A Busca da Eficiência versus Assimetria Tarifária no Regime de Concessões de Distribuição no Brasil

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1 A Busca da Eficiência versus Assimetria Tarifária no Regime de Concessões de Distribuição no Brasil Nivalde José de Castro Guilherme de Azevedo Dantas Joazir Nunes Fonseca Victor José Ferreira Gomes I- Introdução A garantia do suprimento de energia elétrica a preços competitivos é uma das condições essenciais para o desenvolvimento sócio econômico de uma região por se tratar de um insumo básico com grande impacto em toda cadeia produtiva. Em um país com a extensão territorial continental do Brasil, onde as diferentes regiões possuem densidades demográficas e níveis de desenvolvimento sócio-econômico distintos, o fenômeno das assimetrias de mercado é nitidamente verificável e justificável. Esta característica estrutural da economia brasileira refletese diretamente nas tarifas de energia elétricas aplicadas nos mercado das distribuidoras. Esta assimetria tarifária é resultante dos atuais mecanismos de revisão e reajustes tarifários aplicados pela ANEEL.

2 A busca pela eficiência por parte das concessionárias distribuidoras de energia elétrica está na base dos fundamentos do atual modelo regulatório e torna-se assim vital e competitivamente estratégico para cada uma das distribuidoras. Ganhos de eficiência das distribuidoras são capturados nas revisões tarifárias periódicas, processo regulatório que ocorre a cada quatro anos aproximadamente, e repassados aos consumidores, atendendo o princípio da modicidade tarifária dentro de um modelo regulatório de incentivo a busca da eficiência.. Os custos resultantes de eventuais ineficiências das distribuidoras não são repassados para a tarifa, penalizando a remuneração das mesmas. Esta é a lógica e base central do atual marco regulatório brasileiro para o segmento da distribuição. (ver CASTRO & VANCE, 2006) A análise comparativa do atual marco regulatório com o que prevalecia nos anos 1970 indica que no antigo modelo a política de equalização tarifária havia eliminado a assimetria tarifária, mas impunha um fator de desestímulo à busca pela eficiência. Este fator viria a trazer sérios danos ao equilíbrio econômico-financeiro do Setor Elétrico Brasileiro SEB - a partir da segunda metade dos anos de Neste sentido, a experiência anterior deve servir como lição para que a busca de uma política para mitigar a assimetria tarifária não interfira de forma negativa na eficiência do desempenho das empresas distribuidoras, considerada como um fundamento sólido do atual marco regulatório.

3 A questão central que se pretende analisar neste artigo são os aspectos e instrumento de diferenciação do atual modelo com relação ao anterior sob o prisma da assimetria tarifária, demonstrar a necessidade de estudos mais específicos para mitigar a assimetria sem inibir a eficiência das empresas concessionária que atuam no mercado de distribuição. II- Simetria tarifária e ineficiência econômica e financeira O SEB se consolidou a partir da segunda metade do século XX sob a forma de monopólio estatal integrado verticalmente. Esta estrutura visava minimizar os custos de transação, exploração de economias de escala e escopo ao mesmo tempo em que buscava a otimização da segurança da operação do sistema. Dada a magnitude do espaço territorial brasileiro e as características econômicas da estrutura da indústria de energia elétrica, em especial a de ser capital intensivo e ter longo prazo de maturação, a solução adotada pautou-se em um modelo de financiamento público, através da criação de uma empresa estatal estruturada em formato de holding financeira e produtiva. Com o intuito de assegurar a sustentabilidade e equilíbrio econômico e financeiro do setor, o governo estabeleceu, em 1971, a remuneração pelo custo do serviço através da Lei Em paralelo, e dentro da dinâmica de integrar e consolidar mercado elétrico brasileiro, o

