Reforma, Privatização e Regulação no Setor Elétrico Brasileiro: Breve Análise do Período 1996 a 2006

Reforma, Privatização e Regulação no Setor Elétrico Brasileiro: Breve Análise do Período 1996 a 2006 Autoria: André Luís da Silva Leite, Graciella Martignago, Gabriela Gonçalves Silveira Fiates Resumo: Este artigo tem como objetivo analisar a reforma, o processo de privatização e a regulação no setor elétrico brasileiro. A reforma se deu em um contexto de diminuição do nível de investimento público e de possibilidade de introduzirem-se mecanismos de mercados no segmento de geração de eletricidade. Um dos componentes da reforma foi o processo de privatizações, cuja principal característica foi a venda de 80% dos ativos de distribuição. Ocorre que, sendo a distribuição o último elo da cadeia e não tendo havido aumento expressivo na capacidade de oferta de geração, não ocorreu o esperado aumento dos investimentos privados. Também é analisada a forma de regulação, que no caso das distribuidoras é por meio do método price-cap. Porém, mecanismos de mercado, como os leilões de energia excedente, têm contribuído para a redução de preços de energia. E, por fim, identificou-se também que o estabelecimento de acordo de cooperação entre a ANEEL e o CADE contribuiu para a dinamização dos processos referentes à defesa da concorrência. Porém, mesmo com os avanços institucionais recentes, ainda faz-se necessário o aumento de investimento em geração. 1. Introdução A economia mundial, nas últimas décadas, tem experimentado mudanças que revelam tendências comuns, como a diminuição da atuação do Estado na economia, a crescente penetração da iniciativa privada em setores tradicionalmente estatais, a introdução da competição em mercados contestáveis e a desregulamentação dos serviços públicos. Um dos objetivos da reestruturação dos setores de infra-estrutura (energia elétrica, gás, transportes, telecomunicações, dentre outros) é promover o aumento da eficiência econômica, por meio da introdução da competição nestes segmentos. Em alguns países, a reforma teve também como elemento a privatização dos ativos, como no caso brasileiro, onde o Estado tinha como objetivo diminuir sua participação na economia e reduzir o déficit fiscal. No caso da indústria de energia elétrica (IEE) brasileira, a principal preocupação refere-se à necessidade de novos investimentos e ampliação da capacidade de oferta do sistema. De um lado, o Estado encontra-se com capacidade limitada de investimento. Na outra ponta, os investimentos privados têm diminuído, pois a indefinição do marco regulatório do setor tem desestimulado os investidores. Posto isto, este artigo tem como objetivo analisar a reforma do setor elétrico brasileiro. Uma das características principais da reforma no Brasil foi o processo de privatização. Também se encontra no escopo do artigo breve análise da regulação na IEE brasileira e no processo de defesa da concorrência. Para atingir o objetivo, este artigo encontra-se dividido em mais quatro seções, além desta introdutória. A seção seguinte trata de aspectos gerais sobre a reforma da indústria de energia elétrica. A terceira seção discute a reforma no Brasil, com destaque para o processo de privatização das empresas estatais. A quarta seção trata da regulação de tarifas e da relação entre regulação e defesa da concorrência na IEE brasileira. Por fim, a quinta seção traz as conclusões do artigo. 2. A reforma na indústria de energia elétrica A parte mais complexa das reformas no setor elétrico diz respeito ao desenho do mercado. O problema consiste em estabelecer uma configuração de mercado tal que estimule os investimentos e, ao mesmo tempo, garanta bem-estar social. Este desenho depende de uma 1

série de fatores que são particulares de cada país ou região, tais como a matriz energética, a distância entre as fontes geradoras e os centros de carga, variações climáticas, capacidade de transmissão, ideologia política dos responsáveis pelas reformas, entre outros. E nesta questão, todos os países, é possível dizer, têm pouca experiência em reformar e redesenhar o setor elétrico, de modo que é natural que surjam erros de desenho. Alguns desses erros de desenho dizem respeito a situações que permitam às empresas exercerem poder de mercado. Também há falhas quando os desenhos não estimulam a competição e os investimentos. Ou seja, quando a eficiência de mercado não é atingida. O paradigma no qual se baseia a reestruturação do setor elétrico no Brasil e em diversos países consiste basicamente na introdução da competição nos segmentos nos quais isto é possível, dado que depende das características inerentes a estrutura do setor elétrico de cada país. Tipicamente, se consideram a geração e a comercialização como segmentos competitivos, enquanto que a transmissão e a distribuição são vistas como monopólios naturais. No caso brasileiro, a reforma também se dá devido à necessidade de investimentos privados, dado o esgotamento da capacidade financiadora do Estado. A indústria de energia elétrica é considerada uma indústria de rede, assim como os setores de telecomunicações e gás. Indústria de rede é aquela na qual