anterior, consolidado quando do Projeto RE-SEB.

• Vale a ressalva de rotina, que não estou transmitindo aqui necessariamente a visão do Banco Mundial sobre estes tópicos, mas sim minha visão pessoal.

Visão geral da reforma do setor elétrico no mundo e no Brasil

A primeira pergunta que se coloca é se valeu a pena este esforço de 20 anos de reforma e reestruturações no setor elétrico no mundo (e 10 anos no Brasil).

Minha visão pessoal, não há dúvidas. Certamente que sim. Houve ganhos significativos de eficiência, alocação de capital e tecnologias, embora reformas tenham deixado a desejar em alguns aspectos como universalização do acesso e eficiência energética. Muita coisa foi apreendida e muito ainda se está por apreender. Estamos diante de um processo contínuo, não um evento. Mas o que foi feito até agora certamente valeu a pena.

Apesar dos ganhos estarem amplamente documentados, ainda existe ceticismo quanto ao mérito das reformas. Talvez o maior obstáculo para um debate objetivo seja a dificuldade de estabelecer um ponto de comparação, ou “baseline,” de como estaria o setor se determinada reforma não tivesse ocorrido.

Na falta de um “baseline,” a discussão muitas vezes se perde em considerações de natureza ideológica ou de vagas percepções. Para dar um pouco de objetividade a esta discussão, vale a pena observar como estão os países em desenvolvimento onde pouco ou nada foi feito em termos de reforma, como por exemplo casos na África e Ásia. A falta de uma reforma de base parece evidente. Entretanto, as discussões de como estariam os países da América Latina na ausência de reformas dão margem a certa subjetividade e especulação. Da mesma forma, como estaria o setor elétrico brasileiro caso tivesse continuado o modelo vigente no início da decada de 90.

Por vezes, esta discussão se perde na busca de um modelo ideal, utópico. “Traga um exemplo onde as reformas (privatização, desregulamentação) foram perfeitas. A pergunta contém uma falha lógica, pois assume que houve perfeição nos modelos regulados do passado. Se isto tivesse ocorrido, não faria sentido a busca de um novo paradigma.

Talvez o fator que mais prejudique as discussões seja um viés de informação. As reformas fracassadas recebem vasta publicidade, enquanto que os êxitos são tratados en passant. Por exemplo, todos ouviram falar do colapso da reforma na Califórnia, (centenas de milhares de referências em uma busca “Google”). Entretanto, quase nada se fala sobre outras reformas que criaram power pools e mercados exitosos, seja nos Estados Unidos ou em outros países. Nos Estados Unidos, destaca-se a região Nordeste, incluindo Nepool, NYISO, e PJM (o qual recentemente absorveu significativas áreas de controle do meio-oeste), bem como Texas. Internacionalmente, vale destacar os países Nórdicos (Nordel), Alberta, Nova Zelândia, Argentina, Chile e Inglaterra como exemplos bem sucedidos.

E no Brasil, o que pode ser dito sobre a reforma dos últimos 10 anos? Trata-se de um processo ainda em andamento. O modelo desenvolvido no fim da década de 90 não foi uma obra acabada, mas teve inúmeros méritos, a saber:

Criou um modelo de negócio para geração competitiva, com 19 GW de hidroelétricas comissionadas e 10 GW de concessões outorgadas. Significativas reduções em prazos e custos de construção foram alcançadas.

Consolidou um modelo de negócio para operação de sistema similar aos mais avançados no mundo, com base em despacho centralizado a mínimo custo. 1

Consolidou um modelo de negócios tipo “Build-Own-Operate” (BOO) para transmissão, onde 12.600 km de linhas de HV e 23 GVA em subestações foram concluídos, principalmente pelo setor privado. A

1 Referido como “centrally operated, least-cost, security constrained dispatch”

área de transmissão continuou recebendo investimentos privados mesmo nos momentos de maior incerteza regulatória.

• Criou um mercado atacadista de energia, hoje funcionando como um “relógio suíço”, em termos de adimplência.

• Privatizou 85% de D, e 26% de G. Mantido o ritmo de outorga e construções observado até dois anos atrás, o setor privado (PIEs) deveria representar cerca de 40% da geração no Brasil em um horizonte de médio prazo.

• Eletrificou 550.000 consumidores rurais.• Administrou um racionamento de 20% da carga, quase a nível nacional, por oito

meses, sem recorrer a black-outs ou brown-outs. Este é considerado um “best-practice” internacional.

• Obteve um aumento de capacidade pós racionamento da ordem de 8,500 MW médios, resultante da expansão do sistema e aumento de eficiência no consumo.

• Vem consolidando um modelo competitivo de compra de energia via leilões.

Um indicador importante da percepção de sucesso do modelo desenhado e parcialmente implementado da década de 90 é o volume de recursos privados aportados ao setor elétrico brasileiro. No período entre 1990 e 2003, o Brasil foi o país que mais atraiu recursos, totalizando aproximadamente U$ 55 bilhões, ou cerca de 21% de todos os recursos alocados ao setor elétrico entre países em desenvolvimento. Há algumas críticas de que estes recursos vultosos foram alocados predominantemente em privatizações, tendo reduzido o deficit público em 3% mas pouco contribuído para novos investimentos ou instalação de MW. Contrariamente a esta percepção, na área de novos investimentos (greenfield) e concessões, o Brasil também se situou na primeira posição, tendo atraído quase U$ 18 bilhões, conforme pode ser visto no quadro que segue.