4 Decreto-Lei 1383 de 1974 criou a equalização tarifária como forma de superar a assimetria tarifária. O decreto determinava a fixação de uma tarifa de energia elétrica única em todo o território nacional e garantia a transferência de recursos excedentes em concessionárias superavitárias para as empresas deficitárias via a Reserva Global de Garantia - RGG. Desta forma, a equalização tarifária superava as distorções dos preços de energia oriundos da assimetria de mercado e os seus respectivos efeitos sobre as regiões com maior necessidade de desenvolvimento. Esse modelo tinha assim por base o subsídio às empresas com deficiência de receitas via a transferência de recursos de empresas mais favorecidas sob o ponto de vista da eficiência do mercado e das suas operações. Desta forma, o modelo garantia, por um lado, uma tarifa única aos consumidores, mas, por outro lado, não incentivava a busca da eficiência operacional, econômica e financeira, com reflexos na qualidade do serviço e sobre a própria modicidade das tarifas das concessões menos eficientes. Nestes termos, não havia estímulo à busca por maior produtividade das empresas, já que as tarifas eram atribuídas em função da cobertura de todos os custos das operações, sem que se entrasse no mérito da prudência e da modicidade desses custos. As empresas se sentiam estimuladas e seguras ao investirem na expansão de seus sistemas de distribuição, sem avaliar e precificar a relação custo-benefício, em razão da certeza de retorno sobre qualquer investimento realizado. Bastava chegar ao balcão do extinto DNAEE

5 e demonstrar os custos e investimentos incorridos. Era praticamente certo que esses custos seriam contemplados nas tarifas. Durante a década de 80 o regime regulatório entrou em crise. Atribuir como causa central da crise do modelo de estruturação do SEB a política de equalização tarifária não é correto. O que se verificou, conforme assinalado por Castro e Fernandez (2007), foi o esgotamento, em escala mundial, do modelo de financiamento de monopólios integrados verticalmente no setor elétrico. Uma das causas centrais da crise encontra-se no modelo de tarifação pelo custo de serviço que não incita a eficiência das firmas, conforme demonstrado pelo efeito Averch-Johnson. Outro fator importante e decisivo para a crise do setor elétrico é que em países onde o monopólio do setor elétrico era estatal, como o caso brasileiro, conforme assinalado por Castro e Francescutti (1998), a utilização das empresas do setor elétrico como instrumento de combate à inflação através da compressão tarifária e como captadores líquidos de divisas no mercado financeiro internacional para rolagem da dívida externa tornaram ainda mais crítico o desequilíbrio econômico e financeiro do SEB, indicando que a crise do modelo tem uma componente exógena relevante. No entanto, não há dúvidas analíticas e conclusivas de que o modelo de regulação pelo custo com equalização tarifária teve uma responsabilidade na crise do SEB. A sua contribuição deve-se exatamente pela razão de não ter incentivado as empresas a serem

6 eficientes, mesmo sendo mais favorável aos mercados de baixa densidade de carga e de consumidores nas diferentes regiões geográficas. Nestes termos, o regime de regulação pelo custo do serviço não se constituiu em um instrumento eficaz, capaz de aliar o combate das assimetrias tarifárias brasileiras com a eficiência do serviço, a ponto de resultar em modicidade tarifária para os consumidores em geral. III A Construção de um modelo de estímulo à Eficiência Durante o processo de reforma do setor elétrico, iniciado em 1990 com a criação do Programa Nacional de Desestatização -PND-, o resultado final foi uma desverticalização da indústria elétrica. Como desdobramento deste novo modelo foi revogado o decreto da equalização tarifária e, em 1997, os reajustes tarifários passam a ser diferenciados para as distribuidoras privatizadas, Light, Escelsa, e Cerj, respeitando a cláusula de equilíbrio econômico-financeiro dos novos contratos de concessão. Esta decisão marca assim o início de um novo regime tarifário já no conceito do regime regulatório por incentivos, o price-cap (ver CASTRO, VANCE & MOREIRA JUNIOR, 2006). A partir do processo de reestruturação do SEB, iniciado após a crise do Apagão, e formatado juridicamente através da Lei de 15 de março de 2004, observou-se, segundo Castro (2005) um avanço do regime regulatório. Foram adotados diversos mecanismos regulatórios,