compradores e vendedores são integrados através de redes de transmissão e de distribuição (SANTANA e OLIVEIRA, 1998). Ou seja, é um caso especial de monopólio natural, onde exploram a multiplicidade das relações transacionais entre os agentes econômicos situados em diferentes nós da rede, o que envolve um princípio de organização espacial e territorial. Nota-se, assim, que as indústrias responsáveis pelo provimento de infra-estrutura, as public utilities, são indústrias de rede, conforme Pinto Jr e Fianni (2002). O objetivo das reformas é maximizar a eficiência econômica, enquanto a introdução de mecanismos de competição é o meio para se atingi-la. A introdução da competição no segmento de geração implica o livre acesso dos geradores às redes de transmissão e distribuição, de modo que todos os produtores possam utilizá-las de modo indiscriminado. Isto requer novos arranjos institucionais e um novo aparato legislatório. Já o termo reestruturação refere-se às mudanças na estrutura das empresas da indústria de eletricidade, a desverticalização das empresas, ou, a separação das empresas nos três segmentos de atuação, i.e., geração, transmissão e distribuição. A desverticalização tem como objetivo prevenir o comportamento predatório e, dado o livre acesso à rede, aumentar o número de competidores no segmento de geração. Newberry (1999) argumenta que para a introdução bem-sucedida da competição em mercados de energia, três requisitos devem ser satisfeitos: Uma margem confortável de excesso de capacidade; crescimento lento da demanda; e oferta abundante de gás de baixo custo. Araújo (2001) destaca que a ausência de um destes requisitos não implica que a competição seja impossível, mas torna a tarefa dos responsáveis pela reforma mais árdua, que é exatamente o caso brasileiro, como se verá adiante. Assim, muitos mercados de energia emergiram na última década. Nos Estados Unidos, pools de energia elétrica operam regionalmente, ao mesmo, tempo em que mantém relações comerciais. Na Inglaterra e País de Gales, até 2000, as distribuidoras de energia no varejo compravam do pool e mitigavam a volatilidade dos preços por meio de contratos financeiros de diferenças. Com os novos arranjos, a energia elétrica é transacionada via contratos bilaterais futuros (tanto de longo quanto de curto prazo) e através de bolsas de energia elétrica. Nos países nórdicos, distribuidoras compram dos geradores utilizando contratos bilaterais e também o mercado spot, utilizando contratos futuros como hedge. Em todos os casos, a essência consiste em maximizar a competição por preços no segmento de geração. 2

2.1 Aspectos essenciais dos mercados de energia Tradicionalmente, a IEE era caracterizada por um monopólio verticalizado, ou seja, os segmentos de geração, transmissão e distribuição permaneciam sob uma mesma empresa. A introdução da competição deve ser acompanhada da desverticalização das empresas. O segmento de geração, ou produção de energia, devido à significativa presença de economias de escala, sempre foi visto como um monopólio natural. Isto era verdadeiro também no caso brasileiro, cuja dinâmica baseou-se na construção de grandes hidrelétricas. No entanto, o avanço tecnológico verificado na década de 1980, nos países desenvolvidos, permitiu a introdução das Combined Cycle Gas Turbines (CCGT), que produziam energia em escala menor que outras termelétricas, mas com mais eficiência, o que contribuiu para a redução dos custos de produção, e a diminuição da importância das economias de escala. Isto foi condição essencial para a introdução da competição na indústria de energia. Já a transmissão refere-se ao transporte da energia em alta voltagem. Um dos problemas da rede de transmissão é sua fragilidade, caso, por exemplo, ocorra um excesso de carga ela pode se tornar instável e causar blecautes. Deriva daí a necessidade da figura do operador do sistema, que é responsável pelo sistema de despacho. Por sua vez, a distribuição é o transporte da eletricidade em baixa voltagem, ou seja, em direção aos consumidores finais. E, a nova atividade que surgiu após as reformas foi a comercialização de energia. Isto é, uma função mercantil, que na antiga estrutura da indústria estava ligada ao segmento de distribuição. A indústria de energia elétrica possui, então, quatro arranjos básicos possíveis, conforme delineados em Hunt e Shuttleworth (1996) e mostrados na figura 1. O modelo 1 diz respeito ao modelo de monopólio tradicional. O modelo 2 caracteriza-se pelo fato de haver concorrência no segmento de geração. Entretanto, as vendas das geradoras se dão apenas para uma agência compradora (purchasing agency). A competição na geração se deve a três fatores básicos: a) livre acesso de todos os geradores às linhas de transmissão; b) estabelecimento de um preço-teto (price cap) para a compra de energia; e c) existência de uma única possibilidade de venda de energia. Os co-geradores e os produtores independentes competem para atender a demanda da agência compradora. As empresas distribuidoras, por sua vez, não teriam outra opção de fornecimento de energia, a não ser a agência, o que torna necessária a regulação do preço