Grupo de Economia da Energia

MP 579: Prorrogação das concessões e apropriação da renda inframarginal

In energia elétrica on 08/10/2012 at 11:05

Por Luciano Losekann

Através da Medida Provisória 579, o governo enfim deu um encaminhamento à questão da renovação das concessões de serviços de eletricidade.

O problema é bastante relevante, pois grande parte dos ativos de serviços de eletricidade tem o prazo de concessão vencendo a partir de 2015. Isso ocorre porque, em 1995, a  lei nº 9.074 prorrogou por 20 anos as concessões de serviços de eletricidade que tinham o prazo de 35 anos ultrapassado ou por ultrapassar em 1995.

Entre 2015 e 2017, vencem as concessões de um conjunto de usinas de geração que totalizam 22 GW de capacidade instalada ou 20% do parque de geração brasileiro, 69 mil Km de linhas de transmissão (67% do total brasileiro) e 44 contratos de distribuição (35% do total). Pela legislação original, ao final do prazo de concessão, os serviços retornariam à propriedade da União e seriam objeto de uma nova licitação.

A MP 579 possibilitou a prorrogação dos contratos de concessão por um período de até 30 anos, desde que, entre outras condições, a remuneração dos ativos totalmente depreciados ou amortizados seja reduzida apenas à remuneração de seus custos de operação e manutenção. A prorrogação deve ser solicitada pelas empresas. Caso a empresa opte por não aceitar as condições de prorrogação, as concessões serão licitadas.

No caso da distribuição e transmissão, o impacto dessa condição para a prorrogação das concessões é menos relevante. Como as tarifas são reguladas, os investimentos já depreciados não fazem parte da base de remuneração das concessionárias. Assim, a remuneração das concessionárias não sofreria grandes alterações. Já na geração o impacto é bastante significativo.

Na atividade de geração, os ativos que têm sua concessão encerrada estão concentrados em empresas estatais (federais e estaduais), o que confere contornos políticos à discussão.

Tabela: Potência instalada de geração em usinas com concessão vincendas.

Fonte: MME, Concessões de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – Perguntas e Respostas. Setembro 2012.

Em termos econômicos, o que está em jogo é apropriação da renda extraordinária decorrente do diferencial entre os custos das centrais já depreciadas e o preço de equilíbrio de mercado (que em contexto competitivo tende a se aproximar do custo marginal de atendimento do sistema).  A teoria microeconômica denomina esse excedente de renda inframarginal (figura 1). No parque de geração brasileiro, devido à grande diversidade de custos, esses excedentes assumem valores elevados (Losekann, Oliveira e Silveira, 2009 e Instituto Acende Brasil, 2011).

Figura – Ilustração da renda inframarginal na atividade de geração no Brasil

Fonte: Elaborada pelo autor.

No histórico recente do setor elétrico, a forma apropriação da renda inframarginal foi o objeto da adoção dos contratos iniciais na primeira reforma do setor elétrico. Esses preservaram os preços de centrais de geração nos valores regulados, evitando que a liberalização do mercado implicasse em altas de preço, com a formação de um preço único de mercado,  próximo ao custo marginal. Assim, as geradoras hidrelétricas não se apropriaram da renda inframarginal.

Na segunda reforma do setor elétrico, a separação entre energia velha e energia nova teve a mesma motivação. Se um mercado único de eletricidade fosse implementado, a tendência seria do preço de equilíbrio ser determinado pelo preço da energia nova, que corresponde ao custo marginal de longo prazo. Com a separação, o excedente das centrais hidrelétricas já depreciadas foi limitado. Ou seja, a renda inframarginal foi limitada aos diferenciais de custos de centrais já estabelecidas. É preciso destacar que parte preponderante dos contratos de negociação de energia velha são encerrados ao final de 2012.

Uma primeira implicação da MP 579 é que parcela da capacidade de geração brasileira deixa de ter seu preço definido através de mercado e passa a ser regulado.  As usinas de geração que optarem pela prorrogação das concessões passam a ter sua tarifa determinada pela Aneel. Ou seja, ao optar por prorrogar as concessões sem recorrer a licitações, o governo brasileiro retomou a regulação tarifária na atividade de geração, revertendo uma tendência de liberalização que parecia consolidada no setor.

Além de tratar da prorrogação das concessões, a MP 579 também reduziu a incidência de encargos setoriais na tarifa de eletricidade. Assim, foi possibilitada uma redução mais substancial do preço da eletricidade no Brasil (20% na média), atendendo a uma demanda antiga da sociedade brasileira. Essa redução adicional da tarifa de eletricidade contribui para uma maior aceitação política da prorrogação das concessões.