7 com metodologias bastante específicas e complexas para os agentes concessionários do serviço público de distribuição de energia elétrica, incentivando, ainda mais, as empresas a serem eficientes, uma vez que a tarifa é calculada tomando como base uma empresa modelo, mais conhecida como Empresa de Referência. Esta metodologia foi criada pela Aneel para determinação dos Custos Operacionais Eficientes das distribuidoras, na qual uma empresa imaginária ou teórica de distribuição de energia elétrica é criada simulando a prestação do serviço de forma eficiente nas mesmas condições e no mesmo ambiente em que opera a empresa real. Esta empresa virtual teoricamente compete com a empresa real, considerando características idênticas da distribuidora em análise. O nível de eficiência operacional incentivada implica em menores tarifas para os consumidores. Todos os ganhos adicionais de eficiência operacional das empresas reais, retratados por alcançarem custos operacionais gerenciáveis inferiores aos custos previstos na Empresa de Referência, ficam com as distribuidoras durante o período de intervalo entre as datas de revisão tarifária periódica, em média de 4 anos. No cálculo tarifário, por ocasião das revisões tarifárias periódicas e dos reajustes tarifários são considerados os ganhos de escala por crescimento do mercado das distribuidoras tendo sido estabelecido o mecanismo metodológico denominado de Fator X. A finalidade é que ganhos de escala em relação ao mercado sejam repassados, em parte, para os consumidores, dentro do princípio chave que norteia o atual modelo que é a busca e incentivo da modicidade tarifária.

8 Neste sentido, dada a base de fundamentação do modelo regulatório e com evidências empíricas que demonstram a sua eficácia, o modelo de tarifação atual deve ser mantido, na medida em que incentiva as empresas a serem eficientes. E a eficiência econômica e financeira é condição básica para minimização do custo médio da tarifa de energia elétrica brasileira. No entanto, o atual regime regulatório implica em determinar que as empresas distribuidoras tenham índices de reposicionamento tarifário e reajustes diferenciados. Essa diferenciação tarifária (ver CASTRO & ROCHA, 2006) é resultado da aplicação de mecanismos que determinam o nível de receitas capazes de preservar o equilíbrio econômico-financeiro da área de concessão da empresa, com parâmetros formalizados e determinados pela Empresa de Referência. Merecem ser destacados, dentre esses mecanismos, dois instrumentos importantes: i. Cobertura dos custos operacionais somados à remuneração considerada adequada dos investimentos prudentes realizados; e ii. Ganhos de escala pelo crescimento do mercado.

9 Estes instrumentos contribuem para a determinação específica da composição tarifária de cada empresa. O resultado a ser destacado, no âmbito analítico do presente estudo, é que se cria uma assimetria tarifária no Brasil, fortemente embasada e resultante da diferenças de características entre os diversos mercados ou áreas de concessões. A comparação entre índices de correção da tarifa aplicados nas revisões tarifárias às concessionárias que possuem alta densidade de carga em seus mercados com aqueles aplicados às distribuidoras localizadas em regiões com baixa densidade de carga demonstra de forma clara e inequívoca como o atual modelo, que está em fase de conclusão da segunda rodada de revisão tarifária periódica, resultou em um distanciamento do posicionamento tarifário, grosso modo, entre regiões menos e mais desenvolvidas. A tabela 1 apresenta os índices aplicados a quatro distribuidoras com mercados que apresentam relevantes economias de densidade e escala. Por sua vez, a tabela 2 apresenta os números relativos a quatro distribuidoras localizadas em regiões pouco povoadas e com menor grau de desenvolvimento sócio-econômico.