cobrado por esta última, o mesmo acontecendo com o preço para o consumidor final (HUNT e SHUTTLEWORTH, 1996). Modelo 1 Modelo 2 Modelo 3 Modelo 4 Características Monopólio Monopsônio Competição no Competição Atacado varejo Competição na Não há Significativa Significativa Significativa geração Escolha do Não há Não há Significativa Significativa varejista Escolha do Não há Não há Não há Significativa consumidor Fonte: Hunt e Shuttleworth (1996, p.16) Figura 1 Modelos de mercado de energia elétrica no Note-se que nos modelos 1 e 2 há elevado poder de mercado. No primeiro modelo, a firma é monopolista. No segundo, a agência compradora detém significativo poder de mercado, dado que é monopsonista quando se trata das empresas geradoras e monopolista para as empresas de distribuição. O modelo 3 apresenta competição tanto no segmento de geração quanto no de distribuição. Sua principal característica reside na criação de um mercado atacadista de 3

energia (mercado spot), que possibilita venda de energia entre geradores e distribuidores. Para que este modelo seja colocado em prática é necessário que as empresas sejam totalmente desverticalizadas e que o acesso ao sistema de transmissão seja livre tanto para as geradoras quanto para as distribuidoras. Assim, se o acesso ao mercado de geração é livre (sem barreiras à entrada, regulatórias ou técnicas), as usinas já existentes competirão com novas entrantes, o que tende a reduzir os preços médios da energia gerada. Além do mais, como as condições de geração do sistema devem ser neutras para os agentes compradores e vendedores de energia, é comum a existência de um operador independente do sistema (ISO). A influência desse operador deve ser proporcional à necessidade de otimização dos benefícios energéticos do sistema elétrico ou, principalmente, à interdependência energética das instalações de geração. Como no caso brasileiro, a coordenação é muito significativa, o ONS deverá adotar uma conduta mais ativa. As empresas distribuidoras que se beneficiam dos preços competitivos no MAE continuam com o monopólio da venda ao consumidor, o que mostra a necessidade de regulação de seus preços, como no modelo 2. Por último, o modelo 4 parte do pressuposto que deve haver competição em todos os segmentos. As condições básicas para o funcionamento deste modelo são as mesmas do modelo 3, incluindo que, como há a possibilidade de os consumidores finais também poderem escolher seus fornecedor de energia, torna-se obrigatório o livre acesso de geradores e consumidores às redes de distribuição, implicando a desverticalização também das distribuidoras. A principal diferença do modelo 4 em relação aos outros consiste no fato de que, enquanto nos modelos 2 e 3 a competição se dá dentro de segmentos, neste modelo a competição se dá também entre segmentos, o que tende a aumentar a eficiência de toda a indústria. Segundo Santana e Oliveira (1998), até 1996, o modelo praticado no Brasil era semelhante ao Modelo 1, onde não havia competição em nenhuma parte da cadeia de produção. A principal diferença diz respeito ao fato de que no Brasil cada empresa distribuidora tinha o monopólio local. O modelo que foi implementado no Brasil, entre 1996 e 2003, foi uma variação dos modelos 3 e 4, dado que incorporou aspectos importantes destes modelos, como competição na geração e livre escolha dos varejistas. Entretanto, no caso dos consumidores finais, apenas os consumidores livres poderão escolher seus fornecedores. A interdependência entre as diversas fontes de geração de energia e o próprio perfil de evolução do parque gerador são os principais determinantes das diferenças entre o modelo brasileiro e os modelos 3 e 4. 3. A reforma do setor elétrico brasileiro De 1950 até meados da década de 80, o setor elétrico, financiado com capital público, cresceu a taxas significativamente elevadas, acompanhando o ritmo de crescimento da economia brasileira. No entanto, com a crise financeira que abateu o Estado na década de 1980, os governos se depararam com um volume de capital insuficiente para realizar os investimentos necessários (LEITE, MARTIGNAGO & ALPERSTEDT, 2004). A tabela 1 mostra que durante a década de 1980, o investimento médio da Eletrobrás correspondia a aproximadamente 0,8% do PIB nos anos iniciais daquela década, caindo para 0,70% no fim dos anos 1980. Já nos anos 1990, o investimento cai de 0,32% do PIB em média nos cinco primeiros anos da década para 0,24% entre 1996 e 2000. Isto mostra que o modelo monopolista estatal estava, com energia barata, esgotado. Primeiro, pela incapacidade fiscal do Estado. E, segundo, pela impossibilidade de se produzir energia barata conforme o que acontecia nos anos 1970, devido à necessidade de investimentos em novas plantas com capital não amortizado (LEITE, 2003). 4

