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TD - 2000 - Do Equilíbrio Econômico-financeiro, da Política Tarifária e do Consumidor

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O objetivo deste artigo é analisar o conceito de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão de serviços público de distribuição de energia elétrica, a evolução da política tarifária deste segmento de distribuição e, em particular, a tarifa aplicada ao consumidor da subclasse residencial baixa renda.

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TD - 2000 - Do Equilíbrio Econômico-financeiro, da Política Tarifária e do Consumidor

  1. 1. Do Equilíbrio Econômico-Financeiro, da Política Tarifária e do Consumidor da Subclasse Residencial Baixa Renda Luiz Nelson Porto Araujo* Texto para Discussão 2000-01 Maio 2000 * Economista. Sócio-diretor da Delta Economics & Finance. Ex-professor do Departamento de Planejamento e Análise Econômica da EAESP-FGV e do Departamento de Economia da FCCA da Universidade Mackenzie. O autor agradece os comentário e sugestões de Cláudia Regina Belucio Araujo. As opiniões expressas neste trabalho são exclusivamente do autor e não refletem, necessariamente, a opinião da Delta Economics & Finance. Nenhuma responsabilidade deve ser atribuída à Delta. Todos os erros remanescentes são de responsabilidade do autor. Email: lnelson@deltaef.com. Os Textos para Discussão da Delta são divulgados exclusivamente para fins de discussão e comentários. Eles não foram revisados, inclusive pela Diretoria da Delta que o faz no caso de publicações oficiais da empresa. © 2000 de Luiz Nelson Porto Araujo. Todos os direitos reservados. Pequenas citações do texto, não excedendo cinco parágrafos, podem ser citadas sem permissão explícita do autor, desde que o crédito, inclusive © seja dado à fonte.
  2. 2. Índice 1 Introdução 1 2 Desestatização, Concessão e Regulação de Serviços Públicos 1 3 Concessão de Serviços Públicos 4 4 A Regulação do Setor Elétrico 5 5 A Concessão e os Direitos dos Usuários 7 6 A Política Tarifária no Setor Elétrico 7 6.1 Custo Histórico do Serviço 8 6.2 Correção Monetária dos Ativos e Conta de Resultados a Compensar 8 6.3 Equalização Tarifária 9 6.4 Custo Marginal 9 6.5 Desequalização Tarifária 12 6.6 Comportamento Recente das Tarifas 13 7 O Modelo Price-Cap e Revenue Cap 13 7.1 Origens do Modelo 14 7.2 Transferência de Custo (Cost Passthrough) 14 7.3 Preços Relativos e Reajuste Tarifário 15 7.4 Hiato Regulatório 15 7.5 Incentivos para o Investimento 16 7.6 Qualidade do Serviço 16 7.7 Determinação do Fator X 16 7.8 Custo de Capital e Imobilizado 17 8 Tarifas Horo-Sazonais e Tarifas Sociais 18 9 Tarifas e Classes de Consumo 19 10 Conclusões 20 11 Bibliografia 21
  3. 3. Sumário O objetivo deste artigo é analisar o conceito de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de conces- são de serviços público de distribuição de energia elétrica, a evolução da política tarifária deste segmento de distribuição e, em particular, a tarifa aplicada ao consumidor da subclasse residencial baixa renda. O PND induziu e condicionou fortemente inúmeros processos de reestruturação de setores impor- tantes de atividade econômica. Em particular, o PND foi o principal indutor da reestruturação do setor elétrico brasileiro, à semelhança do ocorrido na Inglaterra, no Chile e na Argentina. Por sua vez, o pro- cesso de reestruturação setorial - em particular, nos setores de energia elétrica, telecomunicações e gás - implicou na necessidade de se repensar os marcos regulatórios vigentes, especialmente pela incapaci- dade desses em se posicionarem como condicionadores da nova dinâmica setorial. A concessão e a permissão de serviços públicos no Brasil fundamentam-se nos dispositivos cons- titucionais que definem a natureza dos bens e as competências específicas atribuídas à União, aos Esta- dos e aos Municípios para a sua exploração. A Lei de Concessão, de 1995, estabelece as condições que definem este equilíbrio assim como os fundamentos da política tarifária. A estruturação de marcos regulatórios no Brasil tem como referência geral o disposto na Constitui- ção (art. 174, caput, e art. 175, caput), na Lei de Concessão e na Lei n 9.074/1995. Além desse macro referencial cada setor ainda é objeto de normatização específica. A principal característica de qualquer marco regulatório é a criação de uma agência reguladora. Assim é que a nova estrutura regulatória do setor elétrico foi definida pela Lei n 9.427/1996, que disciplinou o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica e instituiu a ANEEL. A política tarifária aplicada no setor elétrico e, em particular, no segmento de distribuição, apre- senta características distintas ao longo do tempo. Essas políticas impactaram fortemente a dinâmica do setor e, especialmente, a capacidade de as empresas terem asseguradas condições objetivas para a pres- tação do serviço com qualidade e rentabilidade. A política tarifária adotada no setor elétrico, que se seguiu à regulamentação da Lei de Concessão é do tipo price-cap e revenue-cap. Essa política, por seu turno, define todo o modelo regulatório adotado recentemente no país, no âmbito dos programas federal e estaduais de desestatização. Assim, em decorrência da estrutura tarifária implantada no Brasil, o consumidor da subclasse resi- dencial baixa renda, juntamente com os demais consumidores, tem papel fundamental na formação da receita, do custo e da despesa totais da concessionária e, portanto, no equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato de concessão. Em consequência a não autorização pela ANEEL do recadastramento dos consumidores atualmente classificados nesta subclasse implica em alteração unilateral do contrato de concessão que deve, obrigatoriamente, ser restabelecido. JEL Codes: D86, G38, K23, L43, L51 Keywords: Contrato de Concessão, Equilíbrio Econômico-Financeiro, Política Tarifária, Setor Elétrico, ANEEL, Lei de Concessão, Regulação
  4. 4. 1 1 Introdução O objetivo deste artigo é analisar o conceito de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de conces- são de serviços público de distribuição de energia elétrica, a evolução da política tarifária deste segmento de distribuição e, em particular, a tarifa aplicada ao consumidor da subclasse residencial baixa renda. Toda e qualquer análise da política tarifária de concessionárias de serviços públicos deve inserir- se no âmbito da manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. Conforme o art. 10 da Lei n 8.987, de 13/02/1995, que dispõe sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal "sempre que forem atendidas as con- dições do contrato, considera-se mantido seu equilíbrio econômico-financeiro". Esse equilíbrio apre- senta duas características da maior relevância. Primeiro, ele é, sem dúvida, um equilíbrio dinâmico, ou seja, apresenta uma dimensão temporal. Segundo, a perturbação do equilíbrio inicial estabelecido no contrato de concessão deve, necessariamente, apresentar uma dinâmica que assegure o seu retorno àquele estado. Caso contrário, as condições inicialmente definidas não seriam de equilíbrio. Essas características do equilíbrio econômico-financeiro inicial foram validadas pelo legislador que estabeleceu, no §4º do art. 9 dessa Lei, que "em havendo alteração unilateral do contrato que afete o seu inicial equilíbrio econômico-financeiro, o poder concedente deverá restabelecê-lo, concomitante à alteração". Finalmente, a relevância da política tarifária nesse equilíbrio é reconhecida explicitamente no §2º do art. 9 que determinou que "os contratos poderão prever mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro" do contrato. A política tarifária aplicada no setor elétrico e, em particular, no segmento de distribuição, apre- senta características distintas ao longo do tempo. Essas políticas impactaram fortemente a dinâmica do setor e, especialmente, a capacidade de as empresas terem asseguradas condições objetivas para a pres- tação do serviço com qualidade e rentabilidade. Assim, em decorrência da estrutura tarifária implantada no Brasil, o consumidor da subclasse residencial baixa renda, juntamente com os demais consumidores, tem papel fundamental na formação da receita, do custo e da despesa totais da concessionária e, portanto, no equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato de concessão. Este artigo está organizado em nove seções, além desta introdução, da seguinte forma. A seção 2 discute o processo de desestatização no Brasil e a concessão e regulação de serviços públicos. A seção 3 trata, especificamente da concessão destes serviços. A seção 4 analisa a regulação do setor elétrico. A seção 5 trata da política tarifária neste setor. A seção 6 discorre sobre a evolução da política tarifária no setor elétrico e a seção 7 sobre as tarifas horo-sazonais e as tarifas sociais. A seção 8 analisa as tarifas e as classes de consumo. A seção 9 apresenta as principais características do modelo price-cap e do mo- delo revenue-cap, que foram introduzidos no Brasil quando da desestatização do setor elétrico e da introdução do novo arcabouço regulatório. Por fim, a seção 10 apresenta as principais conclusões. 2 Desestatização, Concessão e Regulação de Serviços Públicos Ao longo da história, a intervenção do Estado brasileiro na atividade econômica implicou, em geral: (i) na limitação da oferta de bens e serviços públicos quando da deterioração das contas pública; (ii) na baixa qualidade da prestação desses serviços; (iii) no mau planejamento e execução dos projetos de investimento; (iv) no aumento do nível de corrupção e (v) no uso clientelista dos recursos. Nesse cenário, a desestatização surgiu como um instrumento de modernização do Estado, impactando diretamente a qualidade e a eficiência da oferta de bens e serviços públicos. O Programa Nacional de Desestatização (PND), instituído pelo ex-presidente Fernando Collor, em abril de 1990 (Lei n° 8.031, de 12/04/1990), foi a primeira iniciativa abrangente, consistente e rápida de
  5. 5. 2 se redefinir o papel do Estado na economia, particularmente no que diz respeito à sua capacidade pro- dutiva de bens e serviços.1 O Programa é abrangente primeiro, pelo número de empresas, controladas direta ou indiretamente pela União, e participações que foram incluídas para fins de desestatização. Segundo, mas não menos relevante, pelo efeito demonstração que teve a nível estadual e municipal, ou seja, pela indução da desestatização nestas esferas governamentais. A consistência do PND deriva do arcabouço jurídico, institucional e operacional que acabou por viabilizá-lo, fundamentado nos seus objetivos estratégicos, conforme o art. 1º da Lei nº 9.491, de 09/09/1997: "Reordenar a posição estratégica do Estado na economia, transferindo à iniciativa privada atividades indevidamente exploradas pelo setor público; contribuir para a reestruturação econômica do setor público, especialmente através da melhoria do perfil e da redução da dívida pública liquida; permitir a retomada de investimentos nas empresas e atividades que vierem a ser transferidas à iniciativa privada; contribuir para a reestruturação econômica do setor privado, especialmente para a modernização da infraestrutura e do parque industrial do país, ampliando sua competitividade e reforçando a capacidade empresarial nos diversos setores da economia, inclusive através da concessão de crédito; permitir que a Administração Pública concentre seus esforços nas atividades em que a presença do Estado seja fundamental para a consecução das prioridades nacionais; contribuir para o fortalecimento do mercado de capitais, através do acréscimo da oferta de valores mobiliários e da democratização do capital das empresas que integrarem o programa". Por fim, a rapidez do PND pode ser medida, em termos absolutos, pelos resultados alcançados a partir da sua instituição, e, em termos relativos, pela sua dinâmica, comparada às tentativas semelhantes nos governos dos ex-presidentes João Batista Figueiredo (o último dos presidentes do regime militar, inici- ado em março de 1964) e José Sarney (o primeiro presidente civil após o término do período militar). O PND induziu e condicionou fortemente inúmeros processos de reestruturação de setores impor- tantes de atividade econômica. Em particular, o PND foi o principal indutor da reestruturação do setor elétrico brasileiro, à semelhança do ocorrido na Inglaterra, no Chile e na Argentina. Esse processo, ape- sar da sua diversidade, envolve:2 (i) a separação financeira das atividades de geração, transmissão e distribuição; (ii) o reconhecimento do status de monopólio natural da transmissão e da distribuição;3 (iii) o reconhecimento da necessidade de regular as atividades monopolistas, de maneira a se evitar o abuso do poder de monopólio e (iv) a mudança da regra tarifária, geralmente, de modelos baseados em rate- of-return regulation para price-cap regulation ou revenue-cap regulation. A desestatização de um determinado setor de atividade econômica tem efeitos estáticos e dinâmicos relevantes sobre o próprio setor.4 Os primeiros estão relacionados com a organização do setor em um determinado instante de tempo, onde variáveis como número de firmas, grau de diferenciação dos pro- dutos, estrutura de custo e preço, grau de integração vertical com fornecedores, nível de investimento, 1. As iniciativas anteriores, desde o governo militar na década de 1980, foram incipientes e tiveram muito pouco sucesso. Esta fase caracterizou-se pela "reprivatização" de empresas que haviam sido absorvidas pelo Estado, na maioria dos casos, em função de dificuldades financeiras. Não havia ainda, por parte do governo, intenção de implementar um programa em larga escala. Foram privatizadas empresas de pequeno porte, e o resultado econômico foi pouco relevante (US$ 780 milhões). O principal objetivo era evitar que o governo ampliasse ainda mais sua presença no setor produtivo, e não o de gerar receitas para o Tesouro. 2. As experiências internacionais podem ser organizadas em dois modelos distintos, cujas principais características contem- plam: a existência ou não de competição na geração; as condições de acesso ao grid de transmissão; e a extensão do monopólio da distribuição. 3. O status de monopólio natural deve ser alterado com a introdução de inovações tecnológicas nestes segmentos do setor. 4. A reestruturação setorial no âmbito da desestatização implica, é claro, em mudanças na propriedade e incentivos. No entanto, outras características do setor também são, em geral, modificadas como, por exemplo, o número de firmas e o nível de competição.