Modelos de compra de energia, leilões

Há um modelo ideal no que tange a compras? Não, e certamente o modelo mais adequado dependerá das circunstâncias de cada país e do estágio de evolução do setor.

Como bem frisado pelo Dr. Zaroni, há arranjos contratuais para “todos os gostos.” Em recente análise desenvolvida pelo Banco Mundial, fica patente a variedade de organização de agentes de compra, em função da estrutura da indústria e do modelo de mercado escolhido, conforme mostrado no quadro que segue.

Muitos destes arranjos são impropriamente denominados “single buyers,” embora em alguns deles o agente de compra não seja “single” enquanto em outros não desempenha papel de comprador. 2

Em tese, o mecanismo de compra competitiva (p.ex. via leilões) pode ser usado em qualquer um destes arranjos, embora em um modelo típico de single-buyer sejam freqüentes as aquisições “sole source,” por vezes sob a modalidade de proposta-não-solicitada. (unsolicited proposal).

2 Uma discussão a este respeito está contida em “The Centralized Purchasing Arrangement: International Practices And Lessons Learned on Variations to The Single Buyer Model. The World Bank. Energy and Mining Board Series. 2005. Em publicação.

Os principais modelos de compra serão discutidos a seguir.

a) O Modelo “Single-Buyer”

O modelo mais simples de compras é o “single buyer,” onde uma instituição, em geral governamental, verticalmente integrada ou não, tem a responsabilidade quase exclusiva pela compra de energia dos geradores, revendendo-a para as empresas de distribuição. Este modelo foi estabelecido como uma tentativa de rapidamente atrair capital para geração, sem grandes mudanças no status quo do setor elétrico. É também recomendado quando o setor de distribuição está desorganizado, sem condições creditícias de atuar como um comprador das empresas geradoras. Entretanto, há várias regiões importantes ainda considerando o “single buyer,” seja por fracasso do modelo anterior seja por receio de efetuar as reformas necessárias. Alguns exemplos incluem a província de Ontário (Canadá), México, Arábia Saudita, e África do Sul.

O modelo de “single buyer” trouxe benefícios em termos de expansão de capacidade. Os produtores independentes tiveram um papel fundamental em responder aos apelos dos governos para instalar novos MW necessários para livrar a maioria dos países de racionamentos crônicos. Foi o modelo preferido pelos países asiáticos, onde praticamente não houve privatizações. O Brasil chegou a reconsiderar este modelo na revisão do setor elétrico, mas acertadamente buscou outras opções, tendo escolhido aquela na qual o governo obriga a compra competitiva, coordena os leilões e a execução dos contratos diretamente entre as geradoras e as distribuidoras. O governo não é portanto um “buyer.” Entendemos que todas estas decisões foram acertadas e de acordo com as tendências internacionais.

Em geral, o modelo de “single buyer” apresenta alguns atributos positivos, tais como:

Capacidade de atrair capital, oferecendo PPAs de longo prazo. Alternativa factível para setores elétricos desorganizados. Possibilidade de centralizar compras, com benefícios de expertise e

economia de escala. Facilidade de implementação, não exigindo mudanças fundamentais

no setor, e conseqüentemente facilitando sua aceitação pela cultura vigente.

Entretanto, o modelo de “single buyer” trouxe uma série de problemas, alguns dos quais inesperados. Vários profissionais são céticos quanto às alegadas vantagens do “single buyer,” à luz de problemas introduzidos, sendo o mais importante a abertura de um caminho à corrupção. 3

Evidência empírica que governos não têm sido bons compradores

3 Lovei, Laszlo. “The Single Buyer Model: A Dangerous Path toward Competitive Electricity Markets”. The World Bank, Public Policy for the Private Sector Note No. 225, December 2000.  

Falta de transparência, levando à corrupção em grande parte dos casos. Arranjos contratuais rígidos (por exemplo, contratos de capacidade),

que dificultam a otimização do sistema e a migração futura para um mercado competitivo.

Gera “contingent liabilities” para os governos. Em alguns casos, impossibilidade de mitigação de riscos políticos,

regulatórios e cambiais como esperado.

Papel dos PIES

Os PIEs são agentes relativamente novos no setor elétrico mundial. Nos Estados Unidos emergiram na década de 80, motivados pela legislação PURPA. E nos países em desenvolvimento, trata-se de um fenômeno da década de 90. Esses agentes responderam ativamente aos apelos dos governos para incrementar a capacidade de geração. Foram fundamentais na maioria dos países em desenvolvimento em termos de atração de capital.