Para Araújo (2001) além da queda no ritmo dos investimentos também houve erros no desenho do novo setor, principalmente, ao se tomar como base a reforma inglesa e não considerar as características peculiares dos sistemas hidrelétricos. Atrair investimentos privados em sistemas predominantemente hidráulicos é bastante difícil. Em primeiro lugar, porque grandes usinas hidrelétricas requerem grande período de tempo para retorno do investimento e, em segundo lugar, porque pode haver conflitos sobre o uso da água, o que aumenta o risco do negócio. Em 2001, o país enfrentou a pior crise de oferta de energia elétrica desde a década de 1950. Segundo Pires, Giambiagi e Sales (2002), há quatro motivos principais para a crise de oferta de energia de 2001 que estão inter-relacionados. São eles: a) o esgotamento do modelo estatal; b) falhas no planejamento da transição do antigo modelo para o modelo privado; c) problemas contratuais e regulatórios; e d) falta de coordenação entre os órgãos governamentais. Ano Investimento (% / PIB) 1980 0,83 1981 0,88 1982 0,79 1983 0,65 1984 0,88 1985 0,73 1986 0,56 1987 1,09 1988 0,80 1989 0,66 1990 0,34 1991 0,45 1992 0,46 1993 0,32 1994 0,23 1995 0,15 1996 0,18 1997 0,23 1998 0,31 1999 0,30 2000 0,20 2001 0,38 2002 0,32 Fonte: Ministério do Planejamento, orçamento e gestão (2003) Tabela 1: Investimentos da Eletrobrás Note-se ainda que uma das questões essenciais ao sucesso da reforma no setor elétrico é a criação de um ambiente regulatório e comercial estável. Sem tal estabilidade os agentes evitam fazer novos investimentos, dado que não compreendem os riscos envolvidos. A IEE brasileira caracteriza-se por ser ainda um mercado imaturo, onde a demanda cresce a taxas maiores que o crescimento do PIB. Isto pode ser visto na tabela 2, que compara a taxa de crescimento do PIB com o consumo de energia elétrica de 1994 a 2001. Pode-se notar que na maior parte do período o consumo de energia, de fato, cresce a taxas acima da taxa de crescimento do PIB. A exceção é o ano de 2001, no qual o PIB cresceu 1,42% em relação ao ano anterior. Contudo, devido à crise de energia, o consumo de energia teve uma queda de 7,9%. Na verdade, 2001 foi um ano atípico para a IEE brasileira, onde o consumo caiu em todas as regiões, de forma diferenciada, pois a região sul, que não fez parte do racionamento, sofreu conseqüências. Mas, mesmo com a crise, na média do período o crescimento do 5

consumo de energia ainda ficou acima do crescimento do PIB, o que sugere o caráter ainda de pouca maturidade do setor elétrico brasileiro. Importa notar que no período pós-racionamento, as empresas concessionárias vêm enfrentando uma séria crise financeira, causada pela expressiva redução no consumo, o que levou a um excesso de capacidade de oferta. No caso da IEE brasileira, o preço da energia é função da natureza da indústria, i.e., da disponibilidade de água. Em sistemas predominantemente hidráulicos, o preço da energia tende a ser pouco volátil no curto prazo e mais volátil no médio prazo. Isto porque, no curto prazo, os reservatórios transferem energia das horas de carga baixa para as de ponta, modulando a oferta e reduzindo a volatilidade dos preços. Enquanto que, no médio prazo, o preço da energia é mais volátil porque os sistemas hidráulicos são desenhados visando garantir a oferta de carga em condições hidrológicas adversas. Há de se destacar ainda o aspecto de governança híbrida da IEE brasileira. Este se caracteriza principalmente pelo fato de que enquanto aproximadamente 80% da geração se encontram sob controle estatal, apenas 20% da distribuição é estatal. Ano PIB (crescimento %) Crescimento do Consumo de Energia Elétrica (%) 1994 5,85 3,58 1995 4,22 6,01 1996 2,66 4,86 1997 3,27 6,12 1998 0,13 4,19 1999 0,81 2,50 2000 4,36 4,43 2001 1,42-7,9 Média 1994/2001 2,52 2,64 Fonte: IBGE (www.ibge.gov.br) e Relatório Analítico Eletrobrás (2003). Tabela 2: Crescimento do PIB e do consumo de Energia Elétrica 1994 a 2001 Note-se, ainda, que há expressiva diferença entre a competitividade das geradoras hidráulicas, mais baratas e de investimentos já amortizados, e das térmicas, com investimentos novos e custos mais altos. Isto resulta na necessidade de criação de um estímulo ao aumento da participação térmica, porque a diferença de custos entre as geradoras é inconsistente com os requisitos de um mercado competitivo. Tal situação pode ser entendida por meio da tabela 3, que mostra a diferença entre as tarifas das usinas hidrelétricas antigas, de investimentos já amortizados, das hidrelétricas novas e das termelétricas novas, o que dificulta a competição no segmento de geração. Fonte de geração Tarifa média (US$/MWh) Energia Velha 10 12 Hidrelétrica Nova 32 34 Termelétrica Nova (gás natural ciclo combinado) 39-41 Fonte: MME (2002). Tabela 3: Tarifa média de geração do setor elétrico brasileiro Contradizendo a necessidade de novos investimentos e devido aos problemas conjunturais do setor elétrico brasileiro, a participação privada em novos investimentos não tem crescido conforme planejado. A indefinição de um modelo definitivo para o setor, a falta de clareza sobre o papel da ANEEL e os problemas financeiros da maior parte das distribuidoras são os principais motivos da redução da participação dos investimentos do capital privado. Assim, pode-se concluir que caso não haja um mecanismo capaz de atrair novos investimentos privados e dada à escassez de recursos públicos, a confiabilidade e a 6

