Título: PREÇOS ÓTIMOS PARA O SISTEMA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL: O CASO DA CHESF

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1 Título: PREÇOS ÓTIMOS PARA O SISTEMA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL: O CASO DA CHESF Palavras Chaves: Preços de Ramsey, Tarifa Selo, Revenue Cap, Price Cap, Função Custo Translogmulti produto e Cobb Douglas, Preço do Serviço da Transmissão. Área de Interesse: Teoria Econômica e Métodos Quantitativos Autor: PAULO GLÍCIO DA ROCHA, paulogr@chesf.gov.br Mini curriculum: Formação Acadêmica: Engº Eletricista, Doutor em Economia PIMES-UFPE. Profissional: CHESF Departamento de Planejamento Econômico Financeiro. 1 Endereço: Rua Delmiro Gouviea Nº 333, BONGI, RECIFE PE. CEP Fone: ,

2 PREÇOS ÓTIMOS PARA O SISTEMA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL: O CASO DA CHESF Resumo A nova ordem da organização industrial do setor elétrico mundial, e em particular no Brasil, em sua versão de desverticalização e privatização, tem provocado uma verdadeira onda de re-regulamentação da atividade produtiva, estabelecimento de novos referenciais de eficiência e, principalmente, a saída do governo, enquanto investidor, da indústria elétrica. Os maiores impactos destas mudanças refletem-se, basicamente, nos preços da eletricidade para o consumidor final. Com objetivo de explorar mais a discussão deste marco referencial de mudança, procura-se neste artigo abordar as metodologias referentes a determinação de uma das novas componentes de prestação do serviço de energia elétrica, qual seja, o transporte de energia. Dado a existência desta nova variável para os agentes participantes do mercado, elegeu-se, para definir o preço ou tarifa de transporte, os custos marginais, os preços de Ramsey e tarifa Selo, como ponto de partida para a elaboração desta variável. Foram desenvolvidos modelos de simulação de Monte Carlo que permitissem incorporar variações e aleatoriedade das variáveis apresentadas para definição dos preços de transporte. No caso de tarifas definidas pela Agência Reguladora, obtidas pela definição da Receita Permitida da empresa de transmissão, foi desenvolvido um modelo de simulação probabilística desta receita. Para determinação de exemplo empírico, tomou-se a região objeto de estudo o Nordeste e a empresa que efetuará o transporte de energia desta região, no caso a Companhia Hidro Elétrica do São Franscisco, CHESF, sua face da transmissão. Abstract The new order of the industrial organization of world-wide the electric sector, particularly in Brazil, its version of disverticalization and privatization, has provoked a true wave of re-regulation of the productive activity, the establishment of new referentials like efficiency, regulation and new agents. The biggest impacts of these changes are reflected, basically, in the prices of the electricity for the final consumer. With the objective to explore the quarrel of this referential landmark of change, it is looked in this article to approach the refering methodologies to the determination of one of the new components: energy transmission. Given the existence of this new variable for the agents of the market, it was chosen, to define the price or tariff of transmission, the marginal costs, the Ramsey prices and the postage stamp (flat rate), starting for the elaboration of this variable. Models of simulation using Monte Carlo simulation had been developed to incorporate variations and random aspects of the variable presented to set the transmission price. This tariff will be defined by Regulating Agency, Revenue-cap, for the transmission company. A empirical example was took to exemplify those possible methods of the transmission service price. The Northeast of Brazil its company whom transmit the energy, the Companhia Hidro Elétrica do São Francisco CHESF, was the referential data.

3 3 PREÇOS ÓTIMOS PARA O SISTEMA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL: O CASO DA CHESF 1.Introdução O presente trabalho analisa alternativas de precificação dos serviços de transmissão a partir da nova configuração institucional do setor de energia elétrica no Brasil. Para tanto, simula-se três métodos: custo marginal, selo e a regra de Ramsey. A evolução recente do setor elétrico no Brasil tem sido caracterizada por uma acentuada reestruturação setorial, a nível nacional, envolvendo a passagem de um monopólio estatal integrado para uma composição desverticalizada privada. A organização industrial atual, relativa à geração e transmissão, em transição, é definida por uma empresa holding, as Centrais Elétricas Brasileiras ELETROBRÁS, que detém o controle de suas subsidiárias: a Companhia Hidro Elétrica do São Franscisco CHESF, as Centrais Elétricas de Furnas, as Centrais Elétricas do Sul ELETROSUL 1, e as Centrais Elétricas do Norte ELETRONORTE. Estas subsidiárias são responsáveis pela produção e transmissão de energia. Estas empresas deverão ser cindidas em suas funções de produção e transmissão, dando origem a outras empresas com atividades específicas. A parte referente à produção deverá ser privatizada e a transmissão deverá ser mantida, temporariamente, como empresa estatal. Essa nova estrutura conduz a um novo problema, que é a definição dos preços desses serviços para a indústria (geração, transmissão, distribuição e comercialização), ao quais eram anteriormente fixados pelo governo segundo o custo do serviço da eletricidade. Dada a complexidade do relacionamento entre os diversos novos agentes, da desverticalização das macroatividades (geração, transmissão, distribuição e comercialização), das mudanças sobre o enfoque da estrutura organizacional, de monopólio estatal para privado concorrencial nos segmentos de geração e comercialização, surge, então, a questão básica: como definir os preços de energia elétrica em suas diversas fases? Em um primeiro instante, a agência reguladora, ANEEL, estabeleceu que, para o período de transição, o preço referente à geração e à transmissão será mantido constante. Esta transição está segmentada em dois períodos. O primeiro, que vai até o ano de 003, garante às distribuidoras e comercializadoras um contrato de compra e venda de energia (preços e quantidades, energia (MWh) e demanda (MW)), em patamares de preços praticados hoje pelo setor, chamados de Contratos Iniciais. O segundo, do ano de 003 a 006, tem os contratos iniciais liberados para a livre negociação de preços entre os agentes. As parcelas liberadas dos contratos iniciais serão na razão de 5% ao ano, terminando em 005 a última parcela destes contratos iniciais. Dado o novo arcabouço setorial, a empresa de transmissão terá que cobrar dos geradores e das companhias distribuidoras os serviços prestados de transporte de energia. Estes serviços, anteriormente, não eram cobrados devido à verticalização do setor, com o preço final (preço de entrega de energia para suprimento e fornecimento ) sendo único. Um problema na desverticalização é a segregação desta tarifa única, desagregando-a na componente da geração e outra de transmissão 3. Assim, o preço a ser pago pelo uso do sistema de transmissão é uma nova variável a ser considerada na composição dos preços finais. Fica evidente a importância da definição destes preços para a economia, pois passam a ser relevantes para o novo mercado de energia elétrica, tanto na alocação de futuras ofertas de energia para o sistema, como na alocação de novas cargas de consumo. Tais preços dependem de variáveis como a distribuição espacial da malha do sistema de transmissão e a localização atual da geração e da carga. Neste contexto, a localização da fonte de produção de energia 4 e a natureza estocástica da oferta e da demanda são alguns 1 A ELETROSUL foi cindida em uma empresa de Geração, GERASUL, hoje privatizada e uma de Transmissão, com a permanência da sigla ELETROSUL. Fornecimento: entrega de energia para as indústrias; suprimento: entrega de energia para as concessionárias. 3 A desverticalização das empresas pode levar a uma sobrecarga tributária devido à estrutura de impostos praticada no país. Este problema deve ser melhor avaliado em estudos posteriores, comparando os benefícios obtidos com a desverticalização e os custos adicionais (no caso mencionado, os impostos). 4 Os recursos hídricos, fonte primária da produção hidroelétrica que representa hoje 95% da produção total de eletricidade, distam dos grandes centros de consumo e, portanto, necessitam de um sistema de escoamento desta energia.

