Grupo de Economia da Energia

O PEMAT e os desafios relacionados à decisão de investimento em gasodutos

In gás natural on 10/11/2014 at 00:15

Por Michelle Hallack e Miguel Vazquez

michelle112014Desafios no estabelecimento de mecanismos de decisão sobre o calculo do investimento em gasodutos podem ser observados em muitos países. Discordâncias na determinação de quanto, quando e onde investir no transporte em gás não são uma exclusividade brasileira. Diferentemente das jabuticabas, esses desafios e discordâncias sobre a definição do investimento em infraestruturas de transporte de gás no Brasil são observados em vários países. Neste contexto, a discussão sobre o PEMAT (Plano de Expansão da Malha de Transporte) brasileiro pode ser vista como parte de uma discussão mais ampla sobre possíveis mecanismos para fazer face aos desafios relacionados à decisão de investimento em gasodutos.

Atualmente, discussões deste gênero são frequentes nos países Europeus, em alguns Estados Norte-Americanos (como New England) e países sul-americanos (como a Colômbia). Nestes casos, a inclusão massiva da geração térmica a gás natural combinada com a volatilidade da demanda de ponta (causada por questões climáticas inesperadas e/ou por massiva inclusão de renováveis no sistema) potencializou os desafios dos modelos inicialmente adotados.

Esta postagem chama a atenção para alguns mecanismos e algumas propostas internacionais relacionadas aos mecanismos de decisões de investimento de transporte de gás natural. Estes mecanismos, se pensados no contexto nacional, levando em conta suas especificidades, podem ser fontes de inspiração tanto para a adoção de alguns mecanismos quanto para a rejeição de outros[1].

Estados Unidos: Desafios e propostas em um modelo contratualizado      

Nos Estados Unidos a lógica dos investimentos em gasodutos interestaduais foi construída de forma clara e é considerada em grande medida um sucesso. Os gasodutos para serem autorizados precisam provar que são necessários para a sociedade. A forma mais frequente de se fazer isto é através de estabelecimento de contratos de longo prazo com potenciais usuários. A regulação garante que o dono do gasoduto não possa transportar seu próprio gás (separação dos interesses do transportador em relação aos do proprietário do gás).

Por outro lado o regulador garante que as tarifas sejam estabelecidas de maneira a cobrir os custos dos gasodutos (que vendem seus serviços em contratos que frequentemente duram 10 ou 15 anos). Neste sistema a sobrecapacidade não é valorizada e os riscos são alocados principalmente aos usuários do sistema que contratam capacidade. Este sistema é visto como um sucesso por muitos, porque permitiu desenvolver, com certa rapidez, uma malha de transporte de gás malhada e que, em grande medida, permitiu o recente boom do gás não convencional.

Tal modelo começou, no entanto, a trazer desafios à massiva integração de térmicas a gás em algumas regiões do país. Um exemplo disso pode ser observado em New England. No último inverno os preços do gás natural aumentaram muito, se comparados com as médias de preços nacionais. A principal causa apontada foram gargalos no transporte de gás para a região. Este contexto gerou uma grande preocupação com a confiabilidade do sistema elétrico, que na ausência de gás direcionado ao setor pode sofrer graves restrições.

Do ponto de vista do sistema de gás natural, a confiabilidade exigida se refere ao cumprimento dos contratos firmes assinados. Desta perspectiva, o setor de gás não identifica nenhum problema de segurança, uma vez que os contratos firmes estão assegurados.

Do ponto de vista do sistema elétrico, visto a incerteza em relação ao despacho, as centrais termoelétricas não estão dispostas a assumir o risco de comprar capacidade firme de longo prazo. Na perspectiva do sistema elétrico, o operador do sistema é o responsável pela garantia do sistema de transporte e operação das redes. Cabe às geradoras o negócio de produção elétrica de acordo com o mercado elétrico. Quando as geradoras são despachadas elas vão ao mercado comprar gás e capacidade de transporte. Contudo, mesmo com um mercado secundário de capacidade transporte desenvolvido, que permite realocação da capacidade existente, não há garantia que o agente elétrico vá conseguir adquirir a capacidade necessária. Por outro lado, estes contratos/demandas de curto prazo não se encaixam no modelo de investimento dos gasodutos americanos. Estes contratos de curto prazo geram um aumento de preços temporários do serviço de transporte, contudo, da perspectiva dos gasodutos, não cobrem os risco de volume diretamente.