Entretanto, havia um ceticismo inicial quanto à real capacidade destes novos agentes em participarem no setor elétrico. A alegação generalizada era que os PIEs não teriam capacidade técnica para empreendimentos do porte de geração. Tampouco teriam capacidade financeira, à luz dos mecanismos de “project-finance”, altamente alavancados. Preços aumentariam, devido aos altos retornos esperados. 4 O veredito das concessionárias era taxativo, mesmo nos países desenvolvidos: “estes novos agentes podem não ser confiáveis.” 5

O tempo provou que tais previsões eram equivocadas. Desnecessário dizer, o modelo de PIEs é tão bom ou ruim quanto o quadro regulador em que opera. Um quadro incerto, sem concorrência, que dê margem à corrupção, com previsões de demanda irrealistas, leva a preços elevados, contratos inflexíveis, e excesso de capacidade.

2) Modelo de livre negociação

Este modelo prevê múltiplos compradores e vendedores, os quais podem negociar livremente preços e condições. Caberia ao regulador definir limites mínimos de contratação bem como as condições de repasse. Este foi o modelo desenhado para o Brasil no final da década de 90. Uma premissa básica era que os compradores buscariam contratos (hedges) para reduzir seus riscos de exposição aos voláteis preços do spot. Contratos seriam a base para expansão.

Esse modelo deixou a desejar, pois a contratação e expansão não ocorreu no ritmo necessário. Em retrospectiva, teria funcionado bem se o “risco de falência” fosse algo crível, ou seja, agentes excessivamente expostos sofressem totalmente as conseqüências de suas decisões de contratação. O que se viu pré-racionamento? Nem geradores nem 4 A comparação de retornos esperados pelos PIEs com os retornos permitidos no modelo de tarifas pelo custo não leva em conta a diferente distribuição de riscos de construção, mercado, cambial e outros.5 New Boys Shake Up the Power Grid. Business Week. January 08, 1990. Comentário efetuado por Houston Lighting and Power Co.

distribuidores estavam devidamente “hedged,” embora houvesse possibilidade de geração a gás natural. Geradores não fizeram hedge contra exposição residual do Anexo V, enquanto distribuidoras não contrataram, pois estavam em constantes batalhas com a ANEEL para aumentar preços de repasse. Ademais, distribuidoras sentiam-se falsamente protegidas por contratos iniciais, os quais todos suspeitavam estar super-estimados quando à sua energia assegurada. Geradoras ignoraram o Anexo V e distribuidoras foram “penny-wise” nas questões de VN. 6 Isto porque o racionamento foi percebido como um risco coletivo, não individual. O acordo pós-racionamento, embora pudesse ter sido a melhor solução de compromisso naquelas circunstâncias, teve elementos de um “bail-out” ao setor.

Não se muda uma cultura de “bail-out” no setor elétrico de uma hora para outra, tampouco esta é uma característica particular ao Brasil. 7 Era necessária uma mudança de rumo, a qual veio com a atual administração. Tornou-se um mal necessário substituir alguns incentivos para contratação por uma regulamentação mais “heavy-handed.”

Foi então estabelecida a compra de energia compulsória via um procedimento competitivo, (leilões) – tanto na concorrência no mercado quanto pelo mercado. Forçar compras competitivas e ter o regulador coordenando um processo de compra é uma tendência que se está consolidando internacionalmente. A região pioneira neste sentido foi o estado de New Jersey nos Estados Unidos, onde as concessionárias são obrigadas a comprar energia via leilões para atender os consumidores livres que preferiram continuar sendo servidos pela distribuidora local.8

Além disto, o “novo-novo” 9 modelo traz uma solução elegante para a controversa questão de? repasse (VN), instaura concorrência “para” e “no” mercado, bem como coloca em segundo plano a discussão quase-doutrinária entre geração de serviço público versus PIEs. Através dos leilões, todos os agentes passam a concorrer em pé de igualdade. Por fim, o novo modelo teve o mérito de precificar a energia velha, descontratada, a custo marginal, ao invés de um modelo de tarifa-pelo-custo como chegou a ser sinalizado em 2001. Ironicamente, a idéia de prorrogar os Contratos Iniciais ocorreu em plena crise de energia, onde a falta de investimentos era um fator que tinha contribuído decisivamente para a mesma. Portanto, dar uma “sobrevida” aos CIs, a preços subsidiados, seria uma “semente para novos racionamentos.” Felizmente, esta idéia foi abandonada pela atual administração. É uma pedra basilar que um modelo saudável deve ter como objetivo precificar a energia por seu custo marginal.

Visão Geral Sobre o Modelo Brasileiro

6 Para uma discussão do assunto, ver Maurer, Pereira & Rosenblatt. Implementing Power Rationing in a Sensible Way. ESMAP. 305-2005. The World Bank. August 2005. 7 Faz parte da cultura das concessionárias, as quais, na condição de prestadoras de serviço público, estão em uma posição de barganha para evocar o interesse maior da sociedade.8 Todos os consumidores são livres, e a concessionária é obrigada a prestar um serviço de fornecedor de última instância.9 Aqui referido como o modelo desenvolvido pela administração atual, sendo o “novo” modelo aquele elaborado no final da década de 90.

