Setores de infraestrutura, por serem estratégicos, geralmente oferecem uma segurança financeira muito forte, com o objetivo de atrair investidores de longo prazo (afinal, como os investimentos são vultuosos, há a necessidade de amortizá-los ao longo de 20, 30 ou 40 anos para que o poder de compra dos usuários daquele serviço não seja ultrapassado).
Assim nasceu o modelo de leilões de energia nova no Brasil: no jargão do setor, Power Purchase Agreements (PPAs) são firmados com os investidores de geração, dando a segurança de recebíveis ao longo do contrato de concessão (as distribuidoras compradoras se comprometem a pagar determinado valor por MWh gerado para amortizar os investimentos realizados).
Da mesma forma, a Receita Anual Permitida (RAP) das transmissoras dá segurança e estabilidade econômico-financeira aos investidores de novas linhas. Finalmente, no segmento de distribuição, a metodologia utilizada é (ao contrário dos segmentos de geração e transmissão, que tem seus preços firmados em contrato) a discricionária, na qual a Agência Reguladora (ANEEL) “senta à mesa” com as empresas a cada ciclo de revisão tarifária (4 ou 5 anos) e rediscute as métricas, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
Ocorre que, durante este período chamado de “entre-ciclos”, o risco de mercado é das empresas. Por exemplo, neste ano de 2016, onde haverá uma forte redução no consumo de energia elétrica, as empresas poderão ser penalizadas pelo não-atingimento do nível tarifário (faturamento) originalmente previsto, ou até mesmo poderão ficar supercontratadas (ultrapassando o limite de 5% do volume total de energia comprada).
Ainda, não ajudará em nada os fortes estímulos à microgeração distribuída, que ganham cada vez mais força e incentivam os consumidores a gerarem sua própria energia, saindo do pool de compradores daquela determinada concessão, sem deixar de gerar custos (afinal, a energia gerada meio-dia, quando ninguém estiver em casa, será utilizada para assistir ao jornal da noite, valendo-se da rede elétrica disponível).
Finalmente, a “portabilidade” que vem sendo defendida por algumas associações (e que ganha cada vez mais força no congresso nacional) tem potencial devastador: as geradoras, como dito, firmaram contratos de longo prazo com as distribuidoras, e caso elas percam seu monopólio de comercialização não conseguirão revender esta energia já comprada. “Acharão uma solução para isso!”, dizem alguns – porém, como visto no caso da MP 579, a solução pode ser “jogar pra galera”, gerando uma quebradeira generalizada no setor elétrico.
Assim, é chegada a hora de desvincular Parcela A (custos não-gerenciáveis) da Parcela B (custos gerenciáveis): as distribuidoras não podem mais carregar custos equivalentes a 4/5 de seu faturamento, ficando além de tudo com um risco de mercado. Elas precisam ter uma “receita anual da distribuição” (vamos chamar de RAD??), garantindo a remuneração dos seus investimentos e incentivando, assim, a necessária modernização da rede.
É preciso discutir (antes da aprovação da lei da portabilidade!!!) o que será feito com os PPAs. Não tem essa de, primeiro, gerar o problema para só depois achar a solução. Temos visto isso de forma sistemática, e a estratégia já se provou equivocada (as transmissoras aguardam até hoje o valor de indenização de seus ativos RBSE).
A César o que é de César: às distribuidoras, sua merecida “RAD”.
Diogo Mac Cordi de Faria é sócio de regulação econômica da consultoria LMDM. É Coordenador e professor do MBA do Setor Elétrico da FGV. Fez o colégio na Bélgica, Engenharia de Produção Mecânica na PUC – PR, mestrado em Economia em Harvard e em Desenvolvimento de Tecnologia no Lactec. É doutor em Energia pela USP.