Neste contexto, poderia surgir um agente que estivesse disposto a incorrer nos riscos para arbitrar comprando capacidade de longo prazo para revender no curto para o sistema elétrico. Contudo, no contexto estudado, os riscos/benefícios não levaram os agentes privados a entrar no negócio. Isto é, não geraram garantias de investimentos suficientes para atender os critérios de confiabilidade requeridos pelo sistema elétrico[2].

O mecanismo que está sendo discutido, e parece que aceito em grande medida, é a compra de capacidade de transporte de gás natural através de contratos de longo prazo pelo operador do sistema elétrico. O operador do sistema elétrico é um agente regulado e responsável pela operação do sistema e pela seguridade do mesmo. As vantagens deste mecanismo é a manutenção da lógica histórica da regulação de gás natural aplicada a nível federal, a rapidez que se pode colocar em prática o mecanismo e o uso das informações do operador do sistema elétrico na determinação da capacidade requerida.

Algumas críticas potenciais podem ser feitas a tal mecanismo e dependerá na prática de como ele for aplicado. Por um lado, a compra por um agente regulado de capacidade de transporte pode levar a um sobreinvestimento (o que significa sobrecusto para o sistema elétrico). Ademais, estes agentes, dependendo do esquema regulatório que será aplicado, podem não ter incentivos para vender a capacidade quando não utilizada no curto prazo isto levaria a uma queda da eficiência na alocação de recursos no sistema de gasodutos.

Europa: Desafios e propostas em um modelo com planificação regulada

No caso dos países Europeus os investimentos nas redes de gasodutos são feitos pelos operadores de sistema de gás a partir de uma aprovação prévia do regulador. Com o processo de liberalização, separação e regulação do transporte de gás natural o desafio relativo ao planejamento ganhou novos contornos e se tornou público. Quanto, quando e onde investir no sistema de transporte na ausência de contratos de longo prazo se tornou um desafio no sistema de entrada e saídas (virtual hub) típico dos países Europeus.

Em um primeiro momento se pensou que uma forma de resolver o problema seria realizar open seasons uma espécie de licitação de demanda de capacidade de entrada no sistema de gás, cujo preço seria regulado. Há também leilões, cujo preço da capacidade seria estabelecido no processo, supondo um preço de reserva. O objetivo deste sistema é revelar a informação do carregador de gás sobre sua demanda de serviços futuras. O processo de conseguir esta informação de maneira crível deveria passar, de alguma forma, pela apropriação de parte dos riscos pelos carregadores. O que se observou é que a demanda neste processo foi muito inferior à esperada e foi considerada insuficiente para determinação do plano de investimento.

Neste contexto seguiu-se realizando planos de investimentos pelo operador do sistema que deveriam ser aceitos pelos pelo regulador nacional. Estes planos devem considerar os resultados das open seasons e leilões, mas devem ser capazes de inserir elementos a partir dos cenários de ponta da expectativa de demanda. Este planejamento se tornou o ponto central do desenvolvimento da capacidade para atender as demandas de gás nacionais. Contudo se identificou que estes planejamentos tinham dificuldade de incorporar as demandas políticas (de política energética e ambiental). Estas demandas vinham principalmente dos objetivos políticos da União Europeia, por exemplo: objetivos de integração do mercado, segurança de suprimento e inserção de energia mais limpas.

Esta constatação levou a inclusão de um novo elemento no mecanismo de decisão de investimento em gasodutos: a definição de projetos de interesse comum (Projects of Common Interest Project). A Comissão Europeia escolhe através de um mecanismo detalhado e público de Analise Custo Benefício projetos de investimento prioritários. A escolha dos projetos esta baseado na criação de índices para medir o impacto das infraestruturas para atingir os objetivos definidos pela política. Os projetos que tenham maior benefício relativo recebem diversos incentivos da Comissão que incluem facilidades importantes de financiamento e arranjos especiais de pagamento da infraestrutura.