4 dos fatores complicadores na definição e cálculo dos preços da transmissão. Além disso, o sistema de transmissão incorre em perdas inerentes que são não lineares, além de enfrentar limites de capacidade de transmissão dos circuitos e problemas de não armazenabilidade da eletricidade. Algumas variáveis são importantes na análise dos preços do sistema de transmissão. Destaca-se a configuração da topologia da rede, as características da demanda, os investimentos já realizados, os custos financeiros, os custos de operação e manutenção e a localização da produção e consumo. Vale ressaltar que os preços do uso do sistema de transmissão serão indicadores para os agentes de geração e consumo (consumidores livres 5 ) avaliarem: i) posicionamento geográfico de investimento; ii) rentabilidade do capital aplicado; iii) estabelecimento de posições estratégicas de mercado. No novo modelo, o pagamento pelo serviço de transmissão é feito por duas componentes: i) custo pelo transporte de energia; ii) custo pela conexão do sistema. A primeira dependerá da capacidade instalada disponibilizada para o transporte de energia e a segunda é estabelecida de acordo com os investimentos de acesso à rede. Esta última parcela poderá, ainda, não existir, caso os novos acessantes da rede de transmissão optem por realizar os investimentos de conexão.. Contexto Atual A evolução recente do setor elétrico no Brasil tem sido caracterizada por uma acentuada reestruturação setorial, a nível nacional, envolvendo a passagem de um monopólio estatal integrado para uma composição desverticalizada privada. A organização industrial atual, relativa à Geração e Transmissão, em transição, é definida por uma empresa holding, as Centrais Elétricas Brasileiras ELETROBRÁS, que detém o controle de suas subsidiárias: a Companhia Hidro Elétrica do São Franscisco CHESF, as Centrais Elétricas de Furnas, as Centrais Elétricas do Sul ELETROSUL 6, e as Centrais Elétricas do Norte ELETRONORTE responsáveis pela produção e transmissão de energia. Estas empresas deverão ser cindidas em suas funções de produção e transmissão, dando origem a outras empresas com atividades específicas. A parte referente à produção deverá ser privatizada e a transmissão deverá ser mantida, inicialmente, como empresa estatal. Foi instituído o Comitê Coordenador do Planejamento do Setor Elétrico CCPE, pertencente ao Ministério das Minas e Energia MME, com a atribuição de realizar o Planejamento indicativo de longo prazo do Setor Elétrico como um todo, a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, com a missão de regular e preservar o mercado de eletricidade, o Mercado Atacadista de Energia MAE, local onde se realiza a compra e venda de energia no mercado spot. Essa nova estrutura, permitindo a ação concorrencial na geração e comercialização, e tendo a transmissão e a distribuição um papel importante na composição do preço entre os agentes participantes, conduz a um novo problema, que é a definição dos preços desses serviços para a indústria (geração, transmissão, distribuição e comercialização). A contribuição deste artigo está centrada na discussão sobre os preços do segmento da transmissão, destacando-se a sua formação e possíveis reflexos sobre os agentes participantes do mercado. Também, dada a pouca literatura econômica no Brasil sobre o assunto e resultados empíricos de modelagem, espera-se, com este artigo, contribuir para uma avaliação da aplicação dos métodos de precificar este serviço. Dado o novo arcabouço setorial, a empresa de transmissão terá que cobrar dos geradores e das companhias distribuidoras os serviços prestados de transporte de energia. Estes serviços, anteriormente, não eram cobrados devido à verticalização do setor, com o preço final (preço de entrega de energia para suprimento e fornecimento 7 ) sendo único. Um problema na desverticalização é a segregação desta tarifa 4 5 Existem, ainda, dentro da classe de consumidores aqueles que não têm a flexibilidade de escolha, chamados de consumidores cativos. 6 A ELETROSUL foi cindida em uma empresa de Geração, GERASUL, hoje privatizada e uma de Transmissão, com a permanência da sigla ELETROSUL. 7 Fornecimento: entrega de energia para as indústrias; suprimento: entrega de energia para as concessionárias.