  6. 6. 3 etc. são particularmente relevantes. Já os efeitos dinâmicos referem-se à organização do setor ao longo do tempo; nesse caso, variáveis como barreiras à entrada e saída de firmas, competição dinâmica de preço, jogos repetitivos entre firmas (com possibilidade de conluio tático), reputação e táticas predadoras são fundamentais. Esses efeitos são ainda mais significativos quando a atividade apresenta característi- cas de monopólio natural, caso em que a sua regulação pode ser, ao menos em um primeiro momento, necessária.5 Nesse caso, os efeitos sobre o setor são representados pela sequência desestatização re- estruturaçãoregulação. A sequência reestruturaçãoregulaçãodesestatização não apenas é teoricamente possível como também é observada em alguns casos. No entanto, uma análise cuidadosa da evidência empírica nacional mostra que a sequência anterior é, de fato, a única que expressa a força indutora da mudança: esta última alternativa decorre exclusivamente da trajetória operacional adotada pelo governo, ou seja, ela é melhor representada pela sequência desestatização (concepção)reestruturaçãoregulação desestatização (operacionalização). Ou seja, os casos que, aparentemente, violam a regra geral podem ser nela enqua- drados desde que se faça uma distinção entre a desestatização enquanto vir a ser (concepção) e enquanto uma realidade (e, portanto, operacionalizada). Em resumo, no caso brasileiro existe um único processo de mudança, onde a força indutora é a desestatização, mas que pode ser concluído ou pela instituição de marcos regulatórios, ou pela operacionalização da própria desestatização. No Brasil, do ponto de vista de concepção, o programa de desestatização instituído em 1990 pelo foi, de fato, o indutor do maior processo de reestruturação da infraestrutura, em particular de serviços públicos, observado na história econômica do país. Mais precisamente, foi a partir da aprovação da Lei de Concessão, em fevereiro de 1995, marco referencial para o início da segunda etapa do PND, que a delimitação do objeto de desestatização - que previa os principais setores da infraestrutura e, inclusive, aqueles considerados como serviços públicos - pode ser operacionalizada. No entanto, apesar da rele- vância daquela Lei, ela foi apenas condição necessária, mas não suficiente, para a operacionalização desta etapa do Programa.6 Por sua vez, o processo de reestruturação setorial - em particular, nos setores de energia elétrica, telecomunicações e gás - implicou na necessidade de se repensar os marcos regulatórios vigentes, espe- cialmente pela incapacidade desses em se posicionarem como condicionadores da nova dinâmica seto- rial. Em resumo, pode-se concluir que a estrutura regulatória disponível no momento da reestruturação era, no mínimo, incapaz de atender às necessidades dos agentes econômicos, necessidades estas associ- adas a um ambiente mais competitivo, onde a maximização do lucro e a busca de maior eficiência alo- cativa e produtiva se apresentam como objetivos fundamentais. Em consequência, foram estruturados marcos regulatórios setoriais que, por um lado, devem, necessariamente, atender aos preceitos gerais estabelecidos na Lei de Concessão, e, de outro, ordenar a dinâmica do setor regulado. Do ponto de vista da operacionalização do processo a experiência brasileira apresenta as duas se- quências mencionadas. No setor de energia elétrica e de transporte ferroviário, por exemplo, o processo é diretamente representado pela sequência desestatizaçãoreestruturação regulação. No setor elétrico, 5. O setor elétrico ainda hoje apresenta segmentos que podem ser vistos como monopólio natural. Na literatura, regulação e monopólio natural estão intimamente correlacionados. Segundo Scherer (1980: 482) "the most traditional economic case for regulation assumes the existence of natural monopoly - that is - where economies of scale are so persistent that a single firm can serve the market at a lower unit cost than two or more firms". Se uma indústria é caracterizada pela existência de monopólio natural, então, não existe espaço para a competição dentro do mercado. Para Klein e Roger (1994), no caso de monopólio natural a questão do controle de lucros extraordinários (rents) é fun- damental. Tanto os consumidores quando os produtores e os políticos tentarão internalizar esses lucros e, portanto, "a sustain- able ownership arrangement requires a rent-sharing system that protects consumers, provides owners with incentives to oper- ate the network efficiently, and reduces the temptation for governments to exploit monopoly rents for political advantage. While in theory such arrangements can be implemented through well-designed regulatory frameworks, history shows satisfactory regulatory regimes have rarely been achieved." 6. Apesar das diretrizes gerais definidas na Lei de Concessão é importante ressaltar cada serviço público reveste-se de características próprias que demandam a elaboração de legislação específica. Essa legislação, por sua vez, condiciona a própria sequência do programa de desestatização.
  7. 7. 4 a alienação dos ativos, iniciada pelo governo federal e, posteriormente, expandida para a esfera estadual, não foi precedida de normatização geral que dispusesse sobre a reestruturação do setor e a instituição de um novo marco regulatório. O processo iniciou-se com a inclusão no Fundo Nacional de Desestatização (FND) das duas únicas distribuidoras federais controladas pela Eletrobrás - a Escelsa e a Light - e, em seguida, com a inclusão da própria Eletrobrás e das suas controladas Eletronorte, Eletrosul, Chesf e Furnas.7 Quase que simultaneamente, diversos governos estaduais tomaram a iniciativa de desestatizar as suas concessionárias estaduais.8 Já para os setores de telecomunicações e gás a sequência reestruturaçãoregulação desestatiza- ção melhor expressa a estratégia adotada pelo governo. No entanto, também neste caso a desestatização foi a força indutora do processo. Em particular, para o setor de telecomunicações, a reestruturação pre- cedeu a operacionalização da desestatização. De fato, foi no âmbito da Lei nº 9.472, de 16/07/1997, que iniciou a reestruturação e estabeleceu um novo marco regulatório para o setor, que foram definidas as condições para a desestatização das empresas estatais de telecomunicações.9 3 Concessão de Serviços Públicos A concessão e a permissão de serviços públicos no Brasil fundamentam-se nos dispositivos constituci- onais que definem a natureza dos bens e as competências específicas atribuídas à União, aos Estados e aos Municípios para a sua exploração. Em particular, os arts. 20 (bens da União), 21 (competência da União) e 22 (legislação privativa da União), combinados com o art. 175, caput (prestação de serviços públicos) delimitam o regime de concessões e permissões.10 Este artigo dispõe que: "Incumbe ao Poder Público, na forma da Lei, diretamente ou sob regime de concessão ou permissão, sempre através de licitação, a prestação de serviços públicos". Os quatro incisos do art. 175 estabelecem ainda que a Lei disporá sobre: "I - o regime das empresas concessio- nárias e permissionárias de serviços públicos, o caráter especial de seu contrato e de sua prorrogação, bem como as condições de caducidade, fiscalização e rescisão da concessão ou permissão; II - os direitos dos usuários; III - política tarifária; IV - obrigação de manter serviço adequado". 7. O FNF é um fundo de natureza contábil, constituído mediante vinculação a este, a título de depósito, das ações de pro- priedade da União emitidas pelas empresas incluídas no PND. O BNDES é o gestor deste Fundo. 8. Até 30/11/1999 haviam sido concluídos os processos de desestatização das seguintes concessionárias (em sequência): Escelsa (ES), Light (RJ), Cerj (RJ), Coelba (BA), Cachoeira Dourada (GO), Norde-Nordeste (RS), Centro-Oeste (RS), CPFL (SP), Enersul (MS), Cemat (MT), Energipe (SE), Cosern (RN), Coelce (CE), Eletropaulo (SP), Gerasul (RS) e CESP (SP). Estão previstos para o próximo ano os processos: Saelpa (PA), Celpe (PE), CEAL (AL) e CEMAR (MA), além do Sistema Eletrobrás (Chesf, Furnas e Eletronorte). 9. Especificamente, com base no disposto no Livro IV dessa Lei, o Poder Executivo foi autorizado a privatizar as 29 subsi- diárias do Sistema Telebrás, além da própria controladora e da Embratel. 10. Prevê a Constituição, ainda, que a Lei disporá sobre: "I - o regime das empresas concessionárias e permissionárias de serviços públicos, o caráter especial de seu contrato e de sua prorrogação, bem como as condições de caducidade, fiscalização e rescisão da concessão ou permissão; II - os direitos dos usuários; III - política tarifária; IV - a obrigação de manter serviço adequado". O disposto no art. 175 deve ser entendido em consonância com o disposto no inciso XXXII do art. 5 (atribui ao Estado o dever de promover a defesa do consumidor); inciso XXVII do art. 22 (confere competência à União para legislar sobre normas gerais de licitação e contratação, pela Administração Pública); inciso VIII do art. 24 (confere competência concorrente à União, Estados e Distrito Federal, para legislar sobre responsabilidade por dano ao meio ambiente e ao consumidor); §3º do art. 37 (atribui à lei a disciplina sobre as reclamações relativas à prestação de serviços públicos); §6º do art. 37 (estabelece a respon- sabilidade objetiva do Estado); inciso I do §2º do art. 43 (prevê, dentre os incentivos regionais, a serem fixados em lei, a igualdade de tarifas e de outros custos e preços de responsabilidade do Poder Público); incisos IV e V (estabelece, como princípios da ordem econômica, os da livre iniciativa, da livre concorrência e da defesa do consumidor).