O modelo de investimento em infraestrutura europeu pode ser visto hoje como um tripé em que diferentes informações/interesses são considerados: (1) interesse/informação dos carregadores que objetivam garantir capacidade em algumas regiões específicas (Open Season); (2) interesse/informação dos operadores do sistema de gás através dos planejamentos de investimento baseado nas suas previsões de demanda de investimento nos próximos dez anos (Ten Years Development Plan) que são aprovadas ou vetadas pelos reguladores nacionais; (3) interesses/informações da Comissão Europeia através do mecanismo de projeto de interesse comum em que incentivos são dados para os investimentos em projetos que atendam a estes interesses.

Note que estes três diferentes mecanismos interagem complementando-se entre si, mas também gerando algumas estratégias negativas. As questões relativas às complementaridades institucionais e interação dos incentivos são relevantes e podem representar, em certa mediada, um desafio ao tripé. A explicação dos mecanismos de transmissão de incentivos entre os mecanismos, contudo, necessitaria de outra postagem.

Alguns elementos para pensar

O desafio na determinação dos investimentos em gasodutos de transporte de gás natural está longe de ser uma jabuticaba. Isto é, não é um desafio unicamente do caso brasileiro. Claramente, temos especificidades, mas alguns elementos poderiam ser considerados para pensar a realidade brasileira.

Um deles é a coordenação do sistema elétrico e de gás natural. Na ausência de um operador do sistema de gás natural, um arranjo institucional possível poderia ser através de uma contratação de capacidade de transporte de gás pelo operador do sistema elétrico. Quais as potenciais vantagens e desvantagens? Atualmente, não existe um mecanismo claro e publico da alocação dos riscos e custos das termoelétricas relativos à capacidade (volume/localização/características) do transporte de gás natural. Atualmente os riscos/custos relativos à capacidade para abastecer o sistema elétrico está, em grande medida, na mão/bolso dos usuários do sistema de gás. Vantagens e desvantagens desta repartição de risco/custos deveriam ser melhor consideradas.

Por outro lado, se o novo modelo de investimento em gasoduto pretende fazer um planejamento centralizado com o PEMAT, devemos nos perguntar se o mecanismo de obtenção de informações do mesmo inclui todos os agentes e todas as informações relevantes. A busca por um modelo de planejamento nos países europeus nos últimos 15 anos parece mostrar que o processo é complicado e deve envolver diferentes esferas. No caso Europeu, as open seasons, que foram pensadas a priori como um bom sistema para revelar a preferência dos usuários por  demanda de capacidade, se mostraram insuficientes. Por dois motivos: (a) os usuários potenciais não tinham todas as informações relevantes no que se refere às características da rede (conhecidas pelo operador do sistema) e (2) não incorporavam os objetivos políticos (como integração de mercados e inclusão de renováveis na matriz elétrica). Somente com a inclusão de mecanismos que incluam as informações destes outros agentes, grande parte dos projetos pode ser incorporada no planejamento e nos planos de investimentos. Ademais, temos que considerar também que os agentes podem agir estrategicamente, não revelando a informação privada para ganhos próprios. Por exemplo, manter um congestionamento evitando novos entrantes.

O que se observa no cenário internacional é que a decisão de quanto de capacidade de transporte e onde construir é uma decisão econômica complexa e que envolve diferentes agentes e setores. Neste sentido, a busca de escolher um mecanismo de tomada de decisão do investimento parece como elemento central. Este mecanismo determina quais agentes e interesses são incluídos no calculo dos investimentos e como estes riscos e custos serão alocados. Nesta perspectiva, o problema muda de foco, o debate não é o resultado em si do mecanismo, mas sim como se combina os diferentes interesses (informações, incentivos, objetivos…) que devem ser considerados.

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[1] Esta postagem está baseado no capítulo que os autores prepararam para o livro “The Rutledge Companion to Network Industries”, atualmente no prelo. Esse trabalho se apoia, por sua vez, na análise dos modelos internacionais de regulação discutidos no Programa de Treinamento em Market Design na Florence School of Regulation

[2] Note que esta discussão parece retomar as motivações de mecanismos de capacidade (capacity markets, reliability options…) típicas do mercado elétrico, mas agora incluindo uma infraestrutura adicional transporte de gás.

Leia outros textos de Michelle Hallack no Blog Infopetro

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