Blog do IBRE

Capacidade de pagamento dos usuários é destaque na posse de novo ministro, mas há herança de R$ 500 bi a afetar consumidores à frente, pondo em foco benefícios para grupos mais afluentes. “Responsive pricing” é uma saída.

Primeira semana de janeiro de 2023. Depois da muito assistida posse do novo presidente, o dia 02 foi farto de novidades. Foram publicados a Medida Provisória 1.154 e mais de 50 decretos, a maior parte dedicada a estabelecer a nova arquitetura na administração federal. Foi também dia de posse para os novos ministros.

No seu discurso de posse, o Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, enfatizou os desafios a serem enfrentados, com destaque para a capacidade de pagamento dos usuários. Em eletricidade, falou de transição energética, tema que agora ganha uma secretaria dedicada, de inovação, de segurança e confiabilidade do suprimento, dentre outros temas. Mas affordability foi tema pisado e repisado. Pudera.

A ênfase dada pelo novo ministro para a equidade é justificada. Um dos principais achados da equipe do Grupo de Trabalho (GT) de transição foi uma “herança maldita” de R$ 500 bilhões a ser suportada pelos consumidores nos anos por vir. Em entrevista coletiva, o grupo explicita preocupação com os impactos dessa alta cifra a pressionar contas futuras.  Em grandes linhas, o legado decorre dos enxertos (jabutis) na lei de desestatização da Eletrobras (R$ 368 bilhões), contratação emergencial para enfrentar a crise hídrica de 2021 (R$ 39 bilhões), conta Covid (R$ 23 bilhões) e reserva de mercado para Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH, de R$ 55 bilhões). Integrante do GT, Mauricio Tolmasquim tem falado bastante sobre subsídios para renováveis que já são economicamente viáveis. Em 2023, os descontos nas tarifas de transmissão e distribuição devem atingir R$ 9,8 bilhões na Conta de Desenvolvimento Energético, maior encargo do setor.  É preciso atentar que muitas dessas contas tem origem em mais priscas eras. Mas isso é assunto para outro artigo.

Preocupação com capacidade de pagamento de grupos de menor renda e “legados” são dois temas que se encontram no tratamento da geração distribuída. De um lado, os descontos nas tarifas de serviços de rede beneficiaram energia eólica, PCHs e biomassa. Essas fontes ganham terreno desde o início dos leilões do ambiente regulado e hoje já acessam financiamento para a contratação livre e pelos chamados PPAs corporativos.

A geração solar começa estimulada pela política de net energy metering (NEM), que remunera a energia injetada na rede pelos consumidores-produtores pelo mesmo valor da retirada, a qual embute outras componentes de custos, como transmissão, distribuição, encargos etc. Instituída em 2012 (Resolução ANEEL 482) e expandida em 2015, o NEM foi convertido na lei 14.300/2022. O problema é que hoje o subsídio beneficia grupos mais afluentes, que podem investir nos painéis solares. Viabilizou-se assim expansão significativa. Mas de lá para cá, a conta desses subsídios só aumenta. E pesa mais em quem pode menos.

Melhorar a alocação dos custos da expansão das fontes renováveis é desafio não apenas no Brasil. A California, uma das pioneiras na adoção do NEM, tenta revisitar o tema, com sucesso muito limitado. O grupo de energia de UC Berkeley apresenta fartas evidências dos efeitos regressivos dessas políticas; ou seja, paga mais quem pode menos. Mas isso não tem sido suficiente para reverter o processo.

A solução econômica trivial foi dada por William Vickrey há mais de cinco décadas. Especialista em teoria de leilões, Vickrey ganhou o prêmio Nobel em 1996 por “suas fundamentais contribuições à teoria econômica de incentivos sob informação assimétrica”. Sua pesquisa em economia abrangia precificação de serviços prestados por indústrias de rede. O consumo de energia elétrica, por exemplo, envolve um amálgama de serviços de rede – que custam caro, envolvem investimentos elevados em ativos com longa duração e com características de monopólio natural – com produção de eletricidade, atividade que pode ser competitiva.

Em artigo publicado em 1971, Vickrey argumenta que o estabelecimento de preços que respondem a mudanças na oferta e demanda – “responsive pricing” – poderia proporcionar ganhos tão expressivos de eficiência econômica que justificaria o esforço de colocá-lo em prática. Seu argumento era de que usuários precisam conhecer o preço no momento da decisão de consumo; do contrário, o preço não tem qualquer função útil. Olhando para nosso passado recente, se há um legado de R$ 500 bilhões, consumimos eletricidade com base em preços que não refletiam os custos. 

A gênese de tarifas de duas ou três partes ou de preços de pico já estava presente em trabalhos anteriores de Vickrey, muito antes do acesso a medidores inteligentes e mercados que negociam eletricidade em intervalos tão pequenos quanto cinco minutos. Sua adoção tem potencial de mitigar os problemas de equidade colocados pelo NEM, pavimentando o caminho para uma expansão das micro e da minigeração distribuída menos regressivamente em seu impacto sobre a renda. Sua expectativa era de que “(…) hopefully it will not take this long for responsive pricing of utility services to achieve respectability.”

Hoje Vickrey restaria desapontado. Seu desejo não se tornou profecia. Talvez ele tenha subestimado o desafio da factibilidade política. Não basta um técnico – economista ou engenheiro – “conhecer” a solução. Implementá-la é tarefa que requer outros talentos (skills). Oxalá o Ministro Alexandre Silveira, que os têm, faça bom uso no exercício de sua competência. Na nova conformação do governo federal, o artigo 37 da Medida Provisória 1154/2023 estabelece que compete ao Ministério de Minas e Energia estabelecer diretrizes para as políticas tarifárias. Bom desejo para 2023: que a diretriz estabeleça de modo claro e com senso de urgência comando para o regulador implementar mecanismos responsivos de preços para usuários de eletricidade. Sem renunciar à segurança jurídica, claro.

Esta coluna foi publicada originalmente em 03/01/2023, terça-feira, pelo Broadcast da Agência Estado.

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