  8. 8. 5 No entanto, para que esse artigo fosse, de fato, operacionalizado, era preciso regulamentá-lo.11 Com esse objetivo foram apresentados, na Câmara dos Deputados, o Projeto de Lei n 1.513/1989 e o Projeto de Lei n 2.569/1989. Ambos os projetos foram arquivados. Outras propostas foram apresentadas e, por fim, o Projeto de Lei - de autoria do então senador Fernando Henrique Cardoso - foi aprovado na Câmara, na forma do substitutivo 202-F, de autoria do deputado José Carlos Aleluia. Uma vez aprovado, o subs- titutivo foi encaminhado ao presidente Fernando Henrique para sanção: seis anos depois a promulgação da Constituição o art. 175 foi finalmente regulamentado na forma da Lei nº 8.987/1995.12 Esta Lei aplica-se à concessão, precedida ou não de execução de obra, e à permissão de serviço público. Em cada caso, a delegação da prestação do serviço público é feita pelo poder concedente, en- tendido como "a União, o Estado, o Distrito Federal ou o Município, em cuja competência se encontre o serviço público, precedido ou não da execução de obras públicas, objeto de concessão ou permissão" (inciso I do art. 2º da Lei), ou seja, o poder concedente é sempre pessoa jurídica de direito público. Na apresentação do documento sobre a Lei de Concessão, divulgado pela Secretaria de Assuntos Estratégicos (SAE), o ex-presidente Fernando Henrique afirmou que ela "[...] inaugura uma nova forma de parceria entre o setor privado e o Estado Brasileiro". Essa parceria, segundo a SAE, foi induzida pela deterioração da capacidade de investimento em infraestrutura do Estado e pela alocação prioritária dos recursos ao atendimento da área social. Em consequência, um novo modelo de financiamento deve ser construído, onde o Estado vê reforçado o seu papel de regulador e de fiscalizador da economia e o setor privado participa de forma decisiva.13 "A concessão a particulares da prestação de serviços públi- cos é a mais importante alternativa para a viabilização dos investimentos em infraestrutura. As formas tradicionais de financiamento [...] estão praticamente esgotadas". 4 A Regulação do Setor Elétrico A estruturação de marcos regulatórios no Brasil têm como referência geral o disposto: (i) no art. 174, caput da Constituição Federal, que confere ao Estado atribuição de agente normativo e regulador da atividade econômica; (ii) no art. 175, caput da Constituição, que incumbe ao Poder Público, diretamente ou sob regime de concessão ou permissão, a prestação de serviços públicos; (iii) na Lei de Concessão, que estabelece o referencial legal para a concessão e permissão de serviços públicos (iv) e na Lei n 9.074, de 07/07/1995, que dispõe sobre a outorga e prorrogações das concessões e permissões. Além desse macro referencial cada setor ainda é objeto de normatização específica. 11. Além da sua relevância própria, a necessidade de regulamentação do art. 175 também decorria do fato de que a segunda etapa do PND compreenderia a concessão de serviços públicos à exploração pela iniciativa privada. Em outras palavras, a desestatização dos setores de energia elétrica, de transporte rodoviário e ferroviário, de telecomunicações, de saneamento e de abastecimento, por serem considerados serviços públicos, depende diretamente da existência de uma lei que regule a concessão desses serviços. É verdade que o art. 7 da Lei n 8.031/1990, já dispunha que "a privatização de empresas que prestam serviços públicos, efetivada mediante uma das modalidades previstas no art. 4, pressupõe a delegação, pelo Poder Público, da concessão ou permissão do serviço objeto da exploração, observa-a a legislação específica", enquanto que o parágrafo único deste artigo estipulou "[...] o prazo de sessenta dias, contados do ato que determinar a privatização da empresa, para a elaboração, pelo poder concedente das condições e regulamentos específicos, que deverão ser observados pelo concessionário ou permissioná- rio". No entanto, estas disposições nunca foram operacionalizadas no âmbito do PND, particularmente nos processos de deses- tatização da Escelsa e da Light, as duas primeiras concessionárias de serviço público - no caso, de energia elétrica - a serem transferidas ao setor privado. 12. Ao sancionar a Lei o presidente Fernando Henrique vetou três artigos (8, 12 e 24) e, na mesma data, também adotou a Medida Provisória nº 890, que estabelece normas para outorga e prorrogação das concessões e permissões de serviços públicos. Esta Medida foi convertida na Lei n° 9.074, de 07/07/1995. 13. De acordo com o art. 174 da Constituição Federal, "como agente normativo e regulador da atividade econômica, o Estado exercerá, na forma da lei, as funções de fiscalização, incentivo e planejamento, sendo este determinante para o setor público e indicativo para o setor privado".
  9. 9. 6 A principal característica de qualquer marco regulatório é a criação de uma agência reguladora. Assim é, que a nova estrutura regulatória do setor elétrico foi definida pela Lei n 9.427, de 26/12/1996, que disciplinou o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica e instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), autarquia sob regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. O objetivo desta Agência é "regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal" (art. 2 da Lei) e, para isso, promoverá a articulação com os Estados e o Distrito Federal. A autarquia possui personalidade jurídica de direito público e autonomia patrimonial, administrativa e financeira; tem sede e foro no Distrito Federal e prazo de duração indeterminado (art. 1 do Decreto n 2.335, de 06/10/1997). Conforme o parágrafo único do art. 2 do Decreto, "a regulação e fiscalização da ANEEL incidirão sobre as atividades dos agentes envolvidos na produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, abrangendo aqueles com funções de execução de inventário de potencias de energia elétrica e de coordenação de operação". O art. 3 caput do Decreto determinou que a ANEEL deve orientar a execução de suas atividades de forma a proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia elé- trica ocorra com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade, observando os seguintes prin- cípios: • Prevenção de potenciais conflitos, por meio de ações e canais que estabeleçam adequado relacio- namento entre os agentes do setor de energia elétrica e demais agentes da sociedade; • Regulação e fiscalização realizadas com o caráter de simplicidade e pautadas na livre concorrência entre os agentes, no atendimento às necessidades dos consumidores e no pleno acesso aos serviços de energia elétrica; • Adoção de critérios que evitem práticas anticompetitivas e de impedimento ao livre acesso aos sistemas elétricos; • Criação de condições para a modicidade das tarifas, sem prejuízo da oferta e com ênfase na quali- dade dos serviços de energia elétrica; • Criação de ambiente para o setor de energia elétrica que incentive o investimento, de forma que os concessionários, permissionários e autorizados tenham asseguradas a viabilidade econômica e fi- nanceira, nos termos do respectivo contrato; • Adoção de medidas efetivas que assegurem a oferta de energia elétrica a áreas de renda e densidade de carga baixa, urbanas e rurais, de forma a promover o desenvolvimento econômico e social e a redução das desigualdades regionais; • Educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica; • Promoção da execução indireta, mediante convênio, de atividades para as quais os setores públicos estaduais estejam devidamente capacitados; • Transparência e efetividade nas relações com a sociedade. Finalmente, é importante ressaltar que a instituição de agências reguladoras no âmbito dos Estados é uma necessidade natural decorrente da possibilidade de descentralização das atribuições das agências federais. Neste sentido, para o setor elétrico, o art. 19 do Anexo I do Decreto n 2.335/1997 autorizou a ANEEL a promover, em nome da União e nos termos dos arts. 20 e 22 da Lei n 9.427/1997, a descen- tralização de suas atribuições, mediante delegação, aos Estados e ao Distrito Federal, de atividades com- plementares de regulação, controle e fiscalização dos serviços e instalações de energia elétrica, com o objetivo de: (i) "aproximar a ação reguladora dos agentes, consumidores e demais envolvidos do setor
  10. 10. 7 de energia elétrica" (inciso I); (ii) "tornar mais ágil e presente a ação reguladora" (inciso II) e (iii) "adaptar as ações de regulação, controle e fiscalização às circunstâncias locais" (inciso III).14 5 A Concessão e os Direitos dos Usuários De acordo com o art. 6 caput da Lei n 8.987/1995 "toda concessão ou permissão pressupõe a presta- ção de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta lei, nas nor- mas pertinentes e no respectivo contrato".15 O §1º do artigo define serviço adequado como aquele que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cor- tesia na sua prestação e modicidade das tarifas.16 O §2º dispõe que o princípio da atualidade compreende a modernidade das técnicas, do equipamento e das instalações e a sua conservação, bem como a melhoria e expansão do serviço. O §3º define exceções para a descontinuidade do serviço, ou seja, quando moti- vada por razões de ordem técnica ou de segurança das instalações (inciso I); e por inadimplemento do usuário, considerado o interesse da coletividade (inciso II). Os direitos gerais dos usuários estão defini- dos nos seis incisos do art. 7 da Lei de Concessão: (i) receber serviço adequado; (ii) receber do poder concedente e da concessionária informações para a defesa de interesses individuais ou coletivos; (iii) obter e utilizar o serviço, com liberdade de escolha, observadas as normas do poder concedente; (iv) levar ao conhecimento do poder público e da concessionária as irregularidades de que tenham conheci- mento, referentes ao serviço prestado; (v) comunicar às autoridades competentes os atos ilícitos prati- cados pela concessionária na prestação do serviço e (vi) contribuir para a permanência das boas condi- ções dos bens públicos através dos quais são prestados os serviços. Estes direitos gerais foram, posteri- ormente, objeto de regulação específica, seja por meio de normas gerais ou mesmo pelo Edital de Lici- tação (das concessionárias que foram desestatizadas pelo governo federal e pelos Estados) e pelo Con- trato de Concessão. 6 A Política Tarifária no Setor Elétrico A política tarifária aplicada no setor elétrico e, em particular, no segmento de distribuição, apresenta características distintas ao longo do tempo.17 Essas políticas impactaram fortemente a dinâmica do setor e, especialmente, a capacidade de as empresas terem asseguradas condições objetivas para a prestação 14. "A ANEEL irá identificar e estimular as oportunidades de delegação" (§1º do art. 19 do Anexo I do Decreto). O §2º deste mesmo artigo especificou que as atividades descentralizadas serão executadas mediante convênio e estarão voltadas preferen- cialmente para: (i) fiscalização de serviços e instalações; (ii) formulação de padrões regionais de qualidade; (iii) apuração e solução de queixas de consumidores em primeira instância; (iv) preparação de propostas tarifárias para serviços de distribuição e comercialização de energia elétrica; (v) autorização de centrais geradoras termelétricas nos termos do respectivo convênio; (vi) prestação de apoio por ocasião das outorgas de concessões para aproveitamento de potenciais hidráulicos situados em rios estaduais e (vii) acompanhamento de obras concedidas, permitidas ou autorizadas e da execução de projetos e estudos de viabilidade devidamente autorizados. "A descentralização de atividades complementares de regulação, controle e fiscalização deverá ser feita exclusivamente aos Estados que detiverem reais condições técnicas e administrativas […]" (§4º do art.). "O descumprimento das normas gerais de regulação e fiscalização definidas pela ANEEL, ou das condições estabelecidas no respectivo convênio, implicará sua rescisão de pleno direito, com revogação unilateral da delegação pela ANEEL […]" (§5º). 15. Este artigo observa o inciso IV do art. 175 da Constituição que obriga a prestação de serviço adequado. 16. Por exemplo, conforme a Primeira Subcláusula da Cláusula Segunda - Condições de Prestação do Serviços do Contrato de Concessão n° 162/98 para Distribuição de Energia Elétrica, que celebram a União e a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade De São Paulo S.A, de 15/06/1998, "Primeira Subcláusula - A Concessionária obriga-se a adotar, na prestação dos serviços, tecnologia adequada e a empregar equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na prestação dos serviços e a modicidade das tarifas." 17. A tarifa é o preço da unidade de energia elétrica (R$/MWh) e/ou da demanda de potência ativa (R$/kW). Simplificada- mente, energia elétrica é o produto da potência elétrica pelo intervalo de tempo de utilização de um equipamento ou de funci- onamento de uma instalação (residencial, comercial ou industrial).