capacidade de geração do setor poderão estar seriamente comprometidas em um futuro próximo, o que pode ser observado pela análise tabela 4, para os quatro submercados brasileiros. Submercado 2005 2006 2007 2008 SE/CO 0,1 0,8 1,5 3,4 S 0,4 8,4 1,3 3,2 NE 0,4 2,9 3,6 8,9 N 4,5 2,9 3,5 5,9 Fonte: ONS (2004) Tabela 4 Riscos de déficits conjunturais (Em %) Assim, como mostrado nesta seção, é possível destacar problemas que comprometem a regulação na IEE brasileira. Em primeiro lugar, a estrutura de mercado não é competitiva. O mecanismo de formação de preços é determinado por modelos de simulação. A concentração também é relativamente elevada, principalmente nos submercados Norte e Nordeste (PINTO Jr. e BORGES, 2002). Outra questão a se destacar refere-se à diferença de preços entre energia nova e energia velha, o que desestimula investimentos em termoelétricas. Tais investimentos são importantes, pois reduziriam a dependência hidráulica na IEE brasileira. Por fim, a estrutura de governança híbrida também dificulta a regulação, dado que há ainda significativa participação estatal no setor, o que pode gerar problemas de informação assimétrica. 3.1 Privatizações no setor elétrico brasileiro As privatizações no setor elétrico brasileiro tiveram início em 1995 com a venda da distribuidora Escelsa (ES). Importa notar que esta privatização se deu antes da instituição da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), que foi criada pela lei 9.427 de 26 de Dezembro de 1996. Este fato por si já mostra um erro no processo de reestruturação da IEE brasileira. Além do mais, o processo de privatização privilegiou a venda dos ativos das distribuidoras estaduais (segmento não competitivo) e, apenas, 20% do parque gerador, composto por ativos federais em sua maior parte, foi privatizado. E, duas empresas (CEMIG e COPEL) não foram desverticalizadas. A reforma, no sentido da maximização da eficiência econômica do setor, pecou ao não iniciar-se pela desverticalização de todas as empresas, conforme a experiência internacional. Destaca-se também que o processo de privatização da IEE teve foco nas distribuidoras, devido aos problemas financeiros pelos quais estas passavam. Em muitos casos, algumas distribuidoras estaduais não pagavam às geradoras federais pela energia consumida, o que levou o governo federal a priorizar a desestatização das distribuidoras. Destacam-se na tabela 5, que a maior parte das empresas vendidas era distribuidoras estaduais. As distribuidoras, que são o terceiro elo da cadeia produtiva do setor, não são, então, responsáveis pela ampliação da capacidade de oferta. Deste modo, fica claro que não havia condições de demandar mais investimentos por parte do capital privado. Já que as distribuidoras, na ponta do sistema, não têm incentivos a investir sem o correspondente aumento da capacidade de geração e transmissão. O aumento na capacidade de geração não aumentou, pois os investimentos públicos caíram significativamente na década de 1990 e, em paralelo, a economia tem crescido lentamente, o que implica não haver necessidade de ampliação da capacidade de oferta. 7

Empresas Data da oferta Preço Mínimo Valor da Venda Escelsa 11.07.1995 345 386 Light 21.05.1996 2.271 2.271 Gerasul 15.09.1998 880 880 Cerj 20.11.1996 451 588 Coelba 31.07.1997 901 1.598 CDSA 05.09.1997 497 714 CEEE-Norte-NE 21.10.1997 814 1.486 CEEE-Centro-Oeste 21.10.1997 709 1.372 CPFL 05.11.1997 1.605 2.731 Enersul 19.11.1997 308 565 Cemat 27.11.1997 291 353 Energipe 03.12.1997 265 520 Cosern 12.12.1997 349 607 Coelce 02.04.1998 682 868 Eletropaulo 15.04.1998 1.777 1.777 Celpa 09.07.1998 388 388 Elektro 16.07.1998 640 1.274 EBE 17.09.1998 860 860 Paranapanema 28.07.1999 358 682 CGEE Tietê 27.10.1999 363 472 Celpe 17.02.2000 1.004 1.004 Cemar 15.06.2000 289 289 Saelpa 30.11.2000 185 185 TOTAL 15.735 21.153 Fonte: BNDES (http://www.bndes.gov.br, acesso em 02/Maio/2005) Tabela 5 Empresas do setor elétrico privatizadas (US$ milhões) 4. Regulação de tarifas do setor elétrico O mecanismo básico de regulação de tarifas do setor elétrico brasileiro é o modelo price-cap, que, resumidamente, consiste na definição de um preço máximo por MWh. Este preço é corrigido periodicamente de acordo com a evolução de um índice de preços ao consumidor, o Retail Price Index (RPI) menos um percentual de produtividade, o conhecido fator X. O regime price-cap é considerado na literatura como o modelo mais eficiente para regulação de public utilities, por estimular a eficiência das empresas. Este regime é visto como um método tarifário de regra simples e transparente que poderia proporcionar maior grau de liberdade de gestão possível para as empresas em regime de monopólio natural, além de estimular ganhos de produtividade e sua transferência para os consumidores (PIRES e PICCININI, 1998). Assim, a adoção do método price-cap contribuiria para reduzir o risco de captura do regulador e para incentivar a ação eficiente das firmas, uma vez que estas se apropriariam de ganhos de produtividade e redução de custos. No Brasil, somente o segmento de distribuição é regulado por este mecanismo, sendo que o fator de produtividade X inicial foi estipulado como zero para os primeiros anos dos contratos de concessão. O mecanismo price-cap prevê a possibilidade de repasse para os consumidores dos custos variáveis sobre os quais as firmas não têm controle (impostos, combustíveis, etc.) durante o intervalo de revisão de tarifas. No Brasil, os contratos de concessão das distribuidoras privatizadas garantem o repasse automático da totalidade dos custos da energia elétrica comprada. 8