O Brasil introduziu um conceito de compra competitiva conceitualmente sólido. Detalhes estão sendo aperfeiçoados, existe ainda curva de aprendizado, principalmente para leilões de energia nova, mas direcionalmente estamos no caminho correto. Minha percepção geral sobre as soluções que vem sendo adotadas é positiva.

Entrentanto, há dois aspectos, relacionados a compras e leilões que ainda preocupam. Refiro-me especificamente ao tema congestionamento da transmissão e resposta da demanda. Comentarei sobre ambos aspectos a seguir.

a) Congestionamento da transmissão

Congestionamento da transmissão é um tema amplo que tem a ver com os seguintes aspectos:

- Como o sistema é despachado e “re-despachado” no caso de restrições de transmissão;

- Qual a metodologia para cálculo de preço spot (nodal ou zonal) e quantas zonas (sub-mercados) deveriam existir?

- Quem paga pelos custos de congestão? – ESS refletindo uma parte deles - Quais os problemas do modelo atual? – fato de ser zonal e termos leiloes

com modesto sinal locacional- Como estes aspectos impactam o custo de expansão e operação?- Quais as tendências internacionais neste sentido?

Hoje o setor é operado sob uma forma de tight pool, despachado centralizadamente, com o objetivo de buscar o menor custo operacional. Esta é a forma que se está consolidando internacionalmente, pois permite a melhor utilização dos recursos de geração e transmissão. ONS calcula o preço spot (shadow) por barra, com base no valor da água, dos custos declarados, ou das ofertas recebidas, e minimiza custos levando em conta todas as restrições de transmissão.

Para fins de liquidação de contratos, adota-se o sistema de preços zonal, com quatro sub-mercados. No cálculo do preço zonal, o não se consideram as restrições de preços dentro dos sub-mercados.

Pode haver (e certamente haverá) discrepâncias entre o despacho físico e o comercial. Chamamos de “congestão” a diferença de custos entre estes dois despachos. Um exemplo de discrepância inclui, por exemplo, uma planta atrás de uma restrição de transmissão que deve operar para assegurar a confiabilidade do sistema. O preço do sub-mercado pode não ser suficiente para pagar seus custos, mas é necessária operá-la, pois ela agrega um valor ao sistema que não está refletido no preço. Diz-se que esta usina está “constrained-on.” Outra usina no sub-mercado estará “constrained-off” pela mesma quantidade (abstraindo perdas). Para permitir a operação ótima, conciliando o despacho

físico e comercial, criou-se um sistema para remunerar estas plantas, através de um encargo de serviço de sistema (ESS). 10

De onde veio esta idéia? Foi algo trazido do modelo inglês, na ocasião do desenho do projeto RE-SEB. Naquele momento (1997) a tarifa zonal parecia a melhor solução de compromisso entre de dar o sinal locacional adequado e a necessidade de evitar excessiva volatilidade de preços (vis-a-vis o sistema nodal).

Na época, esta discussão foi conduzida em paralelo com a necessidade de um mecanismo que reduzisse o risco hidrológico para os geradores hidro. Alguns princípios nasceram desta discussão conjunta:

a) Em função do despacho centralizado, havia um risco de exposição hidrológica intolerável, o qual necessitava ser mitigado. Daí o surgimento de um seguro via “clube MRE”, aberto a novos participantes, para hidro e termicas a carvão.

b) MRE deveria ser revisto e possivelmente eliminado tão logo outras formas de hedge fossem viáveis.

c) Estas outras formas incluiam contratação com térmicas – o que, se tivesse ocorrido, teria sido uma solução extremamente elegante para a viabilização da geração a gás natural.

d) MRE deveria ser utilizado somente para mitigar riscos hidrológicos – não para exposição “basis point,” da diferença entre sub-mercados.

e) O “surplus” (o qual pertence a quem paga TUST) deveria ser alocado para investimentos em transmissão para aliviar congestões.

f) RE-SEB não definiu um número exato, mas havia uma percepção de que deveria haver cerca de dez sub-mercados. Logo, a configuração inicial com quatro sub-mercados admitiu a existência de fortes restrições dentro de sub-mercados (com os problemas ensejados).

Foi isto que aconteceu? Não, o uso do surplus foi ampliado, não reduzido. MRE virou uma “árvore de Natal”, e um mecanismo de hedge para uma série de outros riscos – alocação de MRE em outros sub-mercados, pequenas hidro, “basis point”, etc. Politicamente, estas decisões tiveram o apoio dos agentes, que tiveram seus custos socializados. Criou-se um nó difícil, mas não impossível para desatar.

Na ocasião, a escolha por tarifas zonais se devia ao fato de que havia muito pouca experiência com tarifação a preços nodais. Algumas desvantagens alegadas incluíam:

a) Exporia demais os agentes a variações de preços.b) Complexidade. c) Valor questionável, haja vista que em grande parte dos casos as restrições não

estão presentes.d) Dificultando transações e dando baixa liquidez.

10 ESS representa um custo de congestão. Entretanto, na forma como hoje é calculado no setor elétrico brasileiro, não leva em conta a congestão oriunda das plantas hidrelétricas operadas fora de mérito por questões de confiabilidade do sistema. Portanto, ESS refleta apenas uma parte do real custo de congestão.

e) Concentra poder de mercado por desagregar zonas.