  11. 11. 8 do serviço com qualidade (serviço adequado) e rentabilidade (preservação do equilíbrio econômico- financeiro do contrato de concessão). Na análise desta política são considerados: (i) o custo histórico do serviço, (ii) a correção monetária dos ativos e a Conta de Resultados a Compensar (CRC), (iii) a equa- lização tarifária, (iv) o custo marginal do serviço, (v) a desequalização tarifária e (vi) o comportamento recente das tarifas. 6.1 Custo Histórico do Serviço Até a década de 30, a regulação tarifária era bastante limitada e pulverizada, resumindo-se a acordos isolados entre as concessionárias e as municipalidades, que detinham o poder de concessão dos serviços de eletricidade. O regime tarifário continha a "Cláusula Ouro", que garantia a indexação das tarifas pela variação cambial, mecanismo bastante favorável às concessionárias estrangeiras. O Código de Águas (Decreto n° 24.643, de 10/07/1934) revogou essa Cláusula e definiu a indústria de energia elétrica como serviço público, estabelecendo as bases do novo marco regulatório: (i) a transferência do poder conce- dente dos municípios para a União; (ii) os critérios de concessão, pela União, da exploração dos recursos hídricos pela iniciativa privada (desvinculados da propriedade do solo e incorporados ao patrimônio nacional); (iii) regime tarifário pelo custo do serviço, com uma taxa interna de retorno máxima permitida às concessionárias de 10% sobre o custo histórico e (iv) um controle mais rigoroso sobre as concessio- nárias, através da fiscalização técnica, financeira e contábil.18 O Código de Águas foi regulamentado apenas em 1957 (Decreto n° 41.019, de 26/02/1957, que regulamenta os serviços de energia elétrica). Um dos objetivos da nova regulamentação era assegurar que as tarifas cobrissem o custo do serviço.19 Era da competência do Serviço de Águas do Departamento Nacional de Produção Mineral, subordinado ao Ministério da Agricultura, fixar as tarifas, fiscalizar a prestação dos serviços e garantir a estabilidade financeira das empresas.20 6.2 Correção Monetária dos Ativos e Conta de Resultados a Compensar A correção monetária, instituída pela Lei n 4.357, de 16/07/1964, no âmbito das reformas econômicas do primeiro governo militar, contribuiu profundamente para resgatar o valor real das tarifas (que haviam sido deterioradas pela remuneração aplicada sobre o custo histórico dos ativos) e, em consequência, contribuir para a capacidade de autofinanciamento do setor. O Decreto-lei n 54.936, de 04/11/1964 regulamentou para as empresas concessionárias de serviços de energia elétrica a aplicação do art. 57 da Lei nº 3.470, de 28/11/1958, e dos arts. 3º a 6º da Lei nº 4.357/1964, relativos à correção monetária do valor original dos bens do ativo imobilizado das pessoas 18. O Código de Águas estabeleceu, ainda, que as novas explorações de recursos hídricos só poderiam ser feitas por empresas brasileiras, excluindo, dessa forma, as operadoras estrangeiras já estabelecidas no país (Light, no Rio de Janeiro e na Grande São Paulo, e AMFORP (American & Foreign Power), no interior paulista e em algumas capitais das regiões Nordeste e Sul) (Pires (1993)). A inexistência de um órgão regulador bem equipado e a ocorrência de intensas disputas entre as concessionárias estrangeiras e o poder público fizeram com que o Código não fosse aplicado até 1954. Este contexto levou a uma solução de compromisso entre o Estado e a iniciativa privada, através da qual o primeiro responderia pelos investimentos em geração e a segunda seria responsável pelos investimentos em distribuição de energia elétrica. 19. Fazia parte do custo do serviço uma Reserva Global de Reversão (RGR), criada pelo Decreto n 41.019, de 26/02/1957. A RGR constituía-se num fundo gerido pela União, formado por um percentual equivalente a 3% dos investimentos, pagos pelas concessionárias e destinado a cobrir as indenizações nos casos de reversão dos bens e das instalações da empresa, ao final do prazo de concessão. Na prática, contudo, a RGR foi utilizada como fundo de custeio para a expansão do setor. A Lei n 5.655, de 20/05/1971, estabeleceu, formalmente, esta finalidade para a RGR, além de determinar que sua gestão, então a cargo do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (BNDE), seria transferida para a Eletrobrás. 20. Foi a Lei n 4.904, de 17/12/1965, que criou o órgão regulador, o Departamento Nacional de Águas e Energia (DNAE), ligado ao Ministério de Minas e Energia (MME). Posteriormente, ele foi transformado no Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), que absorveu, também, as atribuições do Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica (CNAEE), que tinha sido criado pelo Decreto-lei n 1.285, de 18/05/1939. Esta medida eliminou a superposição de atribuições entre esses órgãos (Pires (1993)).
  12. 12. 9 jurídicas. Em outras palavras, ele tornou obrigatória a aplicação da correção monetária sobre o valor original do ativo imobilizado das concessionárias de energia. A Lei n 5.655, de 20/05/1971, dispôs sobre a remuneração legal do investimento das concessio- nárias de serviços públicos de energia elétrica. Ela aumentou a taxa interna de retorno máxima permitida de 10% para 12%; garantiu uma taxa de retorno mínima de 10%; e estabeleceu que eventuais insufici- ências ou excessos de remuneração, apurados pelo poder concedente junto a cada concessionária, du- rante as prestações de contas anuais, passariam a ser registrados contabilmente na Conta de Resultados a Compensar (CRC). 6.3 Equalização Tarifária O processo de centralização e de estatização do setor elétrico levou à equalização, pelo Decreto-Lei n 1.383, de 26/12/1974, da estrutura tarifária nos sistemas interligados em todo o território nacional.21 Em consequência, as tarifas passaram a ser iguais para as mesmas classes de consumo em todos os Estados. Aparentemente, a estratégia do governo que orientou essa equalização baseava-se na percepção de que os benefícios da exploração dos recursos hídricos, concentrados, à época, nas regiões Sul e Sudeste, deveriam ser estendidos para todas as regiões do país, o que contribuiria para um crescimento econômico regional mais uniforme. Na medida em que as concessionárias distribuidoras tinham diferentes estrutu- ras de custos, a equalização tarifária implica em déficits para aquelas que operavam com custos unitários acima da média nacional e superávits para aquelas que operavam abaixo da média. Para dar conta deste desequilíbrio foi criado um fundo de equalização, denominado Reserva Global de Garantia (RGG), formado de depósitos efetuados na CRC pelas empresas superavitárias,22 cujo valor era calculado pelo DNAEE, que estabelecia, também, o valor dos saques efetuados pelas empresas de- ficitárias.23 Este Decreto-lei também instituiu a Conta de Consumo de Combustível (CCC) para o rateio, entre as empresas operadoras dos sistemas interligados, do custo do combustível consumido nas terme- létricas. Para a definição das tarifas de fornecimento de cada concessionária, o DNAEE analisava as informações contábeis das empresas, determinava o custo do serviço equivalente, preparava a equaliza- ção tarifária e submetia os resultados à apreciação do ministério responsável pela condução da política macroeconômica. Após a manifestação deste, o DNAEE revia os custos e, finalmente, divulgava o valor das novas tarifas. Mais tarde, o Decreto-lei n 2.432, de 17/05/1988, instituiu a Reserva Nacional de Compensação de Remuneração (RENCOR) e estabeleceu normas relativas ao equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias de serviços públicos de energia elétrica. 6.4 Custo Marginal O Decreto n 62.724, de 17/05/1968, estabeleceu normas gerais de tarifação para as empresas concessi- onárias de serviços públicos de energia elétrica. A partir deste Decreto a estrutura tarifária deveria ba- sear-se no custo marginal, com o objetivo de viabilizar uma estrutura que refletisse os custos reais de fornecimento de energia para cada consumidor.24 No entanto, a metodologia para a determinação dos custos finais de energia elétrica foi desenvolvida pelo MME, apenas a partir de 1977, através da Progra- 21. Esse Decreto-lei alterou a redação do art. 4º da Lei nº 5.655/1971, que dispunha sobre a remuneração legal do investi- mento dos concessionários de serviços públicos de energia elétrica. 22. Os depósitos da RGG respeitavam o limite de 2% dos investimentos das concessionárias. 23. Para evitar manipulação de custos e garantir que todas as empresas tivessem taxas de retorno aceitáveis, o DNAEE estabeleceu critérios contábeis uniformes para o adequado acompanhamento dos custos das empresas. 24. O Decreto n 62.724/1968 estabeleceu que para cada grupo de consumidores é assegurada a fração equivalente do custo do serviço incorrido por ele, introduzindo uma estrutura tarifária diferenciada por classes de consumidores e tipos de tensão.
