Grupo de Economia da Energia

O planejamento elétrico 20 anos depois da reestruturação: Como os nossos pais?

In energia elétrica on 06/10/2014 at 00:30

Por Miguel Vazquez

miguel102014Minha dor é perceber/que apesar de termos feito tudo o que fizemos/nós ainda somos os mesmos/e vivemos como os nossos pais.

Tanto no Brasil quanto internacionalmente, uma das questões que normalmente tende a se driblar no processo de reestruturação é como coordenar a tomada de decisões de longo prazo. No começo dos anos 1980, os economistas do MIT tinham um plano perfeito para introduzir concorrência nos sistemas elétricos. Joskow e Schmalensee publicaram o “Markets for Power” [1], pilar de muitos processos futuros de reestruturação, em 1983. Os engenheiros do MIT, por sua vez, se encarregaram de fazer com que a realidade não estragasse um bom modelo: Schwepee e o seu grupo desenvolveram a metodologia de precificação de eletricidade [2]. Eles deram uma solução para as dificuldades associadas aos mercados de curto prazo na presença de redes elétricas.

Nessa abordagem, se supõe que o planejamento é coordenado automaticamente desde que o curto prazo funcione corretamente.  Com a precificação de Schwepee, em princípio, tudo funciona corretamente, tudo fecha. É daí que surge o esquema que ainda hoje sobrevive em muitas das discussões do setor elétrico: o transporte de eletricidade é um negócio regulado, e a regulação deve conseguir criar uma commodity “eletricidade” que seja trocada facilmente por geradores e consumidores em regime de mercado de curto prazo. Desse modo, o longo prazo será resolvido por um bom mecanismo de curto prazo.

Contudo, nenhum sistema na atualidade responde a essa lógica de maneira pura, e há fracassos famosos de sistemas que confiaram nessa fórmula. Vamos mostrar, historicamente, como de forma progressiva os sistemas de todo o mundo foram introduzindo mecanismos complementares ao mercado para lidar com o problema do curto-longo prazo. E vamos mostrar como, em grande parte do mundo, a ideia de introduzir algum tipo de contratação de longo prazo que permita ao mercado escolher a matriz energética está sendo abandonada. Depois desse percurso histórico, veremos como o Brasil encaixa na visão.

1982

Ainda com o modelo de Boston sendo analisado, o Chile implantou o primeiro mercado elétrico. O processo de oferta estava fortemente monitorado e o equilíbrio do mercado era alcançado através de um modelo de despacho plurianual. A ênfase era a tomada de decisões de investimento (longo prazo) em um ambiente liberalizado e o preço era o custo marginal (de curto prazo). Entretanto, no processo de implantar o mercado notaram um problema que não havia sido levado em conta: a central marginal não recuperava os custos de investimento. Adicionaram então, sem maiores justificativas, o que seria o primeiro pagamento por capacidade da história.

1992

A popularização das liberalizações elétricas começou um pouco mais tarde, nos anos 1990, com Grã Bretanha, Argentina e o pool americano PJM (Pennsylvania, New Jersei e Maryland). A discussão, seguindo de alguma forma a tradição do MIT, considerava que as decisões de desenho relevantes estavam associadas com o curto prazo, e que se este fosse desenhado corretamente, o planejamento ótimo seria um resultado desse desenho. Verdade que o modelo teórico não se encaixava perfeitamente na realidade, mas havia a crença de que bastaria adicionar um detalhe no desenho e tudo ficaria pronto.

Nesse contexto, a Grã Bretanha não usou pagamentos por capacidade, mas “capacity adders” (incrementos dos preços da energia para compensar as centrais disponíveis, mas não despachadas). Na Argentina se justificou pela primeira vez o uso de pagamentos por capacidade. Eram custos associados a uma restrição do regulador: ele prefere sobre-capacidade a capacidade ótima [3]. Foi o primeiro argumento de segurança de suprimento. No PJM, por sua vez, se desenvolveu o primeiro mercado de capacidade. Ele era uma extensão, em realidade, de restrições sobre a margem de reserva das utilities públicas que existiam antes da liberalização. Nessa época, as plantas de geração a gás em ciclo combinado (CCGTs) eram uma tecnologia nova e barata, portanto o problema da decisão de investimento não se colocava: a escolha era relativamente clara e óbvia.