Nos últimos 10 anos estas premissas foram dismistificadas, corroborando o modelo nodal como sendo o tecnicamente mais correto, sendo os principais contra-argumentos:

a) Mitigação de risco poderia ser feita via compra de contratos de congestão (ou de direitos de transmissão) – estudados, implementados e viáveis.

b) A complexidade é intrínseca ao despacho centralizado, o qual tem que calcular o custo marginal por nó. A agregação por zona e os critérios arbitrários de fazê-lo é que trazem complexidade adicional.

c) O sistema de preço deve capturar as restrições quando estas estão presentes. O sistema zonal pode dar um sinal razoável na maior parte dos casos, mas deixa de funcionar justamente quando êle se faz necessário.

d) O objetivo de liquidez não pode ser atingido através de um socialização de custos. A experiência tem demonstrado que agentes rapidamente apreendem a lidar com FTRs atingindo a liquidez necessaria no mercado.

e) Não aumenta poder de mercado, mesmo quando a planta está atrás de restrições de transmissão. 11

Regiões que implementaram mercados exitosos adotaram tarifa nodal (ou LMP) enquanto mercados problemáticos adotaram tarifas zonais. Dentre os mercados exitosos ressaltam-se New York, New England, PJM e mais recentemente Texas. PJM, o qual iníciou servindo apenas três estados (Pennsylvania, New Jersey e Maryland) é citado como paradigma, e está em processo de incorporação dos pools adjacentes, incluindo hoje 11 estados norte-americanos. Dentre exemplos de mercados problemáticos destaca-se a Califórnia, cujo fracasso do sistema já era previsto quase três anos antes da crise, mas pouco ou nada foi feito para corrigi-lo. 12

Note-se que em muitos locais ainda se discute a conveniência ou viabilidade de implementar LMP. Entretanto, a raiz do problema não está na seleção da metodologia de precificação conceitualmente mais correta, mas no consenso político de adotar (ou não) um sistema de despacho centralizado, onde as decisões são tomadas com base no menor custo. Esta é uma das questões basilares para formação de um mercado elétrico unificado na Europa.

Por que este é um assunto tão importante para o Brasil? Há várias razões, sendo a principal a localização adequada de plantas. Se restrições dentro de sub-mercado não são precificadas, o empreendedor torna-se insensível ao ponto de localização de suas plantas, não importando se ela esteja atrás de uma restrição de transmissão, desde que outros fatores de produção podem lhe ser mais convenientes (p.ex. disponibilidade de gás

11 Uma análise detalhada a este respeito pose ser vista em Scott, Harvey & Hogan, William. Nodal and Zonal Congestion Management and the Exercise of Market Power. January 10, 2002, e Brunekreeft et al, Electricity Transmission: An Overview of the Current Debate. Utilities Policy. June 2005. 12 ISO Economics. How California Flubbed It on Transmission Pricing. Public Utility Fortnightly. October 15, 1998.

barato), mas não ao sistema como um todo. Por que deveria o empreendedor preocupar-se sabendo que os custos de congestão serão socializados via ESS? 13

Esta discussão é extremamente importante no momento atual, quando os leilões de nova energia estão sendo elaborados. O único sinal locacional presente é a parte não “selada” da tarifa de uso do sistema de transmissão, bem como as perdas até o centro de gravidade. Nenhum deles cobre o custo de congestão aqui aludido.

A configuração da expansão poderá ser bem diferente do plano de custo mínimo. Duas coisas podem acontecer – a transmissão tera que sair “atrás” destas plantas, os custos de congestão (parcialmente refletidos via ESS) vão crescer, ou ambos. Em um país de dimensões continentais como o Brasil, onde empreendedor pode ter graus de liberdade para decidir sobre a localização de plantas, não dar o sinal locacional de forma adequada é uma proposição que pode trazer altos custos e arrependimentos futuros.

Há uma percepção de que o problema pode ser de segunda ordem, haja vista que existe uma âncora de plantas sobre a qual o grandes links de transmissão serão determinados. Se de fato os grandes links forem determinados pela alternativa de expansão a custo mínimo, o problema pode ser reduzido. Entretanto, há fatores agravantes: (i) existem restrições de transmissão intra-submercados (b) novas plantas podem “contestar” aquelas propostas no leilão (c) devido às restrições ambientais, o portfolio vencedor pode ser bastante diferente do originalmente planejado pela EPE, sobre o qual os grandes links de transmissão foram projetados.

A falta de sinal locacional não é tão grave para leilões de plantas existentes – afinal, estas já foram localizadas. Mas pode ser perversa para novas plantas. Plantas atrás de restrições de transmisssão serão beneficiadas enquando plantas próximas a centro de carga serão prejudicadas, em termos relativos. Da mesma forma, a geração distribuída e gerenciamento da demanda serão prejudicados, pois estão quase sempre próximos aos centro de carga. Outro problema é que se cria um cenário não isonômico entre o mercado livre e o cativo – as plantas neste último são insensíves a congestão, mas as plantas que servem consumidores livres vão arcar com uma parte destes custos via ESS.