  13. 13. 10 mação Conjunta DNAEE/ Eletrobrás/Concessionárias de Energia Elétrica, com a participação da Elec- tricité de France como consultora e com o apoio do Banco Mundial, de onde resultaram as novas tarifas, com base nos custos marginais de fornecimento.25 Entre 1977 e 1979 foi realizado um primeiro estudo, intitulado Estrutura do Sistema Tarifário Bra- sileiro de Energia Elétrica com Base nos Custos Marginais, cujo objetivo era examinar a viabilidade de se estimar os custos marginais de fornecimento de energia elétrica no Brasil. O estudo estimou um subs- tancial hiato entre as tarifas de demanda e consumo em relação aos custos incorridos. Em 1980 e 1981 foi concluído um estudo mais completo, intitulado Estrutura Tarifária de Referência para Energia Elé- trica, com o objetivo de confirmar os resultados anteriores, a partir de dados mais precisos, e fundamen- tar a decisão política de aplicar tarifas diferenciadas em alta tensão (tarifa horo-sazonal).26 A aplicação dessas tarifas passa a ser possível com o Decreto n 86.463, de 13/10/1981, cujo art. 2 alterou o §2º do art. 7º, o art. 14, o caput do art. 17 e o art. 18 do Decreto n 62.724/1968.27 Além disso, o art. 3º do Decreto n 86.463/1981 estabeleceu que o DNAEE poderia estabelecer diferenças tarifárias, bem como modificar os métodos de medição e de faturamento, tendo em vista os períodos do ano, os horários de utilização da energia, ou sua destinação. Após 1981, os esforços foram concentrados em dois pontos: (i) aperfeiçoamento das metodologias de cálculo dos custos e de caracterização da carga no sistema elétrico e da elaboração dos dados respectivos e (ii) aplicação das tarifas de fornecimento, inicialmente aos grandes consumidores. Segundo estudo do DNAEE (1985) "são três os princípios que fundamentam a tarifa baseada no custo marginal: neutralidade, igualdade e a eficácia".28 Além disso, "os benefícios obtidos com uma estrutura de preços de energia elétrica calcada em custos marginais são repartidos entre todos os agen- tes econômicos que participam do processo". O cálculo das tarifas marginais implica "perfeito conheci- mento do comportamento da carga e dos custos nos diversos níveis e subdivisões do sistema elétrico e do comportamento dos consumidores, elementos essenciais à avaliação dos custos dos fornecimentos". O conhecimento da carga implica na coleta de dados, análise e previsão do seu comportamento.29 Por sua vez, os níveis compreendem a produção, interconexão, repartição e distribuição.30 25. O estudo do DNAEE (1985) reconheceu que a proposta de reformulação tarifária se insere "na busca de melhor utilização da capacidade já instalada do Sistema e na orientação dos consumidores para operação mais racional de seus equipamentos. Na busca dessa racionalização, verificou-se que incentivos tarifários poderiam induzir os consumidores a programarem suas demandas para horários e estações do ano em que o custo de produção de energia fosse mais baixo. Obter-se-ia, assim, minimização de custos para o atendimento de um mesmo consumo, pelo uso mais racional das instalações existentes". Para isso, seria preciso conhecer os custos dos fornecimentos de energia elétrica (por nível de tensão, localização geográfica, hora do dia e estações do ano), o que não era oferecido pelos critérios de custo então adotados. Foi, então, decidido o uso da teoria dos custos marginais. 26. Estrutura tarifária é o conjunto de tarifas aplicáveis aos componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativa, de acordo com a modalidade de fornecimento. 27. O art. 14 passou a vigorar com a seguinte redação: "o custo do serviço do fornecimento de energia elétrica deverá ser repartido, entre os componentes de demanda de potência e de consumo de energia, de modo que cada grupo ou subgrupo, se houver, de consumidores, responda pela fração que lhe couber". Conforme parágrafo único do art., "o critério de repartição das parcelas do custo do serviço entre os componentes tarifários será definido pelo DNAEE". 28. "A neutralidade diz respeito ao nível de preço. Uma tarifa é dita neutra quando guarda uma relação tão mais unitária quanto possível com o respectivo custo. O predicado de igualdade, quando aplicado a uma estrutura tarifária, é atingido quando não se pratica a discriminação entre consumidores, isto é, consumos com características semelhantes são tarifadas da mesma maneira. A eficácia está relacionada com a capacidade que uma estrutura tarifária pode demonstrar na consecução dos objetivos econômicos colimados, notadamente a racionalização do consumo e o melhor uso dos excedentes sociais". 29. Com este objetivo foram realizadas recuperações de medições e Campanhas de Medidas a nível nacional. 30. O custo marginal de produção de longo prazo (CMLP) é formado pelo custo do investimento (expansão), o custo marginal de operação e manutenção, o custo marginal das perdas, o custo marginal de combustível e o custo marginal do déficit. O custo marginal de produção de curto prazo (CMCP) é igual ao CMLP menos o custo do investimento, ou seja, considera o atendi- mento da carga adicional sem a expansão do sistema. As linhas e subestações da Malha de Interconexão interligam as fontes geradoras e levam energia aos grandes centros de consumo. Essa malha é constituída basicamente do sistema tronco de Extra Alta Tensão (EAT) e de algumas tensões de nível inferior que possuam a mesma finalidade. Devido às descontinuidades de grande porte de suas obras, a metodologia utilizada
  14. 14. 11 Como o custo marginal varia em cada parte e instante do sistema a determinação das tarifas implica que esses custos devem ser agregados em alguns períodos horo-sazonais. Além disso, "um sistema tarifário eficiente deverá estimular cada consumidor a definir sua responsabili- dade nos limites de capacidade do sistema elétrico desde a geração até o ponto de entrega. Esse requisito é atendido mediante um preço de demanda que, ao mesmo tempo em que traduz os custos para garantia de capacidade aos fornecimentos, informa aos consumidores, de ma- neira implícita, as economias de custo de expansão de capacidade do sistema que poderão ser realizadas pelos deslocamentos de carga para hora do dia e/ou período do ano em que esse custo é menor" (DNAEE (1985)). Em consequência, a demanda contratada é o segundo parâmetro da tarifa e, portanto, a tarifa apresenta- se de forma binômia, com preços de energia e de demanda diferenciados conforme os períodos de tempo definidos.31 As tarifas foram diferenciadas por classes de consumidores e por níveis de tensão.32 Poste- riormente, passaram a ser classificadas, também, levando em conta os períodos do ano, os horários de consumo e o nível de garantia do fornecimento. O conjunto tarifário compreende três grandes grupos, com denominação em cores. A tarifa horo- sazonal azul compreende as tarifas "H" com cinco versões de Base, todas com a mesma estrutura horo- sazonal, porém, diferenciadas conforme a tensão do fornecimento: H1 (220kV ou mais); H2 (138 a 88kV); H3 (69 a 25kV); H4 (25 a 2,3 kV) e HS (subterrâneo).33 Cada uma dessas tarifas compreende: a) um preço mensal para a demanda (kW) que corresponde à soma das duas tarifas publicadas (ponta e fora da ponta); e b) quatro preços para o consumo (kWh), diferenciados segundo períodos do ano e horários do dia.34 Além disso, existem tarifas especiais utilizadas para comercializar a energia não ga- rantida, isto é, a energia excedente, interruptível.35 A tarifa verde-binômia compreende um sistema tarifário intermediário entre o horo-sazonal e o sistema monômio, capaz de atender às necessidades de parte dos consumidores com potência instalada superior a 50kW e demanda inferior a 500kW. Essa tarifa comporta duas variantes: (i) uma versão de base, ou seja, a "tarifa básica", com um preço para a demanda e outro para o consumo; (ii) uma versão "tarifa de curta utilização" com um preço relativamente baixo para a demanda (aplicável no segmento para a apuração dos custos marginais foi o custo incremental médio de longo prazo. O grupamento tarifário é o A0. A malha de repartição inicia-se nas subestações Extra Alta Tensão/Alta Tensão e destina-se a suprir os consumidores de maior porte e as subestações de distribuição. Neste caso, foram utilizadas duas metodologias para a apuração dos custos mar- ginais, em função do nível de tensão (alta - 230 kv; baixa - 138kv e 69 kv). Os grupamentos tarifários são o A1, A2 e A3. As redes de distribuição têm o objetivo de suprir os consumidores urbanos e rurais. Também neste caso existem descontinuidades importantes. Neste caso os grupos tarifários são o A4 e o BT. 31. Tarifa binômia é o conjunto de tarifas de fornecimento, constituído por preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa (kWh) e à demanda faturável (kW). Esta modalidade é aplicada aos consumidores do Grupo A. Tarifa monômia é a tarifa de fornecimento de energia elétrica, constituída por preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica ativa (kWh). Esta tarifa é aplicada aos consumidores do Grupo B (baixa tensão). 32. Para permitir a aplicação de tarifas diferenciadas e obter informações sobre o comportamento da carga foi desenvolvido o denominado Registrador Digital para Tarifa Diferenciada (RDTD). 33. Essas tarifas tornaram-se obrigatórias a partir de janeiro/1986 para todos os fornecimentos em tensão igual ou superior a 69kV e, em janeiro/87, para os fornecimentos da média e baixa tensão com demanda igual ou superior a 500kW (DNAEE (1985)). 34. Os períodos anuais são seco (compreendendo os meses de maio a novembro) e úmido (compreendendo os meses de dezembro a abril do ano seguinte). Os segmentos diários são ponta (três horas consecutivas e situadas no intervalo das 17:00 às 22:00 horas de cada dia, exceto sábado e domingo) e fora da ponta (21 horas de cada dia útil, mais a totalidade das horas dos dias de sábado e domingo; e dos feriados nacionais para os fornecimentos em tensão igual ou superior a 69kV) (DNAEE (1985)). 35. As centrais hidrelétricas brasileiras são planejadas para operar nas condições de menor pluviometria, de acordo com as estatísticas dos últimos 50 anos. Na maioria dos anos, durante o período de chuvas, há um excedente hidráulico que gera energia não garantida, uma vez que seu fornecimento pode ser interrompido com o retorno às condições pluviométricas normais. Esta energia é comercializada, geralmente, com tarifas que valem entre 15% e 30% dos valores das tarifas normais.
  15. 15. 12 fora de ponta) e dois preços de consumo, ponta e fora de ponta, com forte diferenciação. A tarifa ama- rela-monômia, onde o preço da energia aproxima-se o máximo possível do custo real. Esta tarifa com- preende quatro versões: (i) residencial, (ii) rural, (iii) iluminação pública e (iv) outros. Conforme Araújo e Besnosik (1993) a conciliação da tarifação pelo custo marginal com o meca- nismo de equalização tarifária resultou em diversos problemas: • "A equalização tarifária, ao obrigar uma uniformidade para todas as concessionárias, fez com que os valores das tarifas finais não representassem os custos marginais dos serviços, tanto no que diz respeito à tarifa de suprimento para as distribuidoras quanto à de fornecimento ao consumidor final; • As regras da tarifação pelo custo marginal asseguravam uma cobertura de custos excessiva para o componente de demanda da tarifa binômia, incentivando o sobre investimento em capacidade;36 • O custo de risco de déficit de energia, que sinaliza a confiabilidade do sistema, era o valor utilizado para estimar os custos marginais de atendimento do consumidor no curto prazo; como existe uma certa arbitrariedade na escolha dos critérios do risco de déficit, os custos marginais de curto prazo do sistema não eram apurados por métodos exclusivamente econômicos;37 • Os custos marginais de longo prazo, por sua vez, eram utilizados apenas como tarifa de referência, não sendo considerados pelo poder concedente quando da determinação do custo do serviço das concessionárias. Esta prática não prejudicou muito o setor enquanto existiam recursos extra tari- fários, utilizáveis para os fins de expansão, provenientes do IUEE e do EC." Pires e Piccinini (1998) entendem que "apesar desses problemas, a introdução do princípio do custo marginal teve impactos positivos na eficiência do setor". Exemplo disso foi a melhor modelagem da curva de carga diária do sistema, que reduziu as diferenças existentes entre as taxas de utilização de energia elétrica nos horários de pico e fora de pico. Consequentemente, o fator de carga do sistema elevou-se de 76% para 83%, enquanto a modulação da carga média reduziu-se de 60% para menos de 40% entre 1982 e 1987. Por outro lado, as tarifas sazonais tiveram pouco impacto sobre as curvas de carga porque, conforme mencionado anteriormente, foram ofertadas para grandes consumidores em alta- tensão, cuja demanda não oscila sazonalmente (Araújo e Besnosik (1993)). 6.5 Desequalização Tarifária Conforme o art. 1 da Lei n 8.631/1993 os níveis das tarifas de fornecimento de energia eléctrica a serem cobradas de consumidores finais serão propostos pelo concessionário, ao Poder Concedente, que os homologará. A ausência de manifestação de inconformidade, no prazo de quinze dias após a apresen- tação da proposta pelo concessionário, representará a homologação da mesma (§1 do art.). Os níveis das tarifas corresponderão aos valores necessários para a cobertura do custo do serviço de cada conces- sionário-distribuidor, segundo suas características específicas, de modo a garantir a prestação dos servi- ços adequados (§3 do artigo).38 Pelo §4 respeitado o valor médio das tarifas de fornecimento, devida- mente homologadas, fica facultado ao concessionário distribuidor promover alterações compensatórias entre os níveis das tarifas de fornecimento relativos a cada classe de consumidor final. 36. Esta questão foi corrigida, posteriormente, pelo DNAEE, com o estabelecimento de critérios mais equilibrados para o balanceamento dos dois componentes da tarifa binômia. 37. O custo de déficit, baseado no critério de risco utilizado para a determinação da energia firme do sistema, é definido como o custo de ocorrer uma falta de energia num nível de probabilidade de 5%, considerando a ocorrência das piores condições hidrológicas dos últimos 50 anos. Este percentual de probabilidade, definido subjetivamente, era de 30% nos anos 80. 38. No custo do serviço, além dos custos específicos dos concessionários públicos e privados, serão obrigatoriamente inclu- ídos os valores relativos aos preços da energia elétrica comprada aos concessionários supridores, inclusive o transporte da energia gerada pela Itaipu Binacional, os relativos às quotas anuais da Reserva Global de Reversão (RGR), ao rateio do custo de combustíveis e às compensações financeiras pela utilização de recursos hídricos devidos por usinas próprias (§2 do artigo).