5 única, desagregando-a na componente da geração e outra de transmissão 8. Assim, o preço a ser pago pelo uso do sistema de transmissão é uma nova variável a ser considerada na composição dos preços finais. Fica evidente a importância da definição destes preços para a economia, pois passam a ser relevantes para o novo mercado de energia elétrica, tanto na alocação de futuras ofertas de energia para o sistema, como na alocação de novas cargas de consumo. Tais preços dependem de variáveis como a distribuição espacial da malha do sistema de transmissão e a localização atual da geração e da carga, as características da demanda, os investimentos já realizados, os custos financeiros, os custos de operação e manutenção. Neste contexto, a localização da fonte de produção de energia 9 e a natureza estocástica da oferta e da demanda são alguns dos fatores complicadores na definição e cálculo dos preços da transmissão. Além disso, o sistema de transmissão incorre em perdas inerentes que são não lineares, além de enfrentar limites de capacidade de transmissão dos circuitos e problemas de não armazenabilidade da eletricidade. Alguns autores sugerem a adoção de metodologias que levem a um aumento da eficiência das empresas e do mercado. Borenstein, Bushnell e Stoft (1999), Caramanis e Tabors (1998), Chao e Peck (1996), Oren (1997), Schweppe, Caramanis, Tabor e Bohn (1988) avaliam as empresas de transmissão sob a ótica do poder que elas têm sobre o mercado. A definição não somente do preço, mas, também, dos procedimentos operativos podem influenciar significativamente o comportamento dos agentes, como, por exemplo, em um sistema que não tenha uma coordenação centralizada, um gerador pode provocar um esgotamento nas linhas de transmissão, impedindo a oferta de outros geradores no sistema, levando-o a uma posição estratégica de mercado, (Margolis, Stephen e Libowitz (1999) e Rocha (1997)). Em geral, eles simplificam suas análises desconsiderando os problemas de energia reativa e fluxos circulares 10. Apesar da relevância que estes dois tipos de problemas trazem para a quantificação de uma política ótima de preços, os autores afirmam que existirá uma elevação do grau de dificuldade na modelagem destas variáveis. Sabe-se que a importância estratégica da capacidade de transmissão poderia diminuir se estes dois fatores fossem considerados explicitamente (Borenstein, Bushnell e Stof (1999), Borenstein, Bushnell e Knittel (1999)). Chao e Peck (1996) trabalhando com um modelo de preço da transmissão diferentemente de Borenstein, Busnell e Stoft (1999) encontraram as mesmas condições de resultados que os sugeridos por eles. Schweppe et alii(1988), no entanto, sugerem a adoção de preços nodais para o serviço de transmissão. Vale ressaltar que os preços do uso do sistema de transmissão serão indicadores para os agentes de geração e consumo (consumidores livres 11 ) avaliarem: i) posicionamento geográfico de investimento; ii) rentabilidade do capital aplicado; iii) estabelecimento de posições estratégicas de mercado. Devem-se, portanto, enfatizar condicionantes da formação dos preços do serviço de transmissão, onde destacam-se: i)os ativos existentes com diversos graus de maturação do capital investido; ii)a estrutura de oferta e demanda; iii)o preço final da geração e transmissão existente; iv) a nova ordem organizacional. A remuneração do sistema de transmissão deve cobrir os custos fixos e variáveis e remunerar o capital aplicado. No entanto, como definir o processo de formação da receita, oriunda dos pagamentos de seus usuários, geradores e consumidores, para formar o montante necessário à cobertura dos custos de operação e manutenção (O&M) e remuneração do capital? Hoje, período de transição, o montante dos recursos necessários para a empresa de transmissão é obtido a partir da avaliação dos ativos em serviço, considerando o tempo de depreciação do capital e dos custos de operação e manutenção. Adicionalmente, o órgão regulador pode inserir um fator de eficiência, que permita uma melhora da eficiência interna da empresa. No novo modelo, o pagamento pelo serviço de transmissão é feito por duas componentes: i) custo pelo transporte de energia; ii) custo pela conexão do sistema. A primeira dependerá da capacidade 8 A desverticalização das empresas pode levar a uma sobrecarga tributária devido à estrutura de impostos praticada no país. Este problema deve ser melhor avaliado em estudos posteriores, comparando os benefícios obtidos com a desverticalização e os custos adicionais (no caso mencionado, os impostos). 9 Os recursos hídricos, fonte primária da produção hidroelétrica que representa hoje 95% da produção total de eletricidade, distam dos grandes centros de consumo e, portanto, necessitam de um sistema de escoamento desta energia. 10 No caso do Brasil não é fator preponderante. 11 Existem, ainda, dentro da classe de consumidores aqueles que não têm a flexibilidade de escolha, chamados de consumidores cativos. 5

6 instalada disponibilizada para o transporte de energia e a segunda é estabelecida de acordo com os investimentos de acesso à rede. Esta última parcela poderá, ainda, não existir, caso os novos acessantes da rede de transmissão optem por realizar os investimentos de conexão. 3.Método 3.1.Características do Sistema de Transmissão O sistema de transmissão trabalha com uma margem de folga operacional, dadas as características da demanda diária do sistema. Esta ociosidade, que representa um excesso de capacidade instalada disponível para os usuários do sistema, deve estar refletida no sistema de preços de modo a influenciar no comportamento da demanda, tornando-a mais suave, mais constante 1 (Crew et alii, 1995). Este excesso de capacidade, decorrente das características da demanda, torna problemático o uso do custo marginal como elemento base para a determinação de preços ótimos para o serviço de transmissão, pois os custos marginais de operação seriam próximos de zero, e, nesta situação, os preços não cobririam os custos fixos e a remuneração do investimento, excetuando-se os casos onde a capacidade se esgote com o crescimento da demanda. No entanto, para períodos onde a capacidade se apresenta com restrição para atendimento à carga, o uso de metodologias com base em custos marginais parece ser apropriada, pois refletirá o verdadeiro impacto do aumento marginal do uso do sistema. A tendência de esgotamento do sistema de transmissão provocaria uma externalidade negativa para todos os participantes, em que um consumidor adicional provocaria um efeito de diminuição da qualidade da energia fornecida naquele ponto da malha do sistema e, indiretamente, para o sistema como um todo, refletindo-a na estabilidade elétrica e na diminuição da confiabilidade do sistema. Newbery (1997) lembra que tal externalidade negativa pode ser oriunda da demanda, como mencionado acima, mas, também, pode vir pelo lado da oferta, onde um eventual excesso de oferta em determinado ponto do sistema pode provocar um esgotamento ou levar ao stress do sistema de transmissão. Neste caso, preços com base em custos marginais poderiam modificar o comportamento dos produtores e consumidores diante da perspectiva de pagarem pelo uso marginal do sistema em períodos críticos de estrangulamento, via preço de transporte de energia. As características dos preços dos serviços de transmissão têm sido conhecidas como elemento central em planejamento e operação do sistema elétrico eficiente. Até então, tradicionalmente, os serviços de transmissão de energia eram integrados às empresas de geração e tinham como enfoque principal a otimização da geração nas decisões de investimento, onde o aumento da capacidade de transporte permitiria vantagens de economias de escala para a produção de eletricidade, como, por exemplo, minimização da margem de reserva de capacidade de geração (reserva girante do sistema), bem como a integração de bacias hidrográficas com períodos fluviais sazonalmente diferentes, possibilitando um incremento adicional das energias firmes 13 dos sistemas hidráulicos. A metodologia utilizada para a definição deste preço era o custo do serviço, definido para cobrir todos os custos incorridos, operação e manutenção, mais uma parcela do custo de capital equivalente aos ativos imobilizados, estabelecido por um percentual fixo, 1% ao ano, correspondendo à remuneração do capital investido. Para a nova situação propõe-se cinco etapas para o processo de determinação do preço dos serviços de transmissão para um serviço monopolizado: Determinação dos ativos da rede de transmissão, pelo qual a composição da estrutura de tarifas deverá formar parte da receita para cobrir estes investimentos. Estes ativos incluem: os ativos de conexão, ativos relacionados à rede de transmissão e subtransmissão e equipamentos associados ao sistema de 6 1 Este efeito de suavização da curva de demanda para o sistema de transmissão induz a um menor montante de investimento de capacidade de transporte, diminuindo, deste modo, a diferença da capacidade máxima disponibilizada para os usuários e a demanda mínima utilizada do sistema. 13 A energia firme de uma usina hidroelétrica equivale à energia gerada durante o período crítico do histórico de vazões do rio, pior período de vazões.