Estas críticas não são dirigidas ao “novo-novo” modelo. Pelo contrário, este foi um problema mal equacionado e herdado do modelo anterior. Já no governo passado havia uma pressão de vários agentes para reduzir o número de sub-mercados. Em 2002 houve um Decreto tentando reduzir este número para 2, o que não chegou a ser implementado. 2003 chegou-se novamente a cogitar a redução do número de sub-mercados. Ainda há uma percepção de que o ideal seria ter apenas um sub-mercado, o que, na opinião de alguns analistas, ajudaria a reduzir o risco de exposição e tornaria os leilões mais atrativos. 14

13 Há uma distinção importante. Não se está falando dos custos de uso do sistema de transmissão. A tarifa de transmissão, mesmo que a componente de “selo” fosse nula, conceitualmente não pagaria pelos pelos custos de congestão sendo aqui tratados. 14 Unificação de mercados pode server de atrativo. Jornal do Commercio. 26 de agosto de 2002.

Discordo deste posicionamento. Ter apenas um sub-mercado não é algo desejável, nem sob o ponto de vista técnico nem sob o enfoque de política energética. Tecnicamente falando, significaria dizer que os sistemas de transmissão devessem ser super-dimensionados. Se a unificação for meramente administrativa, agravar-se-ão os problemas de sinais perversos para localização expostos nesta apresentação.

Como sair deste impasse?

Recentemente contactamos o Prof. William Hogan, um dos maiores especialistas no assunto de tarifa nodal e desenho de mercados de energia, para uma avaliação expedita do problema. Os resultados do estudo confirmaram nossas preocupações como legítimas. 15

Sem querer aprofundar nos aspectos técnicos, a solução passa por abandonar o sistema zonal, planejando uma migração para um sistema de preços nodais. Para mitigar o risco de exposição, o sistema deve ser complementado por um modelo de FTRs (Financial Transmission Rights). 16

Dizer é sempre facil, mas implementar é mais difícil, pois já existem agentes com direitos adquiridos sobre o surplus (o qual é um FTR implícito). Neste caso estes agentes poderiam receber FTRs explícitos que correspondessem aos direitos de que hoje já dispõem. Demais agentes comprariam FTRs no mercado, possivelmente via um sistema de leilões. O setor elétrico brasileiro e a CCEE apresentam um grau de sofisticação e maturidade tal que permite desenvolver estes produtos. FTRs serviriam para hedge de “basis point risk.” MRE deveria ser revisto, voltando-se ao conceito original para o qual foi criado.

O Prof. Hogan tece interessante comentário. Há diversas opções para planejamento. Uma delas é que ele seja totalmente centralizado e determinístico, situação em que custos de geração e transmissão são minimizados (dentre eles o custo de congestão). Ou, alternativamente pode se ter um planejamento descentralizado, onde os agentes tem o poder de definir onde instalar suas plantas (sujeitos ao aproveitamento ótimo dos rios). Neste caso, os agentes deveriam arcar totalmente com as conseqüências de sua decisão – se a planta estiver mal localizada, o empreendedor deve pagar pela congestão causada. O sistema de preços LMP atinge este objetivo. A situação atual é um modelo híbrido que não necessariamente representa a solução “second-best,” devido aos sinais perversos para geração e para carga que o mesmo enseja. Não se trata de uma consideração ideológica; entretanto, se a opção for por se ter um mercado de energia, o que está implícito na modalidade de leilões, há pré-requisitos para assegurar a eficácia do mercado, os quais não vêm sendo atendidos.

15 Chandley, John & Hogan, William. Alternative Approaches to Transmission Constraints and Congestion Pricing in Brazil. PPIAF. The World Bank. September 2004.16 Estudos neste sentido já foram desenvolvidos em diversos momentos no setor elétrico brasileiro. Veja, por exemplo, Congestão da Transmissão (“surplus”) e Mecanismo de Realocação de Energia no Sistema Brasileiro. Preparado para MAE por PSR. Junho de 1999. O assunto voltou a ser discutido pelo Comitê de Revitalização, mas não ganhou a importância devida

Sugerimos fortemente que o setor dê atenção a este assunto. Trata-se de um tema de política energética que deve ser capitaneado pelo governo. É improvável que os agentes (os quais de uma forma ou de outra são todos comercializadores), CCEE ou ONS tomem esta iniciativa, devido ao sistema de governance dependente dos mesmos agentes que comercializam energia.

A melhor forma para dar visibilidade a este assunto é monitorar, em base mensal, alguns poucos indicadores críticos. O que é monitorado ganha visibilidade e transparência. Hoje ESS é uma “caixa preta” para a grande maioria dos consumidores, os quais são induzidos a pensar que estão pagando por confiabilidade, e não por ineficiência. Sugiro que a ANEEL ou MME calcule e publique mensalmente em seu sites os seguintes indicadores: (i) ESS, aprimorado para refletir o despacho fora da ordem de mérito para as plantas hidrelétricas; (ii) Custo de transmissão (referenciado a alguma unidade, por exemplo $/energia transportada); (iii) Como o ESS está sendo utilizado e se é suficiente para cobrir as exposições do MRE alocado em outros sub-mercados.