  16. 16. 13 As alterações tarifárias foram regulamentadas pelo Decreto n 774, de 04/03/1993, que regulamen- tou a Lei n 8.631/1993. O §1 do art. 4 desse Decreto define o mecanismo de reajuste dos níveis das tarifas, calculado com base em fórmula paramétrica que reflete a alteração do poder aquisitivo da moeda sobre os custos do serviço. Os reajustes poderão ocorrer oportunamente, de acordo com o nível de perda do poder aquisitivo da moeda. O art. 5 deste Decreto estabelece que os níveis das tarifas serão revisados ordinariamente a cada três anos. No entanto, conforme o §1 deste artigo, o Poder Concedente considera revisão "o processo de aferição que poderá originar alteração dos níveis das tarifas, na ocorrência de significativas e comprovadas distorções das condições econômicas vigentes à época de sua fixação". Entende-se dos enunciados da Lei n 8.631/1993 e do Decreto n 774/1993, que o reajuste aplica- se às flutuações do valor da moeda e pode ocorrer em períodos inversamente proporcionais ao nível dessas flutuações, ao passo que a revisão aplica-se em períodos mais longos, tendo por objetivo harmo- nizar o nível tarifário com o equilíbrio financeiro da concessionária, em função de fatores econômicos, internos ou externos a ela que, à discrição do Poder Concedente, afetaram, positiva ou negativamente, esse equilíbrio. Assim, o nível tarifário pode ser alterado para mais ou para menos à época das revisões. 6.6 Comportamento Recente das Tarifas O Decreto n° 79.706, de 18/05/1977, estabeleceu que "art. 1°. O ato de fixação ou reajustamento de qualquer preço ou tarifa por órgãos ou entida- des da administração federal, direta ou indireta, mesmo nos casos em que o poder para tal fixação seja decorrente de lei, dependerá, para sua publicação e efetiva aplicação, de prévia homologação do Ministro da Fazenda. §1°. Quando se tratar de tarifa, a homologação será solicitada por intermédio da Secretaria de Planejamento da Presidência da República. [...]." Assim, a política tarifária do setor passou a ser utilizada como instrumento de política econômica. Esse uso foi particularmente importante com o recrudescimento do processo inflacionário no Brasil, que re- sultou em diversas tentativas de estabilização entre 1985 e 1994. A últimas delas, o Plano Real, deter- minou o congelamento das tarifas públicas. Apenas em novembro de 1995 a Portaria n 267/1995, do Ministério da Fazenda, autorizou ao DNAEE o reinício do processo de reajuste e homologação das tarifas de energia elétrica. O período mínimo de reajuste passou a ser de doze meses. Além disso, essa Portaria introduziu três modificações tarifárias importantes: (i) dividiu a classe de consumo residencial em duas subclasses, ou seja, a residencial e a de baixa renda (consumidores residenciais atendidos por programas especiais), (ii) alterou os percentuais de descontos aplicados às faixas de consumo residen- ciais de baixa renda e (iii) eliminou o critério de desconto em cascata para o consumidor da subclasse residencial com nível de consumo superior a 200 kWh, que passou a pagar a tarifa plena sem desconto. O método definido para a classificação dos consumidores de baixa renda, submetido previamente ao DNAEE, resultou em limites diferenciados para cada concessionária. Essas alterações aumentaram o faturamento das concessionárias distribuidoras sem que tenha havido aumento do nível das tarifas por classe de consumidores. 7 O Modelo Price-Cap e Revenue Cap O novo marco regulatório adotado no setor elétrico brasileiro está associado à introdução de uma política tarifária do tipo price-cap e revenue cap. Mais do que isso, essa política define mesmo o novo modelo regulatório adotado, modelo esse, bastante distinto da regulação mediante o controle da taxa de retorno
  17. 17. 14 sobre o investimento, até então adotado no país.39 Com as desestatizações das concessionárias (federal e estaduais) de distribuição de energia elétrica e a celebração dos novos contratos de concessão, o mo- delo tarifário sobre uma profunda alteração. Em particular, diversos dispositivos da Lei n° 8.631/1193 foram revogados pela Lei n° 9.648, de 27/05/1998. 7.1 Origens do Modelo Nos Estados Unidos, a regulação do tipo price cap foi aplicada na Michigan Bell Telephone Co., em 1982. Esse tipo regulatório também foi utilizado pela primeira vez na Inglaterra em 1982, em processo da Monopolies and Mergers Commission (MMC) contra fabricante de preservativo.40 No entanto, o marco referencial para a adoção do modelo na regulação de utilities foi o Littlechild Report, de 1983, sobre a regulação do lucro da British Telecom (BT) após a sua privatização. Em consequência, este modelo foi aplicado no âmbito do processo de privatização desta empresa em 1984. Posteriormente, foi utilizado nos processos do setor de gás, em 1986; aeroportos, em 1987; água e saneamento, em 1989- 1990; e energia elétrica, em 1990. O Report de Littlechild (1983) listou cinco critérios para a avaliação de regimes regulatórios e avaliou cinco modelos. O modelo RPI-X, denominado de local tariff reduction scheme, foi o recomendado por Littlechild. As principais características deste modelo são as seguintes: (i) a variação ponderada dos preços não pode exceder o aumento percentual de RPI-X;41 o price cap é aplicado ao preço médio caso a firma seja multiproduto; a firma tem liberdade para alterar preços relativos; (ii) o fator X é exógeno à firma, mas pode variar durante o hiato regulatório (período de tempo entre as revisões); este último, por sua vez, é fixo; (iii) existe a possibilidade de transferência de custos (cost passthrough); (iv) a firma ainda pode estar sujeita ao monitoramento do seu nível de investimento, das suas compras e ao controle de quali- dade; (v) em geral, não se conhece os critérios adotados pelo regulador para a definição do parâmetro X e, eventualmente, dos demais parâmetros; (vi) fornece incentivo para a eficiência dos custos, apesar destes serem menos relevantes com a proximidade das datas de revisão; (vii) a complexidade e a abran- gência do modelo aumentaram; ele foi complementado por esquemas de controle de qualidade e (viii) a discrição regulatória pode reduzir o incentivo para o investimento e aumentar o custo de capital. A operacionalização do modelo price cap depende diretamente do grau de intervenção e comprometimento do regulador: mais do que acompanhar o cumprimento do contrato, o regulador tem influenciado deci- sões das firmas sobre o nível e a estrutura tarifária, os investimentos e a qualidade dos serviços. 7.2 Transferência de Custo (Cost Passthrough) A regulação da taxa de retorno permite a completa transferência de custo, enquanto que a regulação price cap pura não admite qualquer transferência. Na prática, esta última admite alguma transferência, feita para proteger a firma de custos ascendentes exógenos e permitir que os consumidores se beneficiem de reduções de custos entre reajustes.42 O nível de transferência depende do grau de aversão ao risco da firma e da extensão da incerteza dos custos (ao menos no caso em que a empresa toma suas decisões antes da realização do choque de custo e, portanto, assume risco). Caso todos os custos pudessem ser 39. Para maiores detalhes sobre a regulação por incentivo ver, por exemplo, Sappington e Weisman (1996). 40. A decisão da MMC recomendava que a variação do preço fosse limitada à variação de um índice de custo de vida menos 1,5%; que o Office of Fair Trading (OFT) monitorasse a implementação; e que uma revisão fosse feita cinco anos depois. 41. No caso das utilities do setor de água e saneamento o modelo é do tipo RPI+K; exceto pelo fator de ajuste tudo o mais é igual. 42. O modelo adotado atualmente pelo setor elétrico brasileiro admite explicitamente a transferência completa de uma parcela do custo da concessionária.