10 Tabela 1 Índices de Reposicionamento Tarifário nos I e II Ciclos de Revisões Tarifárias de Distribuidoras Selecionadas com Alta Densidade de Carga (em %) CONCESSIONÁRIA I CICLO II CICLO (índice provisório) BANDEIRANTE 18,08-9,02 CEB -1,23-4,77 ELETROPAULO 10,95-7,92 LIGHT 4,15 1,96 Fonte: Elaborado por GESEL/UFRJ a partir de dados da Aneel. Tabela 2 Índices de Reposicionamento Tarifário nos I e II Ciclos de Revisões Tarifárias de Distribuidoras Selecionadas com Baixa Densidade de Carga (em %) CONCESSIONÁRIA I CICLO II CICLO (índice provisório) CEMAT 26,00-3,53 CELTINS 14,64-4,14 COELBA 31,49-12,12 ENERSUL 32,59-5,69 Fonte: Elaborado por GESEL/UFRJ a partir de dados da Aneel. Por sua vez, a tabela 3 mostra de forma bastante objetiva os resultados da aplicação da metodologia da revisão tarifária sobre as tarifas das principais concessionárias de distribuição brasileiras. No topo da tabela, com a maior tarifa residencial B1 de R$ 0,41852 por KWh encontra-se a Cemar e na base, com a menor tarifa residencial B1, R$ 0,2431 por KWh a Ceb-Dist, ou seja, cerca de 58% do valor da tarifa da Cemar. Essa assimetria tarifária, colocando de um lado distribuidoras com tarifas residenciais muito próximas dos R$ 0,40 por KWh e do outro lado distribuidoras com tarifas inferiores a R$ 0,30 por KWh é evidente e chama a atenção. Qualquer solução para reduzir essa

11 assimetria de tarifas deve levar em conta que cada distribuidora tem a sua tarifa, de acordo com o atual modelo regulatório de incentivo a eficiência com modicidade tarifária e as condições a serem cumpridas no contrato de concessão que cada concessionária possui junto ao poder concedente, se destacando a necessidade de equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Tabela 3 Tarifas Residenciais das Principais Distribuidoras CONCESSIONÁRIA ÁREA DE ATUAÇÃO B1- RESIDENCIAL em ÍNDICE TARIFÁRIO 27/11/2008 (R$/kWh) CEMAR Maranhão 0, CELTINS Tocantins 0, ,1 AMPLA Parte do RJ 0, ,3 ENERGISA MG Parte de MG 0, ,5 ENERGISA PB Paraíba 0, ,3 CEAL Alagoas 0, ,6 CEPISA Piauí 0, ,5 ENERSUL Mato Grosso do Sul 0, ,8 CEMIG-D Minas Gerais 0, ,7 RGE Parte do RS 0, ,5 COELCE Ceará 0, ,2 CELPE Pernambuco 0, ,1 CEMAT Mato Grosso 0, ,7 CELPA Pará 0, ,3 COELBA Bahia 0, LIGHT Parte do RJ 0, ,5 ESCELSA Espirito Santo 0, ,9 CEEE-D Parte do RS 0, ,2 CPFL-PIRATININGA Parte de SP 0, ,7 BANDEIRANTE Parte de SP 0, ,8 CELG-D Goiás 0, CELB Paraíba 0, ,3 COCEL Paraná 0, ,2 COSERN Rio Grande do Norte 0, ,3 CELESC-DIS Parte de SC 0, ,5 CPFL-Paulista Parte de SP 0,

12 ELETROPAULO Parte de SP 0, ,8 AES- SUL Parte do RS 0, ,9 COPEL-DIS Paraná 0, ,3 CEB-DIS Distrito Federal 0, ,6 Fonte: Elaborado por GESEL/UFRJ a partir de dados da Aneel.. IV- Conclusão Nestes termos, e a título de conclusão, o atual modelo regulatório conduz e configura, necessariamente, uma assimetria tarifária que tende a se agravar. Esse é um problema a ser equacionado pelo atual regime regulatório do SEB (ver CASTRO, 2007). A remoção desta assimetria assume grande importância em um contexto em que as regiões que apresentam tarifas mais elevadas são justamente as que mais necessitam de um suprimento competitivo de energia elétrica por se tratarem das regiões mais carentes de desenvolvimento econômico e social no território brasileiro. O sistema de tarifação price-cap é condição sine quo non para que as concessionárias sejam eficientes e forneçam energia a preços competitivos. A assimetria tarifária não é resultado de uma atuação ineficiente das concessionárias localizadas em regiões com baixa densidade de carga e sim devido às características estruturais do mercado. Ou seja, concessões com áreas geográficas pouco povoadas e desenvolvidas, com baixo nível de consumo, geram maiores dificuldades e custos nas operações de prestação de um serviço