Resposta da Demanda aos Sinais de Preço

Passando agora para o segundo tema que acreditamos não tem sido devidamente considerado. Trata-se da necessidade de ter o mercado (ou parte dele) capaz de reagir, de preferência em tempo real, às variações de preço spot.

A experiência internacional indica que no desenho dos mercados muito pouca atenção tem sido dada a este assunto (em alguns casos, com grande arrependimento). Em parte porque havia (e ainda há em alguns casos), uma crença de que o consumo de eletricidade não responde a preços, mormente no curto prazo - ou seja, assume-se erroneamente que a a demanda é inelástica. Outra razão cultural é que o setor elétrico e o operador do sistema definem sua missão como atender a demanda com confiabilidade, seja ela qual for. A demanda é tratada como algo exógeno, fora de seu controle. Obviamente, existe um custo associado a esta postura. Se a demanda puder ser gerenciada, seja sob condições de emergência ou em regime permanente, reduções de custo podem ser auferidas. Desenhar um mercado de energia sem incorporar a elasticidade preço da demanda é como projetar um avião para voar apenas com uma asa.

O Brasil vivenciou uma exitosa experiência no gerenciamento da demanda via sinais de preços, durante o racionamento de 2001-2002. Esse episódio, apesar de ter sido indesejável, serviu para mostrar a importância da resposta da demanda e o muito que está por ser feito nesta área. A alocação do recurso escasso via quotas e sinais de preço superpostos, complementada por leilões de quotas, é percebida hoje como uma melhor prática internacional. O Banco financiou recente publicação que descreve o caso brasileiro, comparando-o com outras experiências, muitas das quais ensejando graves conseqüências para as regiões afetadas. Uma redução da carga de 20%, por 8 meses, na dimensão continental ensejada, sem black-outs ou brown-outs, é um fato sem precedentes no mundo.

Esta publicação chama a atenção ao fato de que a resposta da demanda a preços não deve ocorrer apenas durante crises, mas em regime permanente, incluindo momentos de abundância. Procedimentos, protocolos junto ao ONS, regulações e incentivos econômicos devem ser implementados para permitir que os consumidores (ou um grupo representativo deles) reajam a preços, se possível em tempo real.

Iniciativas para resposta de demanda já consideradas no Brasil incluem:a) Demand side bidding – desenvolvido mas não implementado durante o projeto

RE-SEB.b) Tarifa horo sazonal – existente no Brasil para consumidores médios e grandes.

Serve para deslocar consumo da hora da ponta. Sua falha é não guardar relação com a real criticidade do sistema.

c) Contratos interrompíveis – existentes no Brasil no passado. Ajudaram a Califórnia a minimizar a magnitude dos black-outs.

d) Tarifas “Buy-back” tarifas – usadas durante o racionamento, por meio das quais a concessionária “recomprava” a energia que o cliente estaria hipoteticamente utilizando, remunerando-a pelo preço spot estimado.

e) Quotas com sinais de preço superpostos – usados durante o racionamento, representando uma variante do modelo anterior.

Ha muitas outras modalidades de resposta que poderiam ser igualmente consideradas pelo Brasil, incluindo:

a) Tarifas tipo Fi-Va – similar ao modelo de quotas implementado durante o racionamento no Brasil, exceto que o consumidor define o volume da quota pelo que paga um preço fixo. Diferenças a maior ou menor são precificadas ao custo marginal de curto prazo (este podendo ser o preço spot).

b) Tarifa em tempo real – variando em função do preço spot, no menor intervalo em que este é calculado. Usado por grandes empresas, requerendo medição especial.

c) Várias iniciativas para pequenos consumidores, incluindo residenciais, vêm sendo usadas mesmo em casos onde não existem consumidores livres.

a. França – tarifa “Tempo” diferenciada em função da criticidade do sistema b. Estado da Geórgia – similar ao acima – não há retail competitionc. Várias iniciativas de tarifa em tempo real para consumidores residenciais,

com resultador promissores a) Programas formais em que o ONS estabelece protocolos com grandes clientes

para que estes reduzam suas cargas por questões de confiabilidade (risco de perda de carga ou problemas de transmissão) ou por razões econômicas (altas de preço no spot). Há uma leque enorme de possibilidades, com diferentes períodos de aviso, volutários ou não, com incentivos econômicos fixos ou baseados no preço do spot. Alguns pools mais avançados, como PJM, conseguiram em um horizonte de 2-3 anos, atrair milhares de clientes para seu programa de DSR (Demand Side Response). E uma ferramenta muito importante à disposição do operador de

sistema. O quadro a seguir ilustra algumas modalidades negociadas entre o New York Pool e seus clientes:

Program Name DescriptionCustomers Engaged

MW or MWh

OfferedPrices Paid

Resources Involved

Emergency Demand Response Program (EDRP)

Short-notice program relying on the ability of many to voluntarily reduce their demand for a short period of time, in exchange for payment

