Regulação

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Custos da falta de regulação prudencial no setor de energia

Em busca da necessária modernidade

Imagem: Pixabay

Em consequência de uma não antecipada elevação dos preços de eletricidade, a comercializadora Vega teria deixado de honrar R$ 200 milhões em contratos de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (Valor Econômico, 01/02/2019). O evento explicita a necessidade urgente de aperfeiçoar a regulação aplicável a mercados de eletricidade no Brasil.  Se bem aproveitado, referido episódio cria oportunidade de colocar o setor em uma trajetória sustentável.

Em âmbito mundial, a indústria de eletricidade experimenta verdadeira revolução, caracterizada por inovações tecnológicas, facilitadas pela digitalização das redes, e serviços ofertados por e para consumidores. Mudam a configuração da indústria, os modelos de negócios e a regulação. Há enorme potencial de geração de valor. Mas para alcançá-lo, é necessária uma adequada articulação entre mundos físico (da produção, redes e consumo de eletricidade), comercial e financeiro. No Brasil, esse elo é quebrado.

As contribuições do CERI e discussões com o Banco Mundial no âmbito do Programa Gás para Crescer e da CP 33/2017 apontam a necessidade de desenvolver regulações financeiras como forma de trazer disciplina para as transações com energia1. Melhores práticas de gerenciamento de risco têm sido desenvolvidas nos últimos 30 anos, mostrando que isso é possível. E requisito para alcançar transparência, accountability, sustentabilidade e melhoria de governança para formuladores de política e reguladores, confiança para investidores, financiadores e consumidores. Esse processo é parte essencial da melhoria no gerenciamento do risco e das condições para promover financiamento de longo prazo com menores custos de capital.

O desenvolvimento de mercados de energia ao redor do mundo caminha na direção de aumento no volume e participação de negociações de produtos e/ou contratos com duração menor (day ahead, intra-day and profiling). O aumento da frequência nas negociações e a competição geram benefícios para consumidores, produzindo ganhos de eficiência e redução de preços. Porém, como mostra a experiência internacional, transações de curto e curtíssimo prazo dependem da existência de instituições de mercado confiáveis. Este atributo ainda não existe no mercado elétrico brasileiro.

Recente relatório da Comissão Europeia aponta volumes negociados crescentes no mercado de eletricidade. A título ilustrativo, no maior mercado – Alemanha – a liquidez medida pela razão entre o volume negociado e o consumo de eletricidade (churning rate), tem se mantido em aproximadamente 14. Esse valor é de 3 a 8 vezes maior que os demais mercados europeus; porém, mesmo naqueles se verifica tendência de crescente liquidez.

No Brasil, a contratação e expansão do setor elétrico são baseadas em contratos de longo prazo. Os  Purchase Power Agreements, ou PPAs, no jargão da indústria, nada mais são do que contratos futuros (swaps) legally binding, liquidados e ajustados mensal ou anualmente. No ambiente regulado, no qual é contratada a energia para atendimento a consumidores cativos atendidos pelas distribuidoras, mais de 70% do total, sua atribuição se dá através de leilões. Tem-se assim competição pelo mercado, ao invés de no mercado. Não há no país negociação de eletricidade em mercados organizados como estabelecidos desde as reformas liberalizantes da indústria. Hoje essa opção implica custos muito elevados.

Nas contribuições às reformas recentes, argumentamos que o desenvolvimento do SEB depende de aperfeiçoamentos na regulação que englobam: regulação setorial, pela ANEEL; defesa da concorrência, pelo CADE; e regulação prudencial para transações comerciais e financeiras (derivativos de energia baseados na ISDA), pelo Banco Central e Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

É bem conhecido na regulação econômica o problema de assimetria de informação entre regulador e agente regulado (a parte informada, que conhece melhor seu negócio); contudo, na prática, a firma é regulada por múltiplos reguladores (Problema de Agência Comum), cada um exercendo suas competências de acordo com arcabouço legal e regulatório e com suas expertises próprias.  A título ilustrativo, no caso de um produtor de eletricidade, a instalação de empreendimento depende de uma outorga, pelo Poder Concedente, regulação setorial pela ANEEL e licença ambiental (de órgão regulador ambiental).

As transações comerciais e financeiras dos contratos futuros de energia elétrica são de outra natureza. E demandam regulação prudencial, cujo conjunto de instrumentos depende de expertise diferenciada, atribuição do Bacen e CVM. Esses componentes regulatórios devem ser articulados dentro de uma arquitetura clara, com boa governança de modo a permitir criação de valor, exequibilidade das transações e nível adequado de tolerância a risco.