As empresas de geração, que foram duramente impactadas pelas medidas, têm externado seu descontentamento. O principal argumento das empresas de geração é que a capacidade de investimento das empresas será reduzida, o que pode comprometer a expansão do parque gerador e implicar em redução do pessoal empregado. Segundo essa visão, ao se apropriarem da renda inframarginal, as empresas de geração teriam a musculatura financeira para garantir a continuidade da expansão. No entanto, aparentemente, o governo brasileiro entendeu que essa alocação não é adequada e que os consumidores devem se apropriar dessa renda.

Referências:

MME, Concessões de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – Perguntas e Respostas. Setembro 2012. Disponível em www.mme.gov.br

Brasil, MEDIDA PROVISÓRIA Nº 579, DE 11 DE SETEMBRO DE 2012. Disponível em http://www.planalto.gov.br

Instituto Acende Brasil, White Paper 5: Concessões do Setor Elétrico: Alternativas de Políticas Públicas. Disponível em www.acendebrasil.com.br

Losekann, L., Oliveira, A. e Silveira, G., Security of Supply in Large Hydropower Systems: The Brazilian Case. In Evans, J. e Hunt, L. (ed) International Handbook on the Economics of Energy. Cheltenham (UK): Edward Elgar Publishing. 2009.

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  1. Na realidade, quem se apropriou dessa renda foi o mercado livre que se viu “presenteado” com energia quase gratúita em 25% e 50% dos contratos iniciais nos dois primeiros anos a partir de 2003. Como o mercado havia caido 15%, energia assegurada hidráulica foi capturada até R$ 4/MWh nesse nicho. Mesmo depois do leilão de energia velha, ao final de 2004, as estatais ainda tinham sobras. Apenas FURNAS ficou com 2.000MWmed/ano de 2003 a 2006 sendo remunerados a PLD. Não é a toa que o número de industrias e outros agentes no ACL passou de 5 para 742!
    O mais bizarro é que, desde 2003, só os preços das estatais caem. No entanto, no mesmo período, tanto as tarifas industrial e residencial explodiram. Se isso não é um indício de que há outras razões para tal comportamento, o setor precisa urgentemente fazer um diagnóstico profundo sobre o modelo.

    • Parabens Roberto pela argumentação
      TÉRMICAS NA BASE AFINAL
      Foi o uso intensivo de reservatórios – com térmicas e outras fontes à disposição – que levou à atual falta de água nos reservatórios.
      Apesar de ter predominância de hidroelétricas – 70% segundo Roberto Pereira D’Araújo do MME – as usinas geram 90% da energia e apenas metade da sua capacidade térmica.
      Se as térmicas tivessem entrado em operação antes – ou melhor, se nem fossem desligadas antes de outubro – a situação hoje seria outra. Hoje as usinas são contratadas por disponibilidades. Ficam paradas à espera de um chamado do ONS. (Luiz Pinguelli Rosa).
      Ora, 20 GWmed de energia, gerados por 20GW de capacidade instalada de térmicas não podem ficar paradas a maior parte do tempo a espera do chamado do ONS. È uma quantidade expressiva de energia, 1/3 da energia gerada por hidroelétricas em condições normais.

      Tomemos o exemplo de Roberto Araujo: um sistema com 70 GW de CI em hidroelétricas e 20GW em termoelétricas.
      As térmicas, com FC=1, podem gerar: 20 GWmédio ou 1/3
      As hidros, com FC=.55, geram: 40 GWmédio ou 2/3
      Total de geração térmica: 60 GWmédio ou 1/1
      90% por hidroelétricas: 54 GWmédio
      10% por térmicas : 6 GWmédio
      Isso só poderia acontecer com a utilização intensa dos reservatórios o que ocasionou o rápido esvaziamento. Por esta razão as térmicas foram ligadas – por precaução – em outubro, quando nunca deveriam ter sido desligadas.
      Aqui há uma diferença de 14 GWmedio fornecidos a mais por Hidroelétricas e fornecidos a menos térmicas.
      Hidroelétricas passaram de 40 para 54 GWmedio, enquanto térmicas reduziram de 20 para 6 GWmedios.

      Não se trata mais de um sistema complementado por um punhado de hidroelétricas antigas a vapor, mas de um sistema hidrotérmico com forte presença de térmicas.
      Para que continuem existindo essas antigas térmicas a vapor de baixo rendimento precisam ser melhoradas para que continuem funcionando com maior rendimento do conjunto. Para tanto, basta que sejam acopladas à térmicas a gás de alto rendimento e que – acima de tudo – aproveite todo o calor dos gases para finalidades térmicas.
      O mesmo se pode dizer das novas térmicas a gás. Precisam estar combinadas à indústria que aproveite a energia dos gases de escape: cimenteiras, fábricas de papel e celulose, indústria cerâmica, etc.

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