Grupo de Economia da Energia

Distribuição 2.0: As “utilities” do futuro

In energia elétrica on 16/03/2015 at 00:15

Por Michelle Hallack e Miguel Vazquez

miguel032015A discussão sobre o novo papel das empresas de utilidade pública de energia (utilities) vem ganhando espaço e preocupação no meio acadêmico, das políticas públicas e das empresas.  As transformações tecnológicas recentes e potenciais, como o crescimento da geração distribuída e o desenvolvimento de baterias (seja anexada aos veículos elétricos ou não) vão transformar características básicas da indústria elétrica.

Os livros textos sobre indústria elétrica geralmente caracterizam a energia como um bem não estocável cuja geração possui economias de escala relevantes e os agentes são inelásticos à variação de preço (ao menos no curto prazo). A queda dos custos das baterias, o desenvolvimento de redes e aparelhos inteligentes (capazes de responder automaticamente a preços) e a geração elétrica descentralizada (solar, cogeração a gás, etc.) transformarão a indústria elétrica. A rapidez com que este processo ocorrerá ainda é incerta e em alguns países e regiões observamos transformações maiores do que em outros.

Exemplos de projetos na Austrália, Alemanha, Califórnia, Japão (dentre outros) apontam para uma transformação em breve da indústria. Neste contexto será necessária uma transformação profunda no comportamento dos agentes e nas regras que regem estes comportamentos. A regulação tende a ser conservadora, no sentido que tende a ser reativa e assim a sua transformação responde a questões/problemas levantados na indústria. Ademais, os processos de mudanças regulatórias relevantes para que sejam legítimos e não causem incertezas devem ser cautelosos e negociados entre os diversos agentes interessados. Portanto, acreditamos que o processo de reflexão estrutural sobre os impactos e as potenciais soluções para a transformação da indústria se torna cada vez mais urgentes.

No âmbito da regulação, admite-se sempre certo grau de simplificação da realidade a fim de aumentar a generalização, facilitar a aplicação e diminuir custos. As regras, se consideradas todas as especificidades, seriam definidas caso-a-caso e perderiam parte do seu objetivo de coordenar os agentes. Mas quando há mudanças relevantes na indústria, simplificações (hipóteses-base) utilizadas nos modelos de regulação (que até então não impactavam de maneira significativa o resultado) podem deixar de ser negligenciáveis e, se mantidas, podem causar distorções acentuadas nos incentivos da indústria. Uma das principais estruturas regulatórias que precisará ser revista são as tarifas de remuneração do sistema de distribuição de eletricidade.

A remuneração das distribuidoras representa cera de 20% das receitas tarifárias (variando de acordo com país e região). As tarifas de uso do sistema de distribuição podem ser pensadas como a interação do regulador com os dois lados do negócio: usuário e distribuidor (como representamos na figura 1). Por um lado, as tarifas fazem a interface do regulador com o proprietário da rede. Os proprietários da rede devem ser remunerados pelo seu negócio de maneira que tenham incentivos a investir de maneira eficiente; i.e. que não tenham incentivos para subinvestir estrategicamente (menor capacidade, maior preço), nem que sejam desincentivados ao investimento por medo de comportamentos oportunistas (após o investimento não rentabilizar o capital afundado).

Esta remuneração dos ativos se compõe de: (a) a remuneração que se considera justa e (b) a divisão entre o risco que a empresa deve gerir e o risco que fica com o regulador. Note que frequentemente se interrelacionam, visto que o valor da remuneração eficiente depende do risco que a empresa corre. Por exemplo, em uma regulação do tipo “preço teto” o empresário incorre em risco maior do que em uma regulação do tipo “custo de serviço”. Ademais, o grau e o tipo de risco que se assume que a empresa é capaz de gerir impactam não só a quantidade de investimento, mas também o tipo de investimento e o tipo de empresa que se interessa pelo negócio.

Por exemplo, a regulação em que se assumem riscos muito baixos atrae frequentemente empresas que objetivam remunerações estáveis de longo prazo como alguns fundos de pensões. A regulação que permite e remunera altos riscos atrai empresas com perfil distinto, por exemplo, empresas com negócios complementares. A regulação que permite e remuneram os riscos gerenciáveis interessam mais as empresas especializadas no setor (as utilities). Devido a que a situação, os trade-offs e as regulações estão mudando, um dos cenários é o que se chama de “fim das utilities”: o negócio da distribuição fica na mão de empresas de perfil financeiro.