  18. 18. 15 transferidos, o modelo regulatório seria equivalente a um contrato do tipo cost-plus; portanto, a transfe- rência é restringida apenas àqueles custos fora do controle da firma e que podem ser observados. Em geral, estes custos são variáveis e muito relevantes em relação ao custo total.43 7.3 Preços Relativos e Reajuste Tarifário Uma decisão fundamental no modelo price cap refere-se aos preços objeto de regulação: preços unitá- rios, preço total ou preço médio (ou preço médio de um subconjunto de produtos). Esta decisão está diretamente correlacionada com o grau de liberdade sobre preços relativos que o regulador quer conce- der à firma. Em geral, o modelo price cap admite alguma discrição na definição dos níveis tarifários, cujas principais justificativas econômicas são: (i) aumenta os lucros e, caso o price cap impeça que os consumidores piorem (no agregado) a sua posição, o bem-estar social; (ii) permite alterar preços quando os custos se modificam e suprimir qualquer subsídio cruzado e (iii) permite que novas estruturas tarifá- rias sejam introduzidas sem a necessidade de se alterar as licenças concedidas. Duas variantes do modelo são encontradas: regulação com pesos fixos (regulation with fixed weights) e regulação pela receita média (average revenue regulation). Regulação com Pesos Fixos (Regulation with Fixed Weights) Nesta variante, um índice de preço da firma é restringido pelo price cap. O principal problema decorre da demanda excessiva por informação, já que o regulador precisa conhecer a quantidade demandada ao nível de preço de referência. Os produtos podem ser ou não comensuráveis (no sentido de que o custo total da firma depende apenas do produto total). Regulação pela Receita Média (Average Revenue Regulation) Nesta variante, a receita média (receita total dividida pelo produto) é restringida pelo price cap. Esta variante é apropriada quando os produtos são comensuráveis.44 7.4 Hiato Regulatório Um hiato (lag) longo fornece incentivos para a eficiência produtiva mas pode afetar adversamente a eficiência alocativa. Comparativamente, a versão limite de price cap regulation possui um hiato infi- nito;45 no caso de rate-of-return regulation os reajustes são frequentes. Na verdade, o hiato pode ser considerado como a principal variável diferenciadora destes dois modelos, ou seja, eles podem ser ca- racterizados da seguinte forma: (i) rate-of-return regulation: reajustes frequentes e hiato endógeno e (ii) price cap regulation: hiato é relativamente longo e fixado com antecedência. Em geral, os hiatos são de cinco ano (quatro no caso da Celpa e da Coelce, e oito no caso da Light). 43. Em particular, no setor elétrico o modelo admite a transferência da: parcela da receita correspondente aos seguintes custos: cota da Reserva Global de Reversão (RGR); cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); encargos da com- pensação financeira pela exploração de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica; valores relativos à fiscalização dos serviços concedidos; compra de energia; e encargos de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica para revenda. 44. Na Inglaterra, esta variante tem sido aplicada nos setores de gás e energia e nos aeroportos. 45. Na prática, o hiato não pode ser infinito por dois motivos: a) o regulador possui capacidade de comprometimento limitada; e b) a firma regulada pode ter lucros extraordinários sucessivos ou falir.
  19. 19. 16 7.5 Incentivos para o Investimento Os resultados do modelo de Averch-Johnson (1962) demonstram que a regulação da taxa de retorno sobre o investimento provoca ineficiência na alocação de capital (especificamente, a firma escolhe uma razão K/L muito elevada para o seu nível de produção). No caso da regulação price cap, uma das prin- cipais preocupações refere-se aos incentivos para investimentos, ou seja, este modelo pode induzir ao subinvestimento pela firma. Análises recentes mostram que o subinvestimento decorre dos limites im- postos ao próprio comprometimento do regulador,46 podendo ser superado pela maior interação entre regulador e regulado. 7.6 Qualidade do Serviço Um problema do modelo price cap é a ausência de incentivos para a oferta de serviços com maior qualidade. Mais do que isso, sob RPI-X, e para um dado nível de preço, a firma é incentivada a sub investimento em qualidade. Em consequência, neste modelo existe a necessidade de se regular a quali- dade do serviço ofertado.47 Neste sentido, Rovizzi e Thompson (1992), por exemplo, apresentaram qua- tro mecanismos alternativos para a regulação da qualidade: (i) a firma deve publicar indicadores de qualidade; (ii) um indicador de qualidade pode ser incluído no price-cap; (iii) são adotados esquemas compensatórios para o consumidor e (iv) padrões mínimos de qualidade podem ser especificados e va- lidados por sanções legais (multas e revogação da licença). Na Inglaterra, por exemplo, o Competition and Service (Utilities) Act, de 1992, reforçou o papel do regulador no controle da qualidade dos serviços: (i) deu poderes para o estabelecimento de padrões e de esquemas compensatórios; (ii) esquemas foram implantados nos setores de energia, gás, telecomunica- ções, água e saneamento48 e (iii) os padrões de qualidade agora são publicados; no entanto, ainda não são explicitamente incluídos no price cap. No Brasil, o Contrato de Concessão é claro em especificar os mecanismos sugeridos por Rovizzi e Thompson (1992) para a regulação da qualidade dos serviços pres- tados pela concessionária. 7.7 Determinação do Fator X A determinação do fator X no modelo price cap é uma questão teórica e prática fundamental. Segundo Armstrong et al. (1994), o regulador deve considerar que: (i) a firma deve ser capaz de manter suas operações: o price cap não deve impedi-la de financiar seus investimentos ou mesmo levá-la à falência;49 (ii) ele deve criar incentivos para a eficiência produtiva e assegurar a eficiência alocativa; (iii) a redução de eventuais lucros extraordinários da firma pode ser um objetivo; (iv) impacto do nível do price cap sobre a competição pode não ser irrelevante. Neste sentido, os seguintes elementos são usualmente analisados na determinação de X: (i) custo de capital da firma; (ii) valor dos ativos existentes (o imobilizado base); (iii) os futuros programas de investimento; (iv) as mudanças esperadas na produtividade; (v) as estimativas para o crescimento da demanda e (vi) os efeitos de X, Y e K sobre os competidores atuais e potenciais. Na prática, o processo de determinação do fator X pode ser resumido por meio do seguinte esquema: 46. Na Inglaterra o poder discricionário do regulador é bastante grande no que se refere à mudanças nos dispositivos das licenças. No entanto, as firmas podem recorrer à MMC caso discordem das alterações. 47. Na Inglaterra, a evidência para a British Telecom nos anos iniciais pós-privatização é ilustrativa. 48. Em particular, no setor de água e saneamento: (i) existem controles bastante rigorosos sobre a qualidade da água potável e sobre o tratamento de esgotos; (ii) os padrões são estabelecidos pela European Community e pelo governo inglês e (iii) cumprimento destes padrões é monitorado pelo Drinking Water Inspectorate, pelo National River Authority e pelo Ofwat. 49. No Brasil, assegura-se o "equilíbrio econômico-financeiro do contrato".
  20. 20. 17 Um esquema para a determinação do Fator X Método do Fluxo de Caixa Descontado Neste método, o fluxo de caixa da firma regulada é projetado para valores sucessivos do fator X. Um processo de convergência sucessiva permite determinar o fator X. Uso de Indicadores Econômico-Financeiros Neste método, o regulador utiliza diversos indicadores econômico-financeiros para determinar o fator X. No Brasil, todos os Contratos de Concessão no âmbito e processos de desestatização: (i) fixaram, para o primeiro hiato regulatório um valor para o fator X igual à zero e (ii) não definiram o método para a determinação do fator X para os períodos regulatórios subsequentes ao primeiro, ou seja, deixaram à discrição do regulador a dinâmica desse fator. 7.8 Custo de Capital e Imobilizado A importância do custo de capital e do valor do imobilizado no modelo price cap decorrem de três motivos principais. Primeiro, o regulador deve permitir que as firmas financiem suas operações. Se- gundo, os investidores não terão interesse em sunk assets caso o retorno esperado esteja abaixo do custo do capital. Terceiro, a eficiência alocativa exige que o retorno esperado se iguale ao custo do capital. A estimativa deste custo, ou seja, do retorno esperado para investimentos em ativos de risco equi- valente, não é tarefa simples. Os problemas relevantes nesta estimativa derivam do fato de que: (i) o custo de capital não é observável devido à assimetria de informação entre o regulador e a firma; (ii) as informações usualmente disponíveis referem-se ao custo de equity; no entanto, o regulador está preocu- pado com o custo total de capital da firma. Daí, é fundamental conhecer-se também o custo do debt; (iii) as informações sobre o custo de capital só estão disponíveis para a firma como um todo. No entanto, a atividade regulada pode constituir apenas uma parte do negócio total da firma; em consequência, deve- se inferir sobre os efeitos das atividades não-reguladas sobre o custo de capital; (iv) o custo de capital depende das características do projeto a ser financiado; no entanto, os principais métodos disponíveis para a estimativa assumem que o projeto possui as mesmas características que a firma como um todo e (v) o próprio risco regulatório deve ser considerado na sua estimativa. No caso do custo de equity as principais alternativas para a estimação são o: (i) Capital Asset Pri- cing Model (CAPM), (ii) Arbitrage Pricing Model (APT) e (iii) Dividend Growth Model (DGM). Já o custo total de capital pode ser estimado através do Weighted Average Cost of Capital (WACC). Alter- nativamente, pode-se (i) ajustar o beta do equity para determinar o beta do ativo; em seguida, (ii) deter- minar o beta do debt e, finalmente, (iii) calcular a média ponderada.50 50. Na Inglaterra, o WACC para o setor de água e saneamento foi estimado pelo regulador no intervalo 5-6%; no momento • Variáveis Macroeconômicas • Ganhos de Produtividade • Alterações na Demanda • Investimentos FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL INDICADORES ECONÔMICO- FINANCEIROS Fator X ITERAÇÃO
  21. 21. 18 Na determinação do valor do imobilizado é imperativo distinguir-se os ativos existentes e os novos ativos que serão adicionados à operação pela firma. O principal problema, neste caso, diz respeito à determinação do valor dos ativos existentes, valor este positivo, mas abaixo do seu custo de reposição.51 8 Tarifas Horo-Sazonais e Tarifas Sociais Independentemente do procedimento teórico e operacional adotado para a formação das tarifas o regu- lador deve preocupar-se com o fato de que no setor elétrico, como em outros setores, a demanda varia de modo cíclico ao longo do tempo, o que implica a existência de períodos nos quais a demanda é sistematicamente superior àquela de outros. Esses períodos, ditos de ponta ou de pico, podem ainda ser classificados segundo o dia da semana ou a estação do ano; os demais podem ser ainda subdivididos em base e intermediários, ou ser agregados na categoria fora de ponta. O importante é que existem funções de demanda distintas segundo os períodos; os de ponta podem chocar-se com restrições de capacidade da oferta e congestionar o sistema. Isto é particularmente sério para os bens ou serviços que exigem simultaneidade entre produção e consumo, como energia elétrica.52 A demanda de ponta, portanto, é aquela que impõe investimentos na capacidade. Em tese, a apli- cação de preços a custo marginal deveria fazer cair sobre essa demanda todos os custos (de investimento e operação), enquanto a demanda fora de ponta pagaria apenas custos operacionais. Na prática, deve-se buscar uma solução intermediária: primeiro, porque as demandas nos diversos períodos não são inde- pendentes: um preço elevado para a demanda de ponta poderia deslocar as curvas de demanda na ponta e fora da ponta tornando-as mais próximas, o que é desejável, e até invertê-las, o que seria instável e indesejável. Segundo, porque os casos em que os custos de capital são muito superiores aos operacionais ou as curvas de demanda são próximas podem levar a uma demanda fora da ponta maior que a demanda de ponta caso esta arque sozinha com a expansão. De qualquer maneira, hoje é aceito na maior parte das indústrias reguladas que, onde quer que a demanda cíclica imponha custos de congestão significativos, as demandas em períodos de ponta deveriam pagar mais que aquelas fora de ponta. Nos casos onde desigualdades de rendas são importantes, considerações de eficiência devem ser complementadas com aquelas de equidade social. Na ausência de mecanismos de transferência de renda mais ou menos neutros, um mecanismo muito usado em países em desenvolvimento para permitir que camadas sociais mais pobres tenham acesso a bens e serviços básicos são as chamadas "tarifas sociais". Essas baseiam-se nas hipóteses de que consumidores de baixa e de alta renda têm demandas distintas, e de que se podem definir critérios para separá-las, como por exemplo uma quantidade (Qmin) abaixo da qual só existem consumidores de baixa renda. Estes serão subsidiados pelos demais.53 Um ponto crítico nesse esquema é a hipótese de separação em Qmin. Caso esta não seja válida, alguns consumidores de alta renda beneficiar-se-ão das tarifas sociais. Por outro lado, na ausência destas tarifas (ou de mecanismos alternativos de transferência) nenhum consumidor de baixa renda teria acesso ao bem ou serviço. Tarifas sociais baseadas em outros critérios de identificação de grupos de baixa renda (por exemplo tarifas rurais) têm problemas e vantagens similares. da privatização o custo médio atingiu 7%. A estimativa feita pelo setor era de 9,5%. Para o setor de gás, a Bristish Gas sugeriu 10,8% (no caso de novos investimentos). A Ofgas estimou entre 5,7-8,4%, enquanto que o valor calculado pela MMC, em 1993, situou-se entre 6,5-7,5%. 51. Este problema foi particularmente importante no âmbito das privatizações dos setores de gás e água na Inglaterra. Neste último setor, esta valorização ficou conhecida como indicative value. 52. Em geral, os consumidores atendidos em baixa tensão não possuem alternativas de tarifação, ou seja, são faturados de uma única forma: tarifa linear aplicada à energia medida, sem distinção horária. 53. Esse tipo de subsídio é justificado a partir de argumentos de natureza política ou de justiça social, e são tão mais aplicados quanto mais baixos forem os níveis de renda da população pobre, comparativamente ao custo da energia elétrica (Bitu e Born (1993)).