Ainda no caso brasileiro, um mecanismo extra foi implementado, que são os intervalos regulatórios. Estes são os períodos compreendidos entre as revisões tarifárias. A primeira vantagem de tal mecanismo é aumentar a flexibilidade e a capacidade de intervenção do regulador, reduzindo os efeitos da assimetria de informações. O intervalo regulatório caracteriza-se por incertezas do ambiente externo, tanto para as firmas quanto para os consumidores. A definição do intervalo regulatório está diretamente relacionada com o grau de aversão ao risco dos agentes. No Brasil, as revisões ocorrem a cada ano e o índice de preços utilizado é o IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas. No que tange à regulação de preços dos geradores, esta, entre 1996 e 2003, era feita por meio dos contratos bilaterais entre geradores e distribuidores e, em menor parte, pelos preços do Mercado Atacadista de Energia (MAE). O principal problema do preço MAE, que seria o equivalente nacional ao preço spot, era que não refletia a interação entre demanda e oferta, mas, sim, referia-se a um preço simulado com séries temporais. Desta forma, claramente, o preço MAE causava distorção no mercado e não estimulava, per se, o aumento da capacidade de oferta no setor. Já no modelo proposto em 2003, há dois ambientes de comercialização, o ambiente de contratação regulada (ACR) e o ambiente de contratação livre (ACL). O primeiro refere-se ao mercado atacadista e o segundo à competição pelos consumidores livres. No ACL foi introduzido o mecanismo de leilões para comercialização de energia não contratada. Os leilões no mercado brasileiro são do tipo leilão simultâneo descendente de primeiro preço. Os vendedores são as geradoras, as distribuidoras que desejam vender excedentes e comercializadoras de energia elétrica. Os compradores, que não oferecem lances, são as distribuidoras e as comercializadoras. A tabela 6 mostra os resultados dos leiloes. Data MW Médio Preço médio (R$/MW) 30/10/2003 9 52,00 27/11/2003 15 47,00 20/02/2004 80 34,00 29/04/2004 30 28,00 27/05/2004 79 27,00 Fonte: Aneel Tabela 6 - Preços de Leilões de energia elétrica A análise da tabela 6 permite concluir que à medida em que tenham ocorrido mais leilões, o preço médio tem caído. Porém, este fato não é resultado apenas da competição estabelecida nos leiloes, mas também do excesso de oferta que há no país desde a crise de oferta de energia elétrica em 2001. Em suma, se o objetivo da reestruturação da IEE brasileira era maximizar a eficiência do setor, pode-se argumentar que esta ainda não foi atingida. Uma das formas possíveis de se atingir tal eficiência é por meio do aumento do grau de competição na IEE. Porém, Araújo e Oliveira (2005) destacam que a competição em sistemas predominantemente hidráulicos é menos importante que a coordenação. Desta forma, destaca-se a importância da criação de mecanismos de mercado, tais como leilões, mecanismos de mercados financeiros, entre outros. 4.1 Regulação e defesa da concorrência no Setor Elétrico Uma característica inerente ao setor elétrico é a presença de poder de mercado (BORENSTEIN e BUSHNELL, 1997). Logo, a introdução de competição neste setor requer 9

que a questão da defesa da concorrência ocupe o primeiro plano da discussão, em conjunto com a regulação do setor (ARAÚJO, 1997). Bolze, Peirce e Walsh (2000) identificam algumas formas de violações possíveis na indústria de energia desregulamentada. As mais freqüentes, segundo os autores, são a conduta conjunta, as fraudes em licitações e concorrências, a divisão de mercado e colusão, as joint ventures, a monopolização do mercado e a negociação exclusiva. Já Possas, Pondé e Fagundes (1998) identificam outras práticas que podem ser prejudiciais à concorrência nestes setores. Ressaltam que as empresas já estabelecidas nos mercados tendem a manter sua posição dominante por um longo período de tempo após a introdução da competição, dadas suas vantagens técnicas, financeiras e comerciais, e isto permite a adoção de estratégias anti-competitivas. Desta forma, o regulador deve sempre estar atento às estratégias das empresas já atuantes ou em processo de entrada, que influem nas estruturas que podem se configurar. Porém, no caso da IEE brasileira, o conhecimento técnico necessário para o adequado monitoramento do setor está além das competências tradicionais do CADE (Conselho Administrativo de Defesa Econômica), o que torna de suma importância o papel da ANEEL. A atual estrutura híbrida do setor elétrico e a permanência de características de monopólio natural em alguns segmentos da indústria contribui para aumentar a dificuldade do controle da defesa da concorrência no setor. Esta interação das agências suscita grandes dificuldades na prática. Os diferentes