Dúvida sobre a eficiência do modelo do setor elétrico

Durante todo o século XX, em todos os países, o setor elétrico teve como estrutura institucional suprimento por monopólios regulados. No início do século, as cidades tinham seu suprimento de eletricidade por uma concessionária (pública ou privada) que tinha como responsabilidade suprir eletricidade a quem solicitasse com confiabilidade e tarifas reguladas, normalmente por uma comissão que em muitos países incluía participação de consumidores. Com o progresso e crescimento econômico, o mais comum passou a ser a concessionária ser responsável pelo suprimento de uma maior região; em alguns países um estado, ou província.

Do ponto de vista técnico, a geração evoluiu e passou a incluir hidrelétricas e termelétricas a carvão, depois óleo, depois gás natural e progrediu de ciclo a vapor e combinado. Surgiu a transmissão em alta tensão, seguida da extra alta tensão e transmissão em corrente contínua. O sistema de transmissão passou a incluir sofisticações para controle de tensão e controle de carga.

As diversas concessionárias interligaram seus sistemas e introduziram controle automático da geração e interligação incluindo os controles de tensão e frequência para o sistema interligado.

Tudo isso com cada concessionária tendo total responsabilidade sob sua área de concessão.

O Sistema Regulatório tinha como base os contratos de concessão que especificavam os termos sob os quais as concessionárias deveriam atender o público, por exemplo, duração do contrato, tarifa, qualidade do serviço e definiam um conjunto de direitos, obrigações e benefícios mútuos; em suma, um contrato entre a concessionária e a sociedade, supervisionado pelo órgão regulador.

As concessionárias aceitavam a obrigação de atender a todos no território de serviço, com tarifas – preços regulamentados, suficientes para recuperar seus custos incorridos de forma prudente, incluindo seu custo de capital. Esses custos eram comprovados e aprovados pelo regulador. Os investidores se baseavam nessa estrutura regulatória para decidir sobre o financiamento da concessionária, comprando suas ações e, ou títulos e assumindo o risco de financiamentos externos à empresa.

A justificativa do interesse público para esse esquema baseava-se na premissa, em primeiro lugar, que o serviço de energia elétrica é indispensável para o funcionamento da nossa sociedade moderna e, em segundo lugar, que sem apoio regulatório, a concessionária não conseguiria levantar as somas de capital necessárias para construir a infraestrutura necessária para atender o público.

No Brasil, além de empresas verticalmente integradas com geração, transmissão e distribuição (várias estaduais e algumas privadas), existiam também empresas integradas apenas de geração e transmissão (federais). A venda de eletricidade entre as geradoras e distribuidoras era por contratos de vários anos, comprometendo-se a geradora com a qualidade e nível de continuidade do suprimento (portanto as reservas necessárias e os controles de confiabilidade) e a distribuidora pelo pagamento da energia contratada e a capacidade de geração disponibilizada. Assim o sistema de contratação garantia a continuidade e confiabilidade do suprimento e o retorno financeiro relativo ao consumo de energia e da capacidade de geração disponibilizada.

No final do século XX, entretanto, novos conceitos foram levantados sobre essa justificativa de interesse público. Desafiou-se a necessidade de ter-se um monopólio integral pois o serviço de eletricidade poderia ter separado a energia, que seria gerada por uma geradora e entregue ao consumidor, e o transporte dessa energia que se faria pelos cabos da transportadora e da distribuidora. Assim, o monopólio ficaria restrito ao transporte da eletricidade e a geração e entrega poderiam ser competitivas.

Assim, muitos países, incluindo o Brasil mudaram seu sistema regulatório para geração e suprimento competitivos. Exceção à maioria dos estados dos EUA, onde, dentre os 50 estados, 32 mantiveram o sistema de monopólio integral, 13 modificaram para geração e suprimento competitivo para todos os consumidores, e 5 mantiveram o monopólio, porém permitem aos grandes consumidores comprar energia diretamente do gerador de sua preferência.

Essa mudança para o modelo institucional competitivo destinou-se a reduzir os preços das áreas submetidas a competição e liberar essas áreas da necessidade de regulações detalhadas, verificações, e aprovações de custo do serviço. Passadas duas a três décadas dessa mudança nos sistemas americanos, verifica-se que nos estados que a adotaram, não houve a esperada redução do preço da energia.

O artigo de autoria de Borenstein, S. & J. Bushnell (Abril 2015) de título  “The US Electricity Industry after 20 Years of Restructuring[1],” que efetuou estudo sobre os resultados da restruturação inclui o seguinte:

Argumentamos que a maior motivação para a reestruturação foi a eficiência econômica, e não melhorias na eficiência de gestão, e que essa explicação é corroborada pela observação do aumento e diminuição do entusiasmo político pela reforma do setor elétrico. Embora a reestruturação do setor elétrico tenha trazido melhorias significativas na eficiência do custo da geração, ela tem sido geralmente vista como não bem sucedida, pois as promessas de redução de preços não ocorreram.