Ao longo dos anos 1990, vários sistemas seguem o processo de liberalização, e seguindo a visão da época, se focam na troca de curto prazo e deixam que os agentes coordenem o longo prazo. Reestruturações da época vão além e ignoram qualquer mecanismo adicional de planejamento, confiando na troca spot para ajustar o planejamento do investimento. O tema principal era então o poder de mercado. Visto que o sistema da Grã Bretanha colapsou pelo exercício de poder de mercado com os “capacity adders”, se concluiu que as regras da troca de curto prazo eram relevantes, e deviam ser relativamente simples. Escandinávia (NordPool), Austrália e a Califórnia são experiências da época. Caracterizam-se essencialmente por uma contestação ao sistema de preços nodais do PJM. A visão deles era que muitos preços têm o risco de manipulação, como mostrou o caso da Grã Bretanha.

1998

Espanha liberaliza e não segue a Grã Bretanha e sim a Argentina: implanta pagamentos por capacidade. Itália segue a Espanha e implanta pagamentos por capacidade. Na Colômbia, durante o processo de desenho do futuro mercado elétrico, são propostas as reliability options [6], com os mesmos princípios das “call options” implantadas no Brasil: são mecanismos baseados na obrigação para os agentes de contratar energia no longo prazo. Aparece pela primeira vez uma justificativa para o problema do planejamento baseada nas dificuldades de coordenação intertemporal. No entanto, a Colômbia escolhe pagamentos por confiabilidade: a capacidade não é a medida de segurança de suprimento; a medida é a energia. Detectam-se problemas e se propõe uma reforma que tardaria em chegar.

2000’s

Contrário ao plano inicial, nenhum dos sistemas do “só-preço-spot” manteve o esquema por muito tempo: NordPool confiou na compra de centrais de reserva controladas pelo operador da rede (intervindo no preço diretamente). A Califórnia se manteve sem mecanismo de longo prazo e colapsou. Como consequência, quase todos os mercados americanos incluíram um mercado de capacidade, incluindo a própria Califórnia. Ademais, em 2002 começa a acabar o dash-for-gas e todos os sistemas térmicos começam a se perguntar se há suficientes incentivos para o investimento (será que o planejamento é dado pela troca de curto prazo?). NordPool em 2002 abandona o plano de “só-preço-spot” e implanta mercados de reservas de longo prazo. Aparece a justificativa pela primeira vez de que o problema do planejamento baseado nos mercados spot estava associado com a falta de liquidez nos mercados de reservas. Grã Bretanha segue o NordPool, com a diferença de que é o operador do sistema quem compra as reservas. Mais tarde começam a se popularizar os esquemas baseados na contratação regulada de longo prazo, New England em 2006 ou Colômbia em 2007. Alternativamente, aparece a justificativa do “missing money”, criada por Cramton e Stoft [4] e depois popularizada por Joskow [5].

Hoje

Vários países sem mecanismos de capacidade estão discutindo a sua implantação, incluindo França e Alemanha. De fato, existe uma grande movimentação para desenhar mercados de capacidade conjuntos para toda a União Europeia, e as soluções propostas estão cada vez mais longe do plano inicial “só-preço-spot”. O exemplo mais claro são os contratos por diferenças da Grã Bretanha: o regulador assina um contrato de longo prazo (30 anos) com as centrais, e esses contratos são diferentes para cada tecnologia.

Resumindo, a ideia original de que os mercados de curto prazo são suficientes para coordenar o planejamento elétrico não parece possível. Vários mecanismos têm sido considerados, dependendo do diagnóstico feito para o problema: pagamentos por capacidade, mercados de capacidade, contratação de reservas, e obrigações de contratar no longo prazo.  As duas primeiras são soluções regulatórias mais o menos padrão: regulação por preço (pagamento por capacidade) ou por quantidade (mercado de capacidade ou de reservas). A última tentava ser um mecanismo menos “invasivo”, desenhado só para ser um hedge das centrais de ponta (frequentemente CCGTs).