7 segurança e qualidade da energia. Ressalvam-se os casos de sobre investimento, efeito Averch-Jonhson, e casos de decisões erradas de investimento no passado; Determinação de uma taxa de retorno apropriada para os ativos de transmissão. Essa taxa de retorno, ou taxa de desconto, deve refletir os riscos associados ao negócio. Do valor dos ativos e da taxa de retorno é possível determinar o aluguel do sistema como um todo, determinando uma parte da receita para o sistema. Essa taxa de retorno seria a remuneração do capital investido. Bös (1985) sugere uma taxa de retorno baseada no lucro total mais os custos de capital frente ao total dos investimentos aplicados. Determinação dos demais custos associados, como operação e manutenção. Neste tópico, por insuficiência de informações estatísticas das empresas quanto ao levantamento e registro dos gastos com operação e manutenção no sistema de transmissão e, considerando o fato das empresas ainda estarem verticalizadas na geração e transmissão, utilizar-se-ão dados empíricos da CHESF. Este fato divergirá de empresa à empresa, considerando os efeitos da espacialidade da malha. Contudo, deve-se observar que este tipo de empresa tem uma forte correlação entre montante de ativos em serviço e gastos com operação e manutenção. O conhecimento dos itens e 3 permite formular parte da receita anual do sistema de transmissão. Esta receita anual deve incorporar todos os efeitos fiscais hoje existentes, além das penalidades impostas pela ANEEL para o caso do não atendimento por parte da empresa, entendendo como as saídas dos equipamentos e linhas de transmissão, mesmo que programadas, ou ocorrência acidental. Deve-se destacar que os efeitos da depreciação e, por conseguinte, o tempo de vida útil dos equipamentos e linhas influenciam fortemente no fluxo de caixa operacional da empresa. Para a definição da receita de equilíbrio econômico-financeira para a empresa de transmissão adota-se o Modelo Simplificado, MAPT Modelo de Avaliação de Projetos de Transmissão, o qual nos permite inferir sobre as principais variáveis e parâmetros em análise. Este modelo econômico-financeiro foi desenvolvido para a mensuração da receita necessária da empresa de transmissão, como resultado parcial. Sua base de software é uma planilha Excel com programação de otimização em Visual Basic. Os principais dados necessários são: o valor dos ativos em serviços da empresa de transmissão, os custos de operação e manutenção, a proporção entre capital próprio e capital de terceiros, as taxas de impostos e encargos setoriais (taxa de administração da ANEEL, por exemplo), taxa de juros do capital de terceiros, remuneração do capital próprio, tempo de concessão, novos investimentos e prazo de carência dos financiamentos. Este modelo foi aperfeiçoado para o uso do Método de, no qual nos interessa o resultado da receita associado a uma probabilidade de sucesso, condicionada à função de distribuição das principais variáveis de entrada 14. Destaca-se o ativo imobilizado em serviço, a taxa de remuneração do capital próprio, a taxa de juros de financiamento e custos de operação e manutenção. Admite-se um intervalo de confiança de 95% para a convergência do resultado da receita esperada. A segunda fase na determinação dos preços dos serviços é definir o preço tal que: RT t = ti * qi + ai; (3.1) i Onde RT t é a receita permitida obtida na primeira fase. Após a definição desta receita globalizada, devese repartí-la entre os agentes envolvidos na indústria elétrica, geradores e consumidores/distribuidores. Assume-se uma partição de 50% para a geração e 50% para os consumidores. 3..Definição da Função Custo Para a determinação da função custo de transporte de energia, usa-se, como proposição, dois tipos de funções: 1) a Cobb-Douglas para a função de produção, utilizando uma função custo aditiva linear; e ) a Translog multiproduto para a função custo total, utilizada no trabalho de Nelson, Roberts e Tromp (1987). No caso da função translog admite-se um único produto, que é o transporte de energia. A escolha destas funções podem ser justificadas observando-se algumas propriedades que as mesmas possuem, do tipo monotônica e crescente, importantes para o tratamento dos custos 7 14 Algumas delas permanecendo na forma determinística.

8 (investimentos e operacionais) da prestação do serviço de transporte de energia. Por conta destas propriedades elas são frequentemente utilizadas para estudos de preços e demandas no setor elétrico. Uma outra razão do uso destas funções são que elas não apresentam restrições quanto aos seus domínios, podendo ser obtidos todos os resultados, imagem da função, possíveis. a) Uma aproximação da função translog produto único poderia ser formulada da seguinte maneira: 1 ln( CT ) = β 0+ βi ln( wi ) + βqln( Q ) + γ ikln( wi )ln( wk ) + γ i ln( wi )ln( Q ) (3.) i i k i Com w i e w k assumindo os valores de K, capital aplicado, e L, trabalho utilizado, em unidades monetárias, βi, γ ik e γ i os coeficientes das variáveis. O custo marginal resultante pode ser obtido então por: 8 CMg j CT = Q j CT ln( CT ) CT = * = *( β Q + γ i ln( wi )) (3.3) Q j ln( Q j ) Q j i b) Utiliza-se uma função de produção do tipo Cobb-Douglas onde: q = f ( K, L) = K a L b (3.4) Com a e b R, K a quantidade de capital acumulado e L a quantidade de trabalho para o transporte de q unidades de energia. Tomando-se como referência que a empresa minimiza custos e definindo a função custo total como C(w K,w L,q) = w K K + w L L (4.13), então a função objetivo é dada por: Min w K K + w L L tal que K a L b = q (3.5) Assim: C( w w q CMg = K, L, ) 1 * 15 (3.6) q a + b 3.3.Elasticidade Setorial Existem poucos estudos de cálculo de elasticidade no setor elétrico brasileiro desagregada nos seus principais setores de consumo. Porém, ela é fator preponderante no cálculo dos preços de Ramsey. Dada essa dificuldade de disponibilidade de informação, usa-se alguns trabalhos publicados com resultados da elasticidade preço da demanda da eletricidade. Para as elasticidades, ε i, de cada setor, utiliza-se os resultados apresentados no trabalho de Andrade e Lobão (1997) para o setor residencial e, para os demais setores, os dados apresentados nos trabalhos de Schneider (1998) e Nelson, Roberts e Tromp (1987), realizados sobre o setor elétrico americano. Adotase estes índices de elasticidade como uma proxi da elasticidade destes outros setores, (Industrial, Comercial e Outros). Apesar desta restrição da inexistência de informação sobre elasticidade de consumo de eletricidade no Brasil, partiu-se por adotar as elasticidades referenciados nos trabalhos acima, com o objetivo de construir uma função de distribuição normal, por entender que os resultados a serem obtidos são feitos por simulação de Monte Carlo, o qual considera uma variação dos valores iniciais, conforme a equação 3.7. Utiliza-se uma função de distribuição de probabilidade para definir as elasticidades esperadas por setor: ε s = p h.ε h, s (3.7) h 15 Ver Apêndice.