Outro artigo publicado em março de 2024 sob título “Do Markets Reduce Prices? Evidence from the U.S. Electricity Sector” por Alexander MacKay (Harvard University) e Ignacia Mercadal (University of Florida)[2] apresenta uma análise detalhada da evolução dos preços e custos da eletricidade de 1994 a 2016. Essa análise abrange a implementação de medidas de desregulamentação específicas de cada estado, iniciadas no final da década de 1990, que incluíram a introdução de preços baseados no mercado. O estudo conclui que:

“Comparadas às concessionárias em estados que permaneceram regulamentados, as concessionárias desregulamentadas enfrentaram custos de energia significativamente mais altos. Isso resultou tanto de preços de atacado mais elevados quanto da compra de uma parcela maior de energia, em vez de sua geração”.

“A reestruturação levou a aumentos acentuados nos preços de atacado, apesar das reduções nos custos marginais de combustível, de modo que as usinas geradoras puderam cobrar preços com margens substanciais acima dos custos. O que pode explicar grande parte do aumento nas tarifas de varejo após a reestruturação do setor elétrico. Isso é particularmente relevante, visto que a eletricidade é um serviço vital que só deve ser deixado inteiramente às forças do mercado se houver absoluta certeza de que não há risco de exploração por parte dos fornecedores ou interrupções críticas no fornecimento”.

O artigo da American Public Power Association – “Retail Electric Rates in Deregulated and Regulated States: 2021 Update[3]”  mostra que a tarifa média nos estados com suprimento de eletricidade desregulado variou de 8,1 cent/kWh em 1997 para 12,8 cent/kWh em 2021 enquanto nos estados de suprimento regulado variou de 5,8 cent/kWh em 1997 para 10,0 cent/kWh em 2021, portanto os estados regulados tinham e mantém tarifas inferiores, ao redor de 80%.

Isto não ocorreu apenas nos EUA. Uma publicação recente no LinkedIn, de Michael Sura[4], indica que os preços da eletricidade para o varejo industrial na União Europeia são cerca de 2,5 vezes maiores do que nos EUA, e no Reino Unido, são aproximadamente 5 vezes maiores do que nos EUA. O gráfico a seguir está incluído nessa publicação.

Nas últimas décadas, com a crescente preocupação com as mudanças climáticas e com o aprimoramento da tecnologia, as partes interessadas no meio ambiente têm se voltado cada vez mais para metas de aumento da geração a partir de fontes renováveis. Embora a geração hidrelétrica e nuclear sejam, de longe, as maiores fontes de baixo carbono, a energia eólica e solar está crescendo rapidamente, sendo na grande maioria dos países, o tipo de fonte de eletricidade com maior investimento.

As fontes solar e eólica introduziram também uma série de necessidades de complementação pela intermitência, ausência de inércia, falta de contribuição para curto circuito, falta de produção de reativo, serem mais sujeitas a oscilações subsíncronas, falta de capacidade de “black-start” de moto próprio, e porque requerem armazenamento de energia para os períodos que não geram eletricidade por falta e insolação ou de ventos.

Essa série de complementações devido a introdução de fontes solar e eólica impôs a necessidade de investimentos em uma série de atributos existentes na geração convencional, antes oferecidos pelas centrais hidrelétricas e termelétricas. Um sistema desregulado exige a criação de novos tipos de ressarcimento aos fornecedores desses serviços que estão inclusos na tarifa da geração em um sistema regulado. Isso traz a necessidade de criação de métodos complicados de remuneração desses novos serviços e uma plêiade de tipos de contratos.  No modelo anterior, esses investimentos eram inseridos na planilha de custo do serviço e os contratos incluíam parcelas de energia e capacidade que não necessitavam de modificação.

Assim, podemos constatar que: (i) o modelo de desregulação e suprimento de eletricidade competitivo não tem mostrado ser eficiente na diminuição dos preços finais médios de eletricidade, tendo inclusive criado distorção entre tipos de consumidores; e (ii) a introdução crescente de fontes solar e eólica, que deve prosperar no futuro, agregam a necessidade de outros tipos de investimento que vão onerar a tarifa cujo custo estava incluso na geração convencional.

Isso posto, a dúvida que perturba o consumidor é: porque não buscar outra solução? Porque não incluir na obrigação de geradores as mesmas responsabilidades que tinham quando o serviço era pelo custo, ou seja, suprir eletricidade (em MWh) com confiabilidade, contínua (durante as horas requeridas pelo consumo) e ofertando a capacidade de geração associada de potência (MW) e confiabilidade? E porque os comercializadores de eletricidade não deveriam comprar energia juntamente com a capacidade associada?

Armando Ribeiro de Araujo – Doutor em Engenharia Elétrica e ex-Diretor de Procurement Policy do Banco Mundial, Secretário Nacional de Energia do Ministério Infraestrutura, Secretário Executivo do GCOI, Diretor de Operação da CEB, Presidente da Eletronorte, Membro do Conselho de Administração de Itaipu, Furnas, Chesf e Eletronorte.

[1] https://www.nber.org/system/files/working_papers/w21113/w21113.pdf
[2] https://www.hbs.edu/ris/Publication%20Files/21-095_ba6594bd-2648-4069-94bb-52dfd9495fb1.pdf
[3]https://www.publicpower.org/system/files/documents/2022%20Retail%20Electric%20Rates%20In%20Regulated%20Utilities%20Report.pdf
[4] https://www.linkedin.com/posts/michael-sura-9a47511bb_fitfor55-climate-eu-activity-7379867842701328385-HAkw/