objetivos da agência reguladora e do órgão podem levar a conflitos entre as agências que devem ser evitados, o que requer a delimitação precisa das fronteiras de atuação de ambos os órgãos (PINTO Jr. E BORGES, 2002). Importa encontrar o equilíbrio e definir estruturas hierárquicas entre as ações vinculadas à regulação setorial e a defesa da concorrência. No entanto, essa não é uma tarefa simples por duas razões principais. Primeiramente, os desenhos institucionais, de um modo geral, separam os órgãos reguladores setoriais e os órgãos de defesa da concorrência. Sendo assim, as fronteiras de competência entre esses dois tipos de instituições são, por vezes, insuficientemente delimitadas. Isso demonstra a necessidade de definição de estruturas hierárquicas e mecanismos de coordenação das novas instituições. O papel do Estado no processo de implementação de novos desenhos institucionais é crucial. As falhas de governo que possam vir a ocorrer têm custos elevados e podem colocar em risco a implementação das reformas. Segundo, a reestruturação dessas indústrias requer um período de transição durante o qual a estrutura de mercado é submetida a mudanças progressivas. Assim, é indispensável definir características centrais do novo modelo de organização industrial que resulta das reformas institucionais. Apesar de a ANEEL possuir competência para tratar de condutas anti-competitivas, esta atribuição continua sendo prioritariamente do CADE e, pelo fato de ambos os órgãos avaliarem o mesmo caso sob ângulos diferentes, deve-se sempre estar atento ao risco da ocorrência de conflitos entre normas de sistemas diferentes, como também de assimetria de decisões. Contudo, há, em vigor, acordo de parceria entre a ANELL e o CADE. À ANEEL cabe a responsabilidade de analisar processos de fusão e/ou aquisição e também elementos que configurem práticas anti-competitivas. O CADE, por sua vez, analisa os pareceres da agência. Note-se também que em todos os casos analisados até 2005 não houve desacordos entre os dois órgãos. Embora a natureza do sistema regulatório no setor de eletricidade tenha mantido empresas do setor fora da legislação antitruste, devido às mudanças pelas quais vêm passando, eles estão, atualmente, sujeitos à aplicação da lei de defesa da concorrência. É, então, importante a identificação de possíveis formas de violação da concorrência, para que as 10

agências possam atuar de forma preventiva, buscando impedir o surgimento de estruturas de mercado que aumentem a probabilidade de abuso de poder econômico por parte dos agentes daquele mercado. A questão da defesa da concorrência no setor elétrico é recente no mundo inteiro. E pode-se dizer que mesmo em países desenvolvidos, com legislação mais madura, ocorreram problemas derivados do exercício de poder de mercado. Na Inglaterra, primeiramente, o monopólio público no segmento de geração foi transformado num duopólio privado, o que implicou significativos aumentos de preços. E, levou o governo inglês a intervir e permitir a entrada de mais empresas. Na Califórnia, em 2000 e 2001, o exercício de poder de mercado das distribuidoras resultou em aumentos de preços equivalente a 10 vezes o nível histórico (HUNT, 2002). A política de concorrência desempenha um papel expressivo no processo de privatização de empresas públicas, que é o de garantir que monopólios públicos não sejam simplesmente transformados em monopólios privados. No Brasil, a Lei 8.884 de 1994 se aplica às privatizações, o que significa que estas transações são consideradas como concentrações, ou seja, as deficiências nos procedimentos envolvidos na revisão de fusões discutidos acima afetam também a revisão de privatizações. A Lei de Defesa da Concorrência estipula que todos os setores estão sujeitos a seus dispositivos, mesmo aqueles operados sob o regime de monopólio, de forma que a regulação setorial por parte da ANEEL não exclui a regulação antitruste realizada pelos órgãos de defesa da concorrência (CADE e SDE). Contudo, na Lei 9.427/96, a defesa da concorrência na indústria de energia elétrica é uma tarefa que cabe à ANEEL, e a atuação sobreposta de ambas as agências pode levar a conflitos de competência e decisões contraditórias, dentre outros (PINTO Jr. e BORGES, 2002). Para evitar este resultado, as fronteiras de atuação dos órgãos reguladores e dos órgãos de defesa da concorrência precisam ser muito bem delimitadas; e, sempre que possível, deve-se buscar a cooperação entre eles, já que ambas as dimensões são necessárias na limitação do poder de mercado dos agentes econômicos e na tarefa de estimular a competição. Neste sentido, importa destacar que o marco regulatório do setor elétrico ainda não está completo, o que torna os agentes menos propensos a realizarem novos investimentos. A estabilidade institucional é condição essencial para se atrair os investimentos necessários (NORTH, 1990). Uma política regulatória eficiente requer uma perfeita articulação entre os reguladores setoriais e as autoridades de defesa da concorrência. Também é importante a participação ativa dos consumidores contribui para fiscalizar a regulação. No caso do setor elétrico há dificuldades