Com as potenciais mudanças tecnológicas e necessidades da rede de distribuição a definição da gestão de risco deve entrar em pauta. A esperada mudança de fluxos na rede demandará um novo conjunto de ativos, por um lado para balancear e gerir estas modificações, por outro para permitir que sejam medidos e passíveis de serem contratualizados. Quem fará estes investimentos, quem correrá os riscos e como serão remunerados ainda são questões relevantes e não respondidas. Tais respostas impactarão no potencial e rapidez de transformação do setor, na definição do papel da distribuidora no novo cenário e nas características dos ativos que serão adicionados a rede.

Figura 1: Regulação das tarifas de uso das redes – módulos para análise

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Fonte: Elaboração própria

Ademais, como descrito na figura 1, a definição da repartição dos custos da rede (que será paga para empresa que oferece o serviço) entre os usuários é outro pé importante da regulação das tarifas. As tarifas são sinais econômicos para os usuários, tais sinais podem levar ao uso eficiente das redes (e investimentos eficientes em estruturas alternativas) ou gerar distorções importantes.

A localização, a quantidade e a frequência em que um agente usa a rede impacta diferentemente nas necessidades de investimento em infraestrutura. Por exemplo, a garantia da distribuição em locais diferentes implica custos diferentes. Quando decidimos investir (ex ante), locais com maior densidade populacional gera menor custo por unidade. O aumento do volume de consumo aumenta o custo, menos que proporcionalmente pela quantidade de serviço oferecida. No momento em que a rede já foi construída e o uso está próximo do limite (dada a infraestrutura) o aumento de densidade ou de volume de consumo aumenta mais que proporcional o custo do serviço.

A visão do desenho de tarifas de distribuição tradicional se pode resumir mediante a frase (caricatural): “A influência dos custos da rede é irrelevante perante as decisões do consumidor, portanto não existe lugar para a coordenação entre sinais de rede e de consumo”. Este raciocínio leva a propor soluções como as tarifas de “selo postal” ou soluções derivadas de modelos de precificação de monopólios (e.g. tarifas de Ramsey).

Com este novo cenário, as simplificações se tornaram mais custosas visto que haverá um aumento da heterogeneidade dos agentes (os usuários impactarão a rede de diferentes formas). Modelos mais próximos do postal deverão causar muitas mais distorções do que no atual modelo. Por outro lado, a diferenciação deverá ser pensada com cuidado, uma vez que ela deverá considerar o atual custo do sistema (mesmo que o agente use pouco o sistema, se ele precisa da segurança do mesmo este incorre nos custos fixos do mesmo), mas se os incentivos forem distorcidos pode gerar efeitos bola neve que podem ser economicamente ineficientes[1].

Existem hipóteses básicas do desenho de tarifas de distribuição tradicional que estão sob questão. Antes o uso do sistema de distribuição para consumir energia não era uma opção. As novas tecnologias inteligentes e de autoprodução objetivam aumentar as opções dos agentes. A consequência é que precisamos de uma nova regulação da distribuição, que parta de novas hipóteses e inclua novas questões.

Três modelos básicos estão à disposição, e no futuro próximo um deles (ou uma combinação deles) deverá ser escolhido: ou (i) os sinais associados às novas redes de distribuição são dados nas tarifas (com a consequente dificuldade no desenho e uso das tarifas); ou (ii) o regulador fica com a maior parte do risco (fazendo de muitas atividades de distribuição um negócio de pouco risco e custo de capital não tão elevado, pouco adequado para utilities); ou (iii) parte do novo risco da distribuição fica com as distribuidoras. Uma grande parte da distribuição 2.0 se decidirá nesta escolha. Esperemos que as discussões sejam tão intensas quanto a mudança que representam.

[1] Pode-se imaginar um efeito de economia de densidade inverso, a saída dos agentes da rede de distribuição pode encarecer a rede para os remanescentes gerando incentivos que estes saiam sucessivamente.

Leia outros textos de Michelle Hallack no Blog Infopetro

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