9 Onde, ε s é o valor esperado da elasticidade do setor s, p h é a probabilidade de ocorrer a elasticidade ε h,s do setor s, sendo h o nível da discretização da função de distribuição de probabilidade da elasticidade, definida pelo intervalo, setorial, da elasticidade máxima e mínima, e atribuindo uma distribuição normal para definir o valor esperado. 3.4.Número de Ramsey A variação do número de Ramsey dependerá da postura monopolista que a empresa de transmissão possa assumir. Nelson, Roberts e Tromp (1987) sugerem que o número de Ramsey seja determinado como uma função da lucratividade da firma que opere em ambientes competitivos. Para o caso em estudo da empresa de transmissão, admite-se que o lucro seja nulo, assumindo-se, para análise da organização industrial, valores no intervalo (0,1), onde o extremo inferior representa o ambiente de concorrência perfeita e, no superior, representa a condição de mercados monopolistas. 4.Resultados t(π) = φ, com φ constante, isto é, φ R e 0 < φ < 1; (3.8) Os principais resultados da modelagem do caso empírico da determinação do preço do transporte de energia para o caso da CHESF, destacando os principais setores de consumo, as principais fontes de energia disponíveis na região utilizadas para gerar eletricidade, a rede de transmissão de energia e os resultados econométricos das funções Custo Marginal, preços de Ramsey, Tarifas Nodais e a formulação da Receita Permitida. Serão utilizados os dados das características técnicas das linhas de transmissão do sistema CHESF de 500kV e 30 kv para o mercado, por zona elétrica de transmissão e custos praticados pela CHESF. As informações específicas da malha dos sistemas de transmissão, como impedâncias das linhas e disposição física, foram tomadas a partir da base de dados do ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico. As informações sobre custeio do sistema de transmissão, no que se refere à mão-de-obra e capital, foram levantadas a partir de dados contábeis e orçamentários realizados pela empresa, a partir de Anteriormente, os dados eram disponibilizados de maneira agregada, geração e transmissão, lembrando que o processo de desverticalização das empresas do setor teve o seu início no ano de Custos Marginais e Preços de Ramsey () Utilizando-se a forma Cobb-Douglas para a função de produção do transporte de energia, chegamse aos seguintes resultados, a partir da série histórica mensal dos investimentos ao longo do período de jan/1997 a jul/000 e da energia transportada. O modelo proposto, custo total como função do capital acumulado e trabalho, é apresentado na Tabela 4.1. Este, resume as principais simulações econométricas da função de produção, onde destacam-se os parâmetros alfa e beta, que representam as elasticidades do capital acumulado e trabalho, respectivamente. Os dois modelos selecionados da energia transportada (MWh) em função do capital acumulado e do trabalho, equações B (sem intercepto) e D (com intercepto) da Tabela 4., são resultantes de uma série de estudos de modelagem da função de transporte de energia, considerando os dados disponíveis. Dos dados originais, foi necessário fazer as devidas correções, utilizando o método de Cochrane-Orcutt, β-rô 16, para evitar o problema de autocorrelação entre as variáveis explicativas. Os modelos resultantes são: E * K * alfa xl * beta alfa beta 1 ) = acumulado (4.1) e E * A K * xl * ) = * acumulado (4.) 9 16 Fator de Correção da autocorrelação: ρ = n e t e t 1 n e t 1 ; e t, e t-1 são os erros da regressão.

10 10 TABELA 4.1 Resultados Econométricos para a Função Transporte de Energia Coeficientes Modelos Constante ln(a) Alfa Beta Modelo 1), sem intercepto 0,4567 0,3617 Desvio padrão (0,0454) (0,0557) Modelo ), com intercepto 4,47 0,0845 0,0331 Desvio padrão (0,3065) (0,0309) (0,0311) β-rô 0,6535 E* ->Energia transportada corrigida por β-rô K*acumulado corrigido por β-rô L* corrigido por β-rô TABELA 4. ANÁLISE ECONOMÉTRICA DA FUNÇÃO DE PRODUÇÃO TIPO COBB-DOUGLAS A - ln (E) = alfa*ln(kacumulado) + beta*ln(l) B - ln (E*) = alfa*ln(kacumulado*) + beta*ln(l*) C - ln (E*) = ln(a) + alfa*ln(kacumulado*) + beta*ln(l*) D - ln (E*) = ln(a) + alfa*ln(kacumulado*) Kacumulado - Capital Acumulado Constantes alfa, beta L Quantidade de dispêndio com trabalho Equações - A, B, C e D Sem intercepto Sem intercepto Com intercepto Com intercepto A B C D R^ ajustado 0,99 0,99 0,13 0,1 Constante 4,471 4,7076 Desv. Pad. 0,3065 0,110 t-student 14,5900,000 Sig t - - Alfa 0,35 0,4567 0,0845 0,0777 Desv. Pad. 0,079 0,0454 0,0309 0,0300 t-student 7, ,050,7310,5630 Sig t - 0,0097 0,0146 Beta 0,649 0,3617 0,0331 Desv. Pad. 0,0338 0,0557 0,0311 t-student 19, 6,4900 1,060 Sig t - 0,900 F 9.84, ,46 3,8590 6,5600 Sig F - - 0,0303 0,0146 DW 0,6461 1,6064,830,7350 β ρ - 0,6535 0,6535 0,6535 β ρ -> Coeficiente de correção da autocorrelação Método de Cochrane-Orcutt 4.. Custos Marginais Função tipo Cobb-Douglas A partir dos resultados econométricos, determina-se a função custo marginal para a forma Cobb- Douglas, com capital e trabalho como base das variáveis explicativas para definição dos custos de transporte de energia. A equação 4.3 apresenta todos os coeficientes relevantes para a definição da função custo marginal. O gráfico correspondente aos resultados a partir da função 4.3 é apresentado abaixo, destacando-se a função distribuição da função custo marginal e indicando, também, a frequência acumulada dos resultados dos custos marginais.

11 11 0,36 0,46 0,46 0, ,46 0,8 0,36 CMg = * ( ) + ( ) 0,8 * ( w ) 0,8 * ( ) 0,8 * 0,8 K wl Q (4.3) 0,8 0,8 0,8 Os valores dos custos marginais para função acima são apresentados no gráfico 4.1. GRÁFICO 4.1. Distribuição dos Custos Marginais - Função Cobb-Douglas 35% 100% 30% 5% Fre qu ên 0% cia (%) 15% 90% 80% 70% 60% 50% 40% Fre qu ên cia Ac um ula da (%) 10% 30% 5% 0% 10% 0% 7,8 10,81 14,34 17,87 1,40 4,93 8,47 3,00 35,53 39,06 0% Custo Marginal Frequência Acumulada 4... Função Custo Translog Multi produto Utilizando a mesma base de dados de simulação para a função custo marginal da forma Cobb- Douglas, apresenta-se, abaixo, os resultados para a formação da função custo marginal da forma Translog (equação 4.4). ln( CT ) = 35,7 3,574 * ln( Q) 0,364*ln( wk ) * ln( wl ) + 0,19*ln( wk ) * ln( wk ) + (4.4) + 0,9 * ln( wl ) *ln( Q) CT e a função custo marginal igual a: CMg = = CT * ( 3, ,9 ln( w )) Q 1 L (4.5) Q O gráfico 4., a seguir, apresenta a simulação gráfica dos resultados a partir da equação 4.5. GRÁFICO 4. Distribuição dos Custos Marginais - Função Translog 30% 100% 90% 5% 80% Frequência (%) 0% 15% 10% 70% 60% 50% 40% 30% Frequência Acumulada (%) 5% 0% 10% 0% 0,8 1,4,19 3,15 4,11 5,06 6,0 6,98 7,93 8,89 0% Custo Marginal Frequência Acumulada