  22. 22. 19 9 Tarifas e Classes de Consumo A legislação definiu, ao longo do tempo, a organização dos consumidores em classes e grupos: (i) para efeito de aplicação de tarifa, os consumidores dividem-se em classes e grupos (art. 177 do Decreto n° 41.019/1957; art. 2° do Decreto n° 62.724, de 17/05/1968, com a redação dada pelo Decreto n° 75.887, de 20/06/1975, e Decreto n° 479, de 20/03/1992); (ii) as classes de consumidores podem ser subdivididas em grupos (art. 177, §1° do Decreto n° 41.019/1957; arts. 1° e 3° do Decreto n° 62.724/1968); (iii) diferenciação nas tarifas (Decreto n° 86.463/1981); (iv) normas gerais de tarifação (Decreto n° 62.724/1968); (v) o que se deve considerar razoável (art. 180 do Código de Águas, arts. 164 e 165 do Decreto n° 41.019/1957, modificado pelo Decreto n° 54.938/1964); (vi) as tarifas serão fixadas vedando discriminação entre consumidores (art. 180, item IV do Código de Águas, art. 164, item III, do Decreto n° 41.019/1957, modificado pelo Decreto n° 54.938/1964) e (vii) classificação de consumidores resi- denciais em duas subclasses, residencial e residencial baixa renda (Portaria DNAEE n° 437/1995). Em particular, o Decreto n° 62.724/1968 estabeleceu as normas gerais de tarifação para as conces- sionárias de serviços públicos de energia elétrica. O art. 2° criou os grupos tarifários A e B, separando as unidades consumidoras conectadas em tensão igual ou superior a 2.300 V, das atendidas em tensão inferior. Além disso, no capítulo que trata da estrutura básica de tarifas permitiu o estabelecimento de "tarifas para os consumidores do Grupo B, residenciais, não residenciais e iluminação pública" (pará- grafo único do art. 21). Em consequência, surgiram novas subclasses tarifárias aplicadas para a baixa tensão. Mais tarde, a Lei n° 8.631/1993 permitiu que as concessionárias de distribuição aplicassem tari- fas diferenciadas para cada classe de consumidor final, desde que respeitado o nível tarifário homolo- gado pelo poder concedente (conforme art. 35). A Portaria DNAEE n° 922, de 28/07/1993, explicitou a identificação de consumidores em uma categoria denominada "de baixa renda".54 A Portaria DNAEE n° 437, de 03/11/1995, teve o objetivo de identificar, entre os consumidores residenciais, aquele de baixo poder aquisitivo. Assim, foi criada a subclasse residencial baixa renda, para sua classificação, sendo atribuição da concessionária a sua ca- racterização para fins de enquadramento.55 Esta Portaria alterou o inciso I do art. 19 da Portaria DNAEE n° 222, de 22/12/1987, caracterizando a subclasse residencial baixa renda, 54. Para uma análise da tarifa social no consumo residencial de água ver, por exemplo, Andrade e Lobão (1996). 55. Segundo a ANEEL (1999), que analisou dados do período 1997-2001, o fato das concessionárias terem adotado critérios D2 Preço Quantidade ps pe C Q1 Qmin Q2 A D1 B D F
  23. 23. 20 "Residencial baixa renda – fornecimento para unidade consumidora residencial, caracteri- zada como "baixa renda" nos programas especiais de atendimento mantidos pela concessio- nária de serviço público de energia elétrica, em sua área de concessão. A caracterização das unidades consumidoras a serem enquadradas nesta subclasse deverá ser submetida pelas concessionárias à prévia aprovação do DNAEE". Segundo esta Portaria, o objetivo principal da tarifa residencial baixa renda, ou tarifa social, é "garantir o acesso à energia elétrica e, portanto, propiciar uma melhora significativa na qualidade de vida das pessoas com renda reduzida, para as quais o atendimento com tarifa normal consumiria grande parte de sua renda." Esta tarifa, em termos gerais, é objeto de um subsídio cruzado com as demais tarifas que definem a estrutura tarifária da concessionária. Assim, em decorrência da estrutura tarifária implantada no Brasil, o consumidor da subclasse resi- dencial baixa renda, juntamente com os demais consumidores, tem papel fundamental na formação da receita, do custo e da despesa totais da concessionária e, portanto, no equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato de concessão.56 Em consequência a não autorização pela ANEEL do recadastramento dos consumidores atualmente classificados nesta subclasse implica em alteração unilateral do contrato de concessão que deve, obrigatoriamente, ser restabelecido. 10 Conclusões O PND induziu e condicionou fortemente inúmeros processos de reestruturação de setores importantes de atividade econômica. Em particular, o PND foi o principal indutor da reestruturação do setor elétrico brasileiro, à semelhança do ocorrido na Inglaterra, no Chile e na Argentina. Por sua vez, o processo de reestruturação setorial - em particular, nos setores de energia elétrica, telecomunicações e gás - implicou na necessidade de se repensar os marcos regulatórios vigentes, especialmente pela incapacidade desses em se posicionarem como condicionadores da nova dinâmica setorial. A concessão e a permissão de serviços públicos no Brasil fundamentam-se nos dispositivos cons- titucionais que definem a natureza dos bens e as competências específicas atribuídas à União, aos Esta- dos e aos Municípios para a sua exploração. A Lei de Concessão, de 1995, estabelece as condições que definem este equilíbrio assim como os fundamentos da política tarifária. A estruturação de marcos regulatórios no Brasil tem como referência geral o disposto na Constitui- ção (art. 174, caput, e art. 175, caput), na Lei de Concessão e na Lei n 9.074/1995. Além desse macro referencial cada setor ainda é objeto de normatização específica. A principal característica de qualquer marco regulatório é a criação de uma agência reguladora. Assim é que a nova estrutura regulatória do setor elétrico foi definida pela Lei n 9.427/1996, que disciplinou o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica e instituiu a ANEEL. A política tarifária aplicada no setor elétrico e, em particular, no segmento de distribuição, apre- senta características distintas ao longo do tempo. Essas políticas impactaram fortemente a dinâmica do setor e, especialmente, a capacidade de as empresas terem asseguradas condições objetivas para a pres- tação do serviço com qualidade e rentabilidade. A política tarifária adotada no setor elétrico, que se seguiu à regulamentação da Lei de Concessão é do tipo price-cap e revenue-cap. Essa política, por seu diferenciados para o enquadramento do consumidor de baixa renda, implicou em distorções na alocação dos benefícios tarifá- rios. 56. Ou seja, quando da celebração do contrato de concessão com o Poder Concedente. Este equilíbrio é particularmente relevante no caso das concessionárias de distribuição de energia elétrica que foram desestatizadas a partir de 1995. Estas con- cessionárias celebraram contratos sob um novo arcabouço regulatório – de regulação por incentivo.
  24. 24. 21 turno, define todo o modelo regulatório adotado recentemente no país, no âmbito dos programas federal e estaduais de desestatização. Assim, em decorrência da estrutura tarifária implantada no Brasil, o consumidor da subclasse resi- dencial baixa renda, juntamente com os demais consumidores, tem papel fundamental na formação da receita, do custo e da despesa totais da concessionária e, portanto, no equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato de concessão. Em consequência a não autorização para o recadastramento dessa sub- classe implica em alteração unilateral do contrato de concessão que deve, obrigatoriamente, ser restabe- lecido. 11 Bibliografia Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) (1999): Nota Técnica n° 021/1999 - SRC/ANEEL, setembro, Brasília, DF: ANEEL. Andrade, Thompson A. e Waldir J. Lobão (1996): Tarifação Social no Consumo Residencial de Água, Texto para Discussão n° 438, IPEA. Araujo, João Lizardo e Roberto I. Besnosik (1993): Regulation, Institutional Structure and the Performance of the Brazilian Electricity Sector, mimeo, COPPE/UFRJ. Armstrong, Mark, Simon Cowan e John Vickers (1994): Regulatory Reform: Economic Analysis and British Experience, Cam- bridge, MA: MIT Press. Averch, Harvey e Leland Johnson (1962): The Behavior of the Firm Under Regulatory Constraint, American Economic Review, vol 52, n° 4, December, pp. 1052-1069. Bitu, R., Born, P. (1993): Tarifas de Energia Elétrica, Aspectos Conceituais e Metodológicos, São Paulo, SP: MM Editora. Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) (1985): Nova Tarifa de Energia Elétrica: Metodologia e Apli- cação, Brasília, DF: MME/DNAEE. Dias, Danilo e Adriano Rodrigues (1996): A Tarifação da Energia Elétrica em Ambiente Econômico Desregulado e Competi- tivo: Alguns Princípios e Reflexões, Pesquisa e Planejamento Econômico, vol 26, n° 1, abril, pp.119-136. Klein, Michael U. e Neil Roger (1994): Back to the Future: the Potential in Infrastructure and Privatization, em Richard O'Brian (ed.), Finance and the International Economy, vol 8: The AMEX Bank Review Prize Essays: in Memory of Robert Marjolin, New York, NY: Oxford University Press. Littlechild, Stephen (1983): Regulation of British Telecommunications Profitability, London, UK: HMSO. Ministério de Minas e Energia (MME) (1994): Programa de Revisão Tarifaria - PRT, Brasília, DF: MME/Dnaee. Pires, José Cláudio e Maurício S. Piccinini (1998): Modelo de Regulação Tarifária do Setor Elétrico, Revista do BNDES, Junho, Rovizzi, Laura e David Thompson (1992): The Regulation of Product Quality in the Public Utilities and the Citizen's Charter, Fiscal Studies, vol 13, issue 3, August, pp. 74-95. Sappington, David E. e Dennis L. Weisman (1996): Designing Incentive Regulation for the Telecommunications Industry, Cambridge, MA; MIT Press. Scherer, Frederic M. (1980): Industrial Market Structure and Economic Performance, Orlando, FL: Houghton Mifflin.

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