Crises no mercado de comercialização de energia produziram remédios na forma de aumento de regulação financeira. As falências das companhias Enron e El Paso explicitaram a necessidade de conectar regulações de mercado e financeiras. E estabeleceram requisitos de procedimentos contábeis e informações financeiras mais rigorosos e transparentes. A lei Sarbanes-Oxley focou nesses procedimentos contábeis, sem engessar a criação de valor na comercialização. Instituições financeiras passaram a ocupar papel de destaque na comercialização de commodities relacionadas a energia.

Mais recentemente, dois fatores afetaram a comercialização de commodities a nível internacional. Em primeiro lugar, em resposta à crise financeira de 2007/8 emergiu onda de regulação financeira (Basel III & Dodd-Frank Act – EUA): aumentaram requisitos de colateralização física e penalidades por inadequação das provisões de capital. Um segundo fator, em decorrência, foi a diminuição da lucratividade das negociações e o desalinhamento entre os negócios das utilities e o core business de instituições financeiras.  Esse processo acarretou aumento de requisitos de transparência nos riscos de contraparte2. A saída das instituições financeiras da comercialização de commodities de energia diminuiu consideravelmente a liquidez do mercado.

Ao longo desse processo, a comercialização de energia nunca cessou. Passou a ser conduzida por comercializadores independentes e utilities de gás e eletricidade. Os riscos implícitos à época foram reduzidos: a razão entre volume de exposição e a reserva de capital caiu de 8 para 4, aproximadamente. Em consequência, ajustou-se a tolerância ao risco.

As informações veiculadas na imprensa indicam que no episódio da Vega a relação mencionada era superior a 13, com uma elevada concentração. Caso confirmada, essa razão se mostra muito superior a níveis de tolerância a risco aceitáveis. A solução implementada pelo mercado, como reportado, denota compra de posições em aberto pela VEGA sem submissão a regulador financeiro. Perpetua-se falta de transparência. No presente contexto, participantes e regulador(es) são meros espectadores, sem qualquer capacidade de disciplinar o processo. Os perdedores são a credibilidade e a sustentabilidade do mercado de eletricidade.

Conclusão

É passada a hora de introduzir um mercado de eletricidade no Brasil dotado de adequada regulação prudencial. Os mecanismos e entes instituídos na atual governança do setor não detêm essas competências do ponto de vista formal nem técnico. Essa inadequação permeia a falta de transparência na alocação de riscos no setor. Problemas e defaults emergem quando já é tarde ou custoso demais, gerando custos e litigância. Impede-se assim o adequado funcionamento dos fluxos de mercadorias e pagamentos. As respostas aparecem na forma de criação de mecanismos ou câmaras laterais, igualmente não sujeitos à regulação prudencial, nem dotados de boas práticas de gerenciamento de risco.

A reforma desenhada para o setor não ataca esse problema. A justificativa apontada para evitar a regulação (que é diferente de controle), de aumento de custos, é inaceitável em mercados financeiros modernos. O que se tem hoje é uma enorme assimetria em benefício de um grupo de insiders e custos elevados para os demais agentes. A falta de transparência impõe elevado risco de contraparte que ninguém quer suportar. E no final, a conta transferida aos usuários – pagadores de última instância, é aumentada por essas disfunções.

A aprovação da reforma da previdência tende a liberar volumes expressivos de capital em busca de ativos confiáveis. É hora de formuladores de política, participantes de mercado e reguladores se engajarem na implementação de uma nova arquitetura para o setor elétrico no Brasil. Mecanismos adequados de formação de preços e gerenciamento de riscos são necessários para complementar a estruturação financeira de projetos de infraestrutura. Uma adequada regulação financeira não inibe inovações; ao contrário, evita riscos excessivos e pouco transparentes. Na sua ausência, perdem-se enormes oportunidades de criação de valor no setor para consumidores e contribuintes.

*As opiniões expressas nesse artigo são de responsabilidade exclusiva dos autores e não representam posições da FGV, do Banco Mundial e de seu Board of Directors.

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2 O Risco de Crédito de Contraparte (“Counterparty Credit Risk”), é aquele associado a perdas econômicas causadas pelo default de uma contraparte em transação bilateral, devido a flutuações nas condições de mercado. Trata-se de um tipo específico de risco de crédito e que passou a figurar no radar dos reguladores devido aos eventos da crise americana dos Sub-primes. A avaliação de risco de crédito de contrapartes é fundamental para participantes no mercado financeiro e de energia. Preparada por agências como S&P, Moody´s e Fitch, faz parte de contratos de comercialização baseados na ISDA.


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