12 1 TABELA 4.3 Resultados Econométricos da Função Custo Translog Multiproduto R-ajustado F DW Estatística 0, ,37 1,88 Coficientes Valores Desv Padrão t-student Constante 35,700 3,143 11,358 ln(q) -3,574 0,41-8,669 ln(k) ln(l) -0,364 0,04-14,90 ln(k) ln(k) 0,19 0,013 17,013 ln(l) ln(q) 0,9 0,014 16,680 Ln(K) ln(q) (*) -6,90 E-03 0,015-0,463 (*)-Não aceito estatísticamente por ter 64,7% de significância da estatística t-student. Mesmo com uma formulação matemática para a função translog-multiproduto bastante divergente da forma Cobb-Douglas, percebe-se que a curva de distribuição dos custos marginais tiveram uma distribuição bastante semelhante. Porém, observando-se os resultados da função translog, pode-se constatar que ela está um pouco deslocada para a esquerda da função Cobb-Douglas, repercutindo no valor esperado dos custos marginais. Estes resultados deverão ser considerados na análise e formação dos Preços de Ramsey, apresentados na seção seguinte Preços de Ramsey Os preços Ramsey, baseados nas elasticidades de cada setor, são determinados utilizando os custos marginais apresentados para a empresa de transmissão, através de modelos estocásticos dinâmicos sujeitos a incertezas (Nelson, 1995). Considerando-se os dois casos das funções custos marginais, oriundos da função de produção Cobb-Douglas e da função Translog, apresenta-se a seguir os preços de Ramsey relativos às funções aplicadas aos casos de elasticidades setoriais apresentadas nos trabalhos de Andrade e Lobão (1997), especificamente para o setor residencial brasileiro, Nelson, Roberts e Tromp (1987) e Schneider (1998) para os setores comercial e industrial, como uma proxi destes setores no Brasil. A falta de dados e trabalhos referentes à estes dois últimos setores, quanto à elasticidade, obriga-nos a tomar como referência os parâmetros da elasticidades apresentadas nestes trabalhos Função Custo tipo Cobb-Douglas Os resultados da simulação dos preços de Ramsey tem origem nas funções custos marginais, definidos anteriormente, e utilizando como metodologia a equação 5.3, admitindo o modelo de Monte Carlo para simulação e incorporando as elasticidades preço da demanda e o número de Ramsey. O nível de convergência adotado na simulação foi de 95% de estabilidade do valor médio esperado. Com o objetivo de analisar a influência do número de Ramsey na simulação, adotou-se para ele e para todos os casos de simulação uma função de distribuição normalizada, t(π) pertencente ao intervalo (0,1), e os casos selecionados de t(π) = 0,6 e t(π) = 0,8, representando o poder de monopólio que a firma possa exercer. Os preços de Ramsey são desagregados por setor da economia segundo sua elasticidade. Os setores escolhidos foram o residencial, o industrial e o comercial.

13 13 a)usando as elasticidades apresentadas por Nelson, Roberts e Tromp (1987). 160,00 GRÁFICOS 4.3 Número de Ramsey Aleatório Intervalo (0, 1) 140,00 10,00 100,00 R$/ M Wh 80,00 60,00 40,00 0, GRÁFICOS 4.4 Número de Ramsey - 0,6 40,00 35,00 30,00 5,00 0,00 15,00 10,00 5, GRÁFICO 4.5 Número de Ramsey - 0,8 95,00 85,00 75,00 65,00 55,00 45,00 35,00 5,00 15,00 5, O efeito do aumento do número de Ramsey, (t(π)), provoca um deslocamento de todos os preços finais de todos os setores. Também, verifica-se uma elevação dos picos máximos nas simulações, no caso t(π) = 0,8 e t(π) = 0,6. Nota-se que o efeito maior deste aumento do número de Ramsey atinge com maior ênfase o setor residencial, relativamente aos outros dois setores, comercial e industrial, por apresentar uma baixa elasticidade preço da demanda.

14 14 b)usando as elasticidades de Schneider (1998): As simulações para este caso divergem das anteriores por considerar os valores das elasticidade apresentada por Schneider (1998). Inicialmente, a exemplo do ítem anterior, admite-se que o número de Ramsey possa ser aleatório, na determinação dos preços finais de Ramsey, apresentado no gráfico 5.6., abaixo. GRÁFICO 4.6 Número de Ramsey Aleatório - (0,1) 130,00 110,00 90,00 70,00 50,00 30,00 10, GRÁFICO 4.7 Número de Ramsey - 0,6 30,00 8,00 6,00 4,00 R$/,00 M Wh 0,00 18,00 16,00 14,00 1,00 10, GRÁFICO 4.8 Número de Ramsey - 0,8 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 0,00 10,

15 Função Custo tipo Translog Alterando-se, agora, a função do custo de transporte da energia, na modelagem, no caso a função translog, apresenta-se a seguir os resultados das simulações. a) Usando as elasticidades apresentadas por Nelson Roberts e Tromp (1987): O gráfico 4.9. considera o número de Ramsey ser aleatório para todos os setores. Os primeiros resultados obtidos para esta condição, função translog, elasticidade de Nelson Roberts e Tromp e, também, a aleatoriedade do número de Ramsey, apontam para a proximidade dos preços finais de Ramsey entre os setores. A exceção fica por conta de alguns valores elevados para o setor residencial. GRÁFICO 4.9 Número de Ramsey - Aleatório - (0,1) 14,00 1,00 10,00 8,00 6,00 4,00, GRÁFICO 4.10 Número de Ramsey - 0,6 3,50 3,00,50,00 1,50 1,00 0,

16 16 GRÁFICO 4.11 Número de Ramsey - 0,8 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00,00 1, b).usando as elasticidades de Schneider (1998): As simulações seguintes considera a mudança das elasticidades setoriais com a função custo do tipo translog. O Gráfico 4.1 apresenta os resultados para o caso clássico, t(π) aleatório, para todos os setores, indistintamente. GRÁFICO 4.1 Número de Ramsey - Aleatório (0,1) 14,00 1,00 10,00 8,00 6,00 4,00, GRÁFICO 4.13 Número de Ramsey - 0,6 3,50 3,00,50,00 1,50 1,00 0,

