Price-Cap e os seus limites como Regulação de Incentivo – II

César Mattos

Em artigo anterior apresentamos o divórcio da regra de revisão da tarifa regulada em setores de infraestrutura dos custos realizados como característica fundamental do price-cap e de suas variantes como o revenue cap na qual com base em uma receita futura máxima esperada se definem os preços regulados.

 Como vimos, esse divórcio no Reino Unido sempre contou com exceções relacionadas ao repasse de custos passados, especialmente aqueles considerados não controláveis ou ligados a políticas regulatórias como meio ambiente e segurança.

Estas exceções foram se sofisticando. Vejamos o exemplo do regulador britânico de energia, a OFGEM (2024)[1]. No processo de revisão RIIO-3[2], que começou em 1º de abril de 2026 para transmissão de eletricidade, transmissão de gás e distribuição de gás, a OFGEM previu explicitamente o repasse de custos realizados para tributos sobre imóveis não residenciais (um tipo de IPTU residencial), taxas e licenças pagas à própria OFGEM, determinados déficits de fundos de pensão, além de itens específicos de cada rede. Em junho de 2026, a OFGEM chegou a acrescentar um novo item de repasse de custos realizados para os custos da reforma das conexões.

Os instrumentos regulatórios utilizados pela OFGEM são os seguintes 1) reopeners; 2) volume drivers; 3) use-it-or-lose-it e o 4) True-Up.

O re-opener é literalmente uma possibilidade de reabrir uma parte do controle tarifário antes do fim do período regulatório. Imagine que exista um investimento que talvez seja necessário, mas o regulador ainda não sabe se ele realmente será necessário, qual será seu tamanho e quanto custará. Em vez de colocar um valor antecipadamente na tarifa para garantir o financiamento deste investimento, a OFGEM define que, sob determinadas circunstâncias, a empresa poderá apresentar o projeto futuramente, quando o regulador decidirá quanto será repassado ao preço.

Isso é diferente do simples repasse de custos realizados, quando o ajuste decorre do custo realizado segundo uma regra previamente estabelecida. No re-opener, existe uma nova avaliação regulatória: a OFGEM analisa a necessidade, eficiência e custo antes de permitir o aumento de preço, não sendo, portanto, direito automático ao repasse do custo.

No volume drivers, a incerteza é diferente. O regulador sabe aproximadamente quanto custa cada unidade de algum insumo, mas não sabe quantas unidades serão necessárias. Em vez de tentar adivinhar e correr o risco de errar, cria-se um volume driver em que a realização dos volumes ajusta o incremento de preços.

No Use-it-or-lose-it — UIOLI, O regulador reconhece que determinada atividade precisa de recursos, mas existe incerteza sobre o montante requerido. Cria-se então um item específico com impacto no preço. Assuma que o item contava com estimativa de £100 milhões, mas a empresa executa apenas £65 milhões da atividade.

Em um price cap tradicional, a empresa ficaria com parte da diferença de £35 milhões, criando um incentivo perverso para não executar ou economizar em um programa que o regulador desejava pleno esforço para alcançar os resultados. Com o UIOLI, os £35 milhões não gastos são descontados dos preços. Ou seja, o incentivo nesse caso é para gastar até o valor dos £100 milhões e não poupar. No RIIO-3 aplica-se o UIOLI para projetos de biometano, descarbonização e alguns investimentos de transmissão.

O True-up é parecido com o UIOLI. Define-se um acerto posterior entre o valor estimado considerado na tarifa/receita permitida e o valor depois realizado. Um UIOLI pode ser visto como uma espécie de “true-up para baixo”, protegendo o consumidor contra uma despesa abaixo do que se esperava em um investimento considerado importante pelo regulador. Já o true-up propriamente dito pode proteger tanto a empresa regulada quanto os consumidores contra erros de previsão.

E isso também explica por que o UIOLI preserva mais incentivo do que um repasse integral a preços. A empresa não pode simplesmente gastar acima do valor previsto e esperar ressarcimento automático. A regra básica do UIOLI é de fato assimétrica: ele existe principalmente para retirar valores não utilizados ou não elegíveis na despesa efetuada. Mas no RIIO-3 há mecanismos UIOLI em que a despesa pode também ser aumentada, sob condições e com autorização da OFGEM. Nesse caso, UIOLI e True-Up ficam praticamente iguais.