13 adequado de atendimento aos consumidores, necessitando de maiores investimentos na ampliação da rede de distribuição. Portanto, estimular novos instrumentos que tenham interferência na eficiência das distribuidoras não iria contribuir para mitigar a assimetria tarifária, sendo necessária a elaboração de novos instrumentos alternativos. Desta forma, uma das questões centrais hoje para o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil é a assimetria tarifária, indicando assim a necessidade de estudar e avaliar quais seriam os instrumentos alternativos mais eficientes que permitiriam manter o modelo atual de revisão tarifária que força a busca pela eficiência, mas mitigar a assimetria tarifária onde ela se faz presente. A necessidade de superar este problema insere-se numa preocupação maior diretamente relacionada com o desenvolvimento econômico e social no Brasil. Bibliografia CASTRO, Nivalde José de; FRANCESCUTTI, Fabio Gino. Algumas Considerações sobre as transformações recentes do Setor de Energia Elétrica no Brasil. III Encontro dos Economistas da Língua Portuguesa. Macau, junho de CASTRO, Nivalde José de; VANCE, Patrícia; MOREIRA JUNIOR, Jackson Fernandes. Avaliação da adoção do regime tarifário de price-cap no segmento de distribuição de energia elétrica brasileiro: um estudo de caso. Cladea XXXVII Congresso Latino Americano de Escolas de Administração. Porto Alegre, 22 a 25 de Outubro de CASTRO, Nivalde J. A Caminho da consolidação do Modelo do Setor Elétrico. Revista Energia & Mercado. Ano 4, nº 49, p.34, setembro de 2005.

14 CASTRO, Nivalde J.; VANCE, Patricia. Premissas para avaliar investimentos das elétricas. Canal Energia, Rio de Janeiro, 14 de março Disponível em Acessado em: 14 de março de CASTRO, Nivalde José de; ROCHA, Camila Guimarães. Evolução das tarifas de energia elétrica no Brasil. Rio de Janeiro: Instituto de Economia/UFRJ-Eletrobrás, p. (Relatório de Pesquisa do Projeto Provedor de Informações Econômico- Financeira do Setor Elétrico, Janeiro-Março de RP-04). BORGES, Luis Ferreira Xavier; CASTRO, Nivalde José de. A Convergência de um novo padrão de financiamento para o setor elétrico brasileiro. Seminário Internacional de Regulação e Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro. Rio de Janeiro, de agosto de CSATRO, Nivalde José de; ROSENTAL, Rubens; BRUNO, Pedro; SOARES, Isabel. Concorrência do setor de distribuição de energia elétrica no Brasil: uma abordagem teórica e empírica. Seminário Internacional de Regulação e Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro. Rio de Janeiro, de agosto de CASTRO, Nivalde José de; FERNANDEZ, Paulo Cesar. A Reestruturação do setor elétrico brasileiro: Passado, presente e tendências futuras. XIX SINPTEE Seminário Nacional de Produção de Transmissão de Energia Elétrica. Rio de Janeiro, de outubro de CASTRO, Nivalde José de. Desafios da regulação da energia elétrica. Congresso da ABAR Associação Brasileira das Agências Reguladoras. Recife, 2 a 6 de maio de Disponível em %20Congresso%20ABAR% pdf Acessado em 29 de junho de 2007 DIEESE. As tarifas de energia elétrica no Brasil: sistemática de correção e evolução dos valores. Nota Técnica 58. São Paulo. Dezembro de 2007.