17 17 GRÁFICO 4.14 Número de Ramsey - 0,8 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00,00 1, Receita Permitida (Revenue-cap) O ponto inicial para a determinação das tarifas de transmissão está na receita permitida definida pelo órgão regulador para as empresas de transmissão. O valor dos ativos envolvidos com o transporte de energia é a base para a definição desta receita, do ponto de vista do orgão regulador, considerando a característica de capital intensivo deste serviço. Esta variável passa a ser de maior relevância após a definição do novo modelo setorial desverticalizado e, a partir de então, a identificação dos investimentos tiveram contabilização em separado. Porém, os ativos existentes precisariam ser considerados e mensurados para a sua definição em termos monetários. Neste caso, o levantamento físico de todos os bens e a definição do tempo de vida útil é fundamental para este fim. Um custo médio de reposição seria utilizado para qualificar o valor total dos ativos da empresa de transmissão, descontada a depreciação relativa aos anos já utilizados. A segunda opção utilizada para a definição do valor dos ativos é o próprio levantamento recente da contabilidade dos ativos de transmissão. Verificou-se uma sobrevaloração dos ativos quando comparados ao método anterior. Para corrigir esta distorção, considerou-se, na modelagem, algumas opções de Write off 17 dos ativos, possibilitando uma análise do cálculo da receita permitida. Este parâmetro está definido com um elevado grau de subjetividade. Porém, para os resultados de simulação deste artigo, utilizou-se a primeira opção, de valoração dos ativos, ou seja, custo médio de reposição associado a uma vida útil média dos ativos existentes. Para a definição da Receita Permitida, considera-se a atual carga tributária aplicada ao setor elétrico, destacando, em particular, aquelas taxas exclusivas, como a Reserva Global de Reversão, RGR, com uma alíquota de 3% aplicada sobre a receita bruta total da empresa, para a formação de um fundo de investimento específico do setor elétrico. Os impostos federais, como PIS/PASEP e COFINS, a uma alíquota de 3,65%, aplicado, também, sobre a receita bruta, e o imposto de renda, IR, com 5% de tributação, e a contribuição social sobre o lucro, CSSL, com alíquota de 9% sobre a base tributável. A estrutura de capital da empresa está definida na razão de 80% de capital de terceiros e 0% de capital próprio, para novos investimentos, se forem agregados à empresa. Para a remuneração do capital próprio, para este tipo de empresa, capital intensiva, com 30 anos de período de concessão e remuneração garantida, adotou-se o percentual de 6% ao ano, enquanto que para o custo de capital de terceiros usou-se uma taxa média de 1,0% ao ano. O gráfico abaixo apresenta o resultado esperado para a receita permitida da empresa de transmissão, no caso a CHESF-Transmissão. O primeiro patamar de receita reflete o impacto do custo de financiamento, adotado na simulação da receita. O segundo patamar de receita ocorre uma drástica diminuição de sua receita, isto devido ao fim dos financiamentos utilizados para alavancar a empresa. O último patamar de receita, reflete o fim da vida útil dos equipamentos existentes, necessitando de novos investimentos. Também, neste período, o ativo estará totalmente 17 Baixa dos valores dos ativos.nesta hipótese admite-se uma diminuição do valor do patrimônio líquido dos acionistas, assumindo uma perda de valor da empresa de transmissão.

18 depreciado. As parcelas de depreciação são consideradas como uma despesa não desembolsável e, consequentemente, utiliza-se delas para diminuir a base tributária. Logo, neste período existe uma necessidade de incremento na receita total, para cobrir os custos dos impostos, Imposto de Renda e Contribuição Social, totalizando 34%. GRÁFICO Resultado da Receita Média Anual - Transmissão Re ais Mil (R $) º Patamar º Patamar 3º Patamar Período de Concessão Média das Simulações da Receita Anual Valor Máx. Valor Mín Tarifa de Selo (R$/MW) Receita Permitida durante o Período de Concessão As tarifas tipo selo são definidas a partir da receita permitida, seção anterior, das perdas do sistema e das demandas dos participantes, gerador e consumidor. Os resultados de Selo depende da participação de cada agente no sistema de transmissão identificado por sua demanda máxima, MW. Tarifa para a carga, c, e gerador, g, por zona elétrica: 1 RT / ano tc, g = (4.6) 1 qmw + perdas Considerando algumas dificuldades na determinação das perdas do sistema elétrico, partiu-se para definir as perdas no agregado, sabendo-se que este resultado afetará, na média, a todos os participantes. A Tabela 4.4, a seguir, apresenta o resumo das tarifas selo, considerando as receitas permitidas, apresentadas n gráfico, os resultados das perdas do sistema e as demandas contratadas para o sistema Nordeste, exceto Maranhão, e a potência disponível das usinas de geração. TABELA 4.4 Tarifas Selo Encargo de 50% para Carga e 50% para Geração R$ / kw.mês Demanda Carga Patamar da Curva da Receita GRÁFICO 5.17 Tarifa p/ Receita Limite Máximo 1º Patamar 1º ano 4,5 3,87 º Patamar 1º ano,71,11 3º Patamar 1º ano 3,15,60 Geração Tarifa p/ Receita Limite Máximo Tarifa p/ Receita Limite Mínimo Tarifa p/ Receita Limite Mínimo 1º Patamar 1º ano 3,38,90 º Patamar 1º ano,03 1,58 3º Patamar 1º ano,36 1,93 Carga: 7.575,8 MW; Geração: ,9 MW