Isso mostra porque o RIIO atual é muito mais sofisticado que o antigo RPI-X+Y: em vez de simplesmente decidir “custo controlável versus não controlável”, a OFGEM pergunta qual é a natureza da incerteza e escolhe um mecanismo diferente para cada uma.

Assim, desde o início da experiência britânica, os price caps raramente foram aplicados em sua forma teórica pura. Os reguladores combinaram incentivos de preço fixado ex ante com mecanismos que isolavam as firmas de riscos não controláveis. Ao longo do tempo, porém, o simples repasse de custos realizados foi complementado ou substituído por instrumentos mais sofisticados, como os reopeners, volume drivers, UIOLI e true-ups.

No Brasil, esta discussão se aplica aos regimes tarifários da distribuição de energia elétrica. Há duas parcelas na distribuição, “A” e “B”.  A regulação por incentivos do tipo price cap é aplicado para a Parcela B, enquanto a Parcela A funciona essencialmente como repasse de custos realizados.

A Parcela A inclui principalmente a compra de energia, o uso dos sistemas de transmissão/distribuição e os encargos setoriais, itens não controláveis pela distribuidora. A Parcela B remunera aquilo que está mais diretamente sob controle da distribuidora como operação e manutenção, administração, ativos de distribuição e remuneração do capital.

Na Revisão Tarifária Periódica — RTP, que ocorre tipicamente em ciclos plurianuais, a ANEEL redefine quanto uma distribuidora eficiente precisa para operar, utilizando para calcular o que entende ser o OPEX eficiente e a remuneração do CAPEX custos operacionais eficientes, base de remuneração regulatória, WACC regulatório, vida útil/depreciação dos ativos, benchmarking entre distribuidoras (o que incorpora um item de yardstick competition ou regulação baseada em competição por comparação) e  parâmetros de qualidade. E a partir daí, a fórmula utilizada para a Parcela B é bem price-cap: Bt = Bt-1(1+IPCA-X).

A Parcela A é de repasse de custos realizados ao preço, mas não necessariamente representa o custo realizado integral. A ANEEL avalia, nesta parcela, custos regulatórios eficientes. Por exemplo, no custo de aquisição de energia, a ANEEL incorpora níveis regulatórios de perdas. Logo, uma distribuidora não pode simplesmente ser ineficiente, ter perdas gigantescas e repassar tudo para o consumidor. Existem limites de perdas técnicas e não técnicas na regulação, o que implica introduzir mecanismo de incentivo também na Parcela A a partir de determinado ponto. A partir deste último é quando o regulador entende que o custo passa a ser mais controlável pela empresa.

Há mecanismos de compensação financeira para neutralizar diferenças temporais entre o custo regulatório previsto e o custo posteriormente reconhecido. O exemplo clássico é a CVA — Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A. A diferença entre o custo realizado e o considerado na tarifa entra no processo tarifário posterior, sendo mecanismo muito similar ao true-up britânico.

Eventos extraordinários no setor elétrico e em outros setores de infraestrutura com concessão correm pela conta do reequilíbrio econômico e financeiro do contrato (REFC). E a associação mais próxima do REFC é com o re-opener britânico. A ANEEL, por exemplo, exige, para efeito de repasse do custo ao preço nos eventos extraordinários, identificação do fato gerador, demonstração do desequilíbrio e nexo causal, excluindo desequilíbrios decorrentes de ineficiência.

Os instrumentos de repasse de custos realizados do regime tarifário britânico, pelo menos na área de energia, não distoam significativamente do regime brasileiro. O true-up e o re-opener, como mostrado, já são utilizados, em alguma medida, no setor elétrico brasileiro. A experiência britânica refinou o sistema de exceções de custos realizados não repassados às tarifas, o que constitui valioso referencial para o contínuo aperfeiçoamento da regulação brasileira.

[1] https://www.ofgem.gov.uk/sites/default/files/2024-07/RIIO_3_SSMD_Overview.pdf?utm_source=chatgpt.com

[2] Modelo de revisão tarifária em energia baseado no revenue cap em substituição ao price cap, ocorrida em 2010.

César Mattos. Doutor em economia. Ex-conselheiro do CADE e Ex-secretário da SEAE. Consultor legislativo da Câmara dos Deputados.