1700 650 MWHigher of U$

500/MWh or the spot price

US$ 3.5 million

Day-Ahead Demand Respose Program (DADRP)

Customer-initiated econonomic bidding program, where participants offer their load reduction into the wholesale market one day in advance

Retail Electricity

Customers

1,468 MWh of load

reduction bids

accepted

Average of U$ 68/MWh,

differentiated in time and space

> U$$ 100,000

Installed Capacity Special Case Resources (ICAP SCR)

Reserve capacity program that contracts resources to meet NYISO supply requirements over a specific contract period

Retail Electricity

Customers, committing a

minimum load reduction of

100 kW

650 MW of registered capacity

Monthly payment ranged from US$

1.15/Mwh Statewide to US$ 6.5/MWh in New

York City

N/A

Source: Keep the Power Flowing with Three Electric Load-Management Programs. New York State Energy and Development Authority. Demand Reponse program Primer. 2003 Season. www.nyiso.com/services/documents/manuals

New York Independent System Operator Load Management Programs

Year 2002 Results

Os modelos em teste mais promissores envolvem uma combinação de racionamento por quantidade e por preços. Racionamento por quantidade seria aquele onde a concessionária tem o direito de efetuar um corte temporário de carga no consumidor (por exemplo, desligando ar condicionado central ou bombas de água por alguns minutos, de forma cíclica). Em contrapartida, o consumidor recebe uma tarifa média mais reduzida. Este desligamento pode ser feito de forma remota, utilizando-se por exemplo de sinais de rádio. Racionamento por preços é aquele no qual o próprio consumidor toma a decisão de reduzir o consumo em função do preço esperado da energia. Experiências na Califórnia têm revelado que uma combinação desses dois tipos de racionamento pode reduzir o consumo de pico em quase 50% em um dia crítico, enquanto que a eficácia das tarifas horo-sazonais em condições similares é de apenas 5%.

Tarifas de baixa renda também devem ser redesenhadas para permitir resposta do consumidor, ao mesmo tempo que promovem um certo grau de proteção social. Por exemplo, o modelo atual em que os primeiros blocos de consumo são subsidiados, conduzem a um desperdício no uso de recursos, porque a tarifa está situada muito abaixo do custo marginal, sem falar no fato, recentemenente apontado pelo TCU, de que existe uma baixa correlação entre renda e consumo. O mais racional seria dar ao consumidor de baixa renda um “voucher” fixo, que implicasse em uma transferência de renda matematicamente similar à atual, sem distorcer as decisões de consumo. Qualquer consumidor, pobre ou rico, deveria “enxergar” o custo marginal a partir do primeiro kWh consumido.

Todos esses exemplos servem para mostrar o enorme potencial que existe em se explorar a elasticidade preço da demanda, dismistificando a idéia que o consumidor não responde a preços. A contínua redução de custos das tecnologias de medição e telecomunicações tem feito com que o aproveitamento deste potencial possa ser estendido para uma gama cada vez maior de consumidores. Além da questão tecnológica, há também aspectos culturais, regulatórios e de educação do consumidor que devem ser devidamente trabalhados.

Esta é uma área com infinitas possibilidades, em que o setor elétrico brasileiro deveria se aprofundar. Nem o modelo anterior nem o modelo atual trouxeram a resposta de demanda como fator relevante no desenho do mercado. O momento é sempre propício para aperfeiçoar o funcionamento de mercado aproveitando este potencial.

Em resumo

Esta apresentação abordou os seguintes pontos principais

a) 20 anos de reforma no mundo e 10 anos no Brasil valeram a pena; aprendemos muito, mas ainda há muito por apreender.

b) A reforma do Brasil tem tido várias dimensões de êxito, embora os fracassos ganhem mais publicidade. Entretanto, a reforma não está completa.

c) O “novo-novo” modelo tem abordado questões pendentes do modelo anterior, aperfeiçoando-o em muitos aspectos. Um dos mais importantes é a compra competitiva de energia via leilões. Detalhes estão ainda sendo aperfeiçoados.

d) A despeito da evolução do setor elétrico, dois aspectos ainda necessitam mais atenção: (i) o gerenciamento da congestão e (ii) a resposta da demanda.

e) Gerenciamento da congestão tem a ver com a forma como os preços spot são calculados, se via tarifa zonal (como hoje) ou via tarifa nodal. Ressaltamos os problemas da tarifa zonal, e os sinais inadequados que dão para a correta localização de plantas nos leilões de energia. Recomendamos que o setor transmita um sinal locacional mais forte nos leilões e estude a migração para um modelo de tarifa nodal, instituindo um mercado de direitos de transmissão.

f) Resposta da demanda ao sinal de preços é uma peça faltante no desenho de mercado de energia. O racionamento provou o enorme potencial que existe nesta área, o qual entendemos deve ser explorado não apenas em épocas de crise, mas também em regime permanente. Esta rica experiência não pode ser esquecida. Há inúmeras possibilidades que podem ser consideradas e eventualmente todos os consumidores são aptos a reagir ao sinal de preços.

g) As recomendações acima estão respaldadas na experiência internacional, levando em conta a realidade do setor elétrico brasileiro.

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