19 19 5.Conclusão A empresa de transmissão, controlada pelo agente regulador e pelo agente operador, não deverá ter qualquer influência sobre o mercado, de forma que se estabeleça a concorrência entre os agentes produtores e comercializadores de energia. Esta condição, necessária para que o mercado elétrico funcione de maneira competitiva, pode não ser suficiente, entretanto, para garantir uma competição na geração e na comercialização de eletricidade. Há evidências, observadas nos trabalhos de Schneider (1998), Borestein, Bushnell e Stoft (1998) e Johansen, Verma, Arnt e Wolfram (1999), de que os geradores podem interferir no mercado de preços, principalmente na presença de restrições da transmissão. Os mecanismos utilizados pelo orgão regulador para controlar a empresa de transmissão podem ser do tipo receita permitida, limite de preços ou custo do serviço. No artigo, foram avaliados os casos da receita permitida, tarifas nodais a partir da receita permitida, selo, custos marginais e preços de Ramsey. Estes dois últimos são apresentados como uma forma inovadora para se cobrar pelo serviço da transmissão, permitindo definir preços em ao invés de R$/MW, como adotado nos casos de tarifas nodais e selo. Esta nova forma permite comparar os preços efetivos da venda de energia para o consumidor final em contratos definidos em quantidades, MWh, e preços,. Dado a mesma base de dimensão da variável, é possível identificar a parcela do preço do serviço de transmissão do preço final de energia. Vale lembrar que os resultados, a partir dos custos marginais e preços de Ramsey, foram aqueles obtidos com o modelo de simulação de Monte Carlo, no capítulo anterior. Avaliar os preços e tarifas para o serviço de transporte de energia, e considerando as limitações existentes quanto aos dados disponíveis e também o novo ambiente do setor elétrico, pode-se tecer algumas conclusões relativas aos resultados obtidos das simulações, tanto no âmbito dos preços regulados, tarifas selo e nodais, quanto na definição dos custos marginais e preços de Ramsey. A primeira observação a ser destacada é a possibilidade de se aplicar regras semelhantes à de Ramsey com objetivo de se alcançar a eficiência para o mercado de energia. Esta regra garante às empresas o lucro mínimo desejado pelos seus acionistas. No caso, o agente regulador poderá fazer uso desta regra para determinadas situações onde o sistema esteja em situações limites de transporte de energia. O uso da tarifa em duas partes, parece ser a indicada para atender critérios de eficiência e equidade. A primeira, tarifas ou preços eficientes, pode ser considerada quando incluímos no preço final a componente que sinalize para o mercado a escassez relativa do produto para a economia. Estes casos seriam aqueles em que o sistema venha a trabalhar com restrições, gargalos, isto é, sobrecarga para o sistema de transmissão. A sugestão indicada seria o uso dos custos marginais e ou preços de Ramsey. A outra componente, ensejando a equidade tarifária, seria obtida a partir da definição do selo. A conseqüência da aplicação desta regra, considerando que a empresa de transmissão está sob o regime de receita permitida fixada pelo agente regulador, seria um excedente financeiro para um período considerado, pelo regulador. Este excedente converte-se em um fundo para financiar novos investimentos, possibilitando um acréscimo da capacidade de transmissão trazendo um benefício direto para os usuários, no período seguinte, e, minimizando os riscos inerentes à transmissão como também a diminuição das perdas relativas do sistema. Uma terceira conclusão a ser destacada foram os resultados dos preços de Ramsey aplicados aos setores da economia, no caso, residencial, industrial e comercial. Dos resultados obtidos, destaca-se o setor residencial que deverá ser aquele em que a regra de Ramsey sinaliza um maior aumento das tarifas devido à maior divergência dos preços em relação aos custos marginais por conta de sua baixa elasticidade, quando comparada aos outros dois setores, também verificado nos trabalhos de Schneider (1998), Halvorsen (1980) e Houthakker, Verleger e Sheehan (1990). Ao contrário do setor residencial, o industrial, por apresentar uma elevada elasticidade, tem os menores preços destes setores. Uma conclusão final a ser indicada, sugerida pelos diversos problemas enfrentados na elaboração das metodologias aplicadas, é a facilidade da aplicação da tarifa selo. Dos resultados apresentados, aquele que o orgão regulador melhor se apropriaria seria este tipo de precificação do serviço regulado. É bem verdade que, neste caso, não estaría-se buscando a regra ótima de eficiência, mas em contrapartida ter-seiam algumas vantagens do ponto de vista operacional, ou seja, baixos custos de aplicação da regra,

20 facilidades para compor as informações necessárias e a simplicidade na sua elaboração. Estas são, talvez, as razões fundamentais para que a agência reguladora pratique este tipo de tarifação. Neste aspecto, Ross (1973) lembra dos problemas do tipo principal-agente entre o orgão regulador e os demais participantes, em que a assimetria de informação constitui-se na principal barreira por parte do orgão regulador. 6.Bibliografia [1]Andrade, Thompson A. e Waldir J. A. Lobão. Elasticidade renda e preço da demanda residencial de energia elétrica no Brasil. Texto para Discussão Nº 489. IPEA. Rio de Janeiro, Junho. (1997). []Baumol, William J. e David Bradford. Optimal departures from marginal cost pricing. American Economic Review 60, Nº 3, (1970). [3]Borenstein, S., J. Bushnell e C. R. Knittel. Market power in electricity: beyond concentration measures. University of California Energy Institute. PWP-059. (Jul,1998, revisado Jan, 1999). [4]Borenstein, S., J. Bushnell e S. Stoft. The competitive effects of transmission capacity in a deregulated eletricity industry. University of California Energy Institute PWP-040. (Out, 1998, revisado em Out, 1999). [5]Bos, Dieter. Public sector pricing. Handbook of Public Economics, Vol 1 Cap 3 Elsevier Science Publish B.V. (1985) [6]Caramanis, M. e R. Tabors. Auction capacity rights and market-based pricing. Draft. (abr, 1998). [7]Chao, H.P. e S. Peck. A market power transmission. Journal of Regulatory Economics 10 (1): (1996). [8]Crew, Michael A., Fernando, Chitow e Kleindorfer, Paul R.. The theory of peak-load pricing: a survey. Jornal of Regulatory Economics. Kluwer Academic Publishers, 8:15 45, (1995). [9]Johnsen, Tor Arnt, Shashi Kant Verma, and Catherine Wolfram. Zonal Pricing and Demand-Side Bidding in the Norwegian Electricity Market. University of California Energy Institute: Working Papers (Jun, 1999). [10]Kamerschen, David R e Donald C. Keenan. Caveats on applying Ramsey Pricing A Danielson and D. Kamerschen (eds) Current issues in Public Utility Economics. Lexington. Lexington Books (1983). [11]Kennet, D. Mark e David J. Gabel. Fuly Distributed Cost Pricing, Ramsey Pricing, and Shapley Value Pricing: A Simulated Welfare Analysis for the Telephone Exchage. Review of Industrial Organization N 1: , (1997). [1]Halvorsen, Roberts. Residential demand for electric energy. Pg Economics E statistic (1980). [13]Houthakker, H.S, Phillip. K Verleger, Jr e Dennis P. Sheehan. Dynamic analyses for gasoline and residential electric. Amerian Journal Agr. Economic. Pag (1990). [14]Margolis, E. Stephen e S. J. Liebowitz. Are network externalities a new source of market feulure? draft (1999). [15]Nelson, Jon P., Mark J. Roberts e Emsley P. Tromp. An analysis of Ramsey pricing in electric utilities. In: M. Crew (ed) Regulation Utilities in na Era of Deregulation London: MacMillan. (1987). [16]Newbery, David M. Privatization and liberatization of network utilities. European Economic Review Nº 41 pp: (1997). [17]Nogueira, José R. e José Cavalcanti. Determinação de tarifas em empresas de utilidade pública. Revista Brasileira de Economia vol 50, Nº 3. (1996). [18]Oren, S., Spiller, P., Varaiya, P., Wu, F. Nodal Prices and Transmission Right. A critical appraisad. PWP 05. University of California Energy Institute (1997). [19]Rocha, Paulo G. Abordagem das externalidades no caso da eletricidade. Mimeo.(Out 1997). [0]RATS. Reference manual and users guide. (000) [1]Ross, Stephen A..The Economic theory of agency: the principal's problem. American Economic Review vol 63 No.: (1973). []Schneider, M. Little fish in big pond: small customers in a competitive electricity markets. University of California at Berkeley. Energy and resources group. WP98.1 (Set, 1998). [3]Schweppe, F., M. Caramanis, R. Tabor and R Bohn. Spot pricing of Electricity. Kluwer Academic Publishers. (1988). 0