Em outras palavras: ok, concordamos que os preços de curto prazo não são suficientes; ok, existem diferentes formas de intervir. Mas o que queremos implantar mediante a intervenção? Uma das bases da liberalização foi uma forte descrença dos mecanismos centralizados (estatais ou privados) como mecanismos eficientes de decisão. O fato do mecanismo de preço de curto prazo não funcionarem como esperado, não elimina o problema que tínhamos antes. Talvez, a questão que se coloca seja, como planejar? Como descentralizar e coordenar?

O Brasil

E o Brasil, se encaixa onde? O Brasil é muito particular no que tange à sua matriz energética, mas não é tão particular no que tange aos esquemas de organização do setor, especialmente depois da reestruturação. Também no Brasil se ignoram inicialmente as dificuldades do planejamento baseado unicamente no preço spot. Também no Brasil apareceu o problema de falta de investimento na década dos 2000. Também o Brasil teve reformas depois da crise, e de fato, a solução para a crise foi a primeira experiência mundial com as reliability options [7] (na verdade, o esquema brasileiro não era o de reliability options, porque as decisões de geração não estavam na mão dos agentes; mas a ideia geral que muitas vezes se entende é que o leilão só facilita a tomada de decisões, não intervém nela). Neste sentido, o Brasil está agora no foco das agendas reguladoras do mundo: o modelo brasileiro é um exemplo que está sendo considerado por todos. A última reforma britânica, em concreto, consiste em um modelo de contratação de usinas com muitas similaridades com o brasileiro.

O que o Brasil pode ensinar à Grã Bretanha (e ao resto do mundo)? Provavelmente, que o esquema de contratação não é suficiente. Precisa-se de planejamento. O repasso acima deixa pelo menos uma lição clara: não é sábio deixar os inimigos nas costas. O raciocínio tradicional evita os problemas de planejamento associados ao modelo mercado, mas o problema não desaparece. No Brasil, como no resto do mundo, o desenho de mecanismos que coordenem os agentes para que planejem o longo prazo é o ponto central em pauta.

Originalmente, as escolhas do planejamento no Brasil foram relativamente claras: a aposta foi energia hidráulica complementada com grandes reservatórios. Essa opção parece estar chegando ao seu limite e é preciso estudar quais as alternativas. A obrigação de contratar no longo prazo (o modelo brasileiro) não parece ser capaz de resolver essa questão. Os mecanismos devem estar baseados em análises de custo-benefício detalhados, normalmente complexos, e que estão longe de poderem ser representados mediante um índice simples sobre o qual definir contratos (ICB).

Ou seja, estamos no momento de decidir: ou se melhora o ambiente de contratação de longo prazo para que o mercado planeje (ninguém sabe bem como isso pode ser feito, a Austrália poda ser um caso interessante); ou se planeja antes da contratação, com mecanismos adequados que envolvam os diversos agentes sociais (desde as comunidades afetadas, aos consumidores grandes e pequenos e as empresas do setor).

Referências:

[1] Joskow, P. and R. Schmalensee, Markets for power. 1983: MIT Press.

[2] Schweppe, F.C., et al., Spot pricing of electricity. Kluwer Academic Publishers, 1988.

[3] Perez-Arriaga, I.J. and C. Meseguer, Wholesale marginal prices in competitive generation markets. IEEE Transactions on Power Systems, 1997. 12(2).

[4] Cramton, P. and S. Stoft, The convergence of market designs for adequate generating capacity, 2006, Manuscript.

[5] Joskow, P.L., Competitive electricity markets and investment in new generating capacity, 2006, MIT.

[6] Vázquez, C., M. Rivier, and I.J. Perez-Arriaga, A market approach to long-term security of supply. IEEE Transactions on Power Systems, 2002. 17(2): p. 357.

[7] Bezerra, B., et al. Energy call options for generation adequacy in Brazil and assessment of Gencos bidding strategies. In IEEE General Meeting. 2006.

Leia outros textos de Miguel Vazquez no Blog Infopetro

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