específicas para o posicionamento mais ativo do consumidor. Os benefícios da competição neste setor seriam mais facilmente perceptíveis à medida que os consumidores tivessem papel ativo no mercado, i.e., que a demanda fosse preço-elástica. Por exemplo, aumentos nas tarifas seriam seguidos por reduções significativas no consumo, o que limitaria o poder de mercado das firmas. No entanto, no setor elétrico a demanda é preço-inelástica, principalmente para o consumidor residencial. Ou seja, os consumidores absorvem variações positivas nos preços, o que pode levar ao aumento do poder de mercado das empresas, demandando maior atenção dos órgãos reguladores. Um impedimento ao comportamento mais ativo dos consumidores é a dificuldade em se ter medidores horários do consumo de energia, o que poderia contribuir para que os consumidores fizessem escolhas de consumo em relação a certos horários do dia. A fixação da tarifa de energia elétrica é feita via simulações complexas que exigem grande volume de informações, geralmente indisponíveis para o consumidor individual. O problema de informação assimétrica é particularmente importante para várias utilidades públicas, cujas tarifas pesam nos orçamentos domésticos e na inflação. 11

O avanço na área de regulação constitui um dos fatores para a retomada do investimento em infra-estrutura e conseqüentemente para o crescimento sustentado que se almeja para o país. No entanto, dada a insuficiência da capacidade estatal em investir em novos negócios, faz-se necessário estimular o processo de privatização, ao mesmo tempo, em que o Estado deve fortalecer a atuação e o poder das agências reguladoras. Também deve aprimorar as regras para atrair investimentos privados. Mas, sua atuação deve se pautar pela proteção à competição, e não na proteção às empresas. É natural no processo de competição, que algumas empresas deixem o mercado, em prol daquelas mais eficientes. Caso as regras a respeito da concorrência no setor de energia elétrica não estejam bem-definidas, alguns agentes podem aproveitar eventuais lacunas na legislação e agir de forma contrária aos interesses da sociedade. Porém, importa notar que o maior desafio para o setor elétrico brasileiro atualmente é aumentar o nível de investimentos, sejam públicos ou privados. No caso de investimentos privados, este passa a exigir um ambiente institucional propício ao capital, ou seja, com regras claras e estáveis. 5 Conclusões As reformas que vêm ocorrendo nas economias mundiais se inserem num contexto comum, a alteração do papel do Estado na economia. O Brasil enfrenta atualmente o desafio de retomar o crescimento econômico e para isso é condição sine qua non alavancar a infraestrutura econômica, imprescindível ao seu crescimento econômico e ao bem estar da população. Em economias globalizadas, a competitividade das empresas de um país é testada constantemente, e uma infra-estrutura bem definida e fortalecida é essencial para incentivá-la. Este artigo teve como objetivo analisar a reforma do setor elétrico brasileiro. A principal característica da reforma no Brasil foi a privatização das empresas estatais, principalmente no segmento de distribuição. A reforma brasileira incorreu em erros, como a não desverticalização de todas as empresas. Além do que, a principal causa da reforma no Brasil foi de caráter macroeconômico, já que o déficit público era significativamente elevado. No que tange às privatizações, este processo privilegiou a venda de ativos de distribuição, que é o último elo da cadeia física do setor. Como o objetivo era aumentar a participação do capital privado no setor, este processo não logrou sucesso, pois não haveria investimentos em distribuição sem a contrapartida de investimentos em geração. Este segmento, por sua vez, permaneceu com 80% dos ativos estatais. Também analisou-se o processo de regulação no setor elétrico brasileiro. Essencialmente, as tarifas das distribuidoras são reguladas pelo método price-cap. Este método é considerado um dos mais eficazes, pois contribui para aumentar a eficiência econômica do setor e das empresas. Por outro lado, os leilões de energia realizados a partir de 2003 têm mostrado queda nos preços, o que implica dizer que os mecanismos de mercado podem, de fato, levar à maior eficiência. Porém, o preço de mercado deve ter dois objetivos; primeiramente, maximizar o excedente do consumidor, e, em segundo, incentivar as empresas a realizarem novos investimentos. Neste caso, geradores já se mostraram insatisfeitos com os preços dos leilões mais recentes. Para que iniciativa privada se sinta incentivada a entrar no processo é necessário que haja regras estáveis e incentivos por parte do Estado. Este deve estabelecer as regras do jogo, garantindo aos investidores privados condições iguais de competitividade com as concessionárias que já atuam no setor e que permita ao investidor perceber que o setor é lucrativo do ponto de vista empresarial, isto é, que seja possível obter lucro. O caráter concorrencial dos negócios deve prevalecer em detrimento da ultrapassada visão do passado de que a prestação do serviço público não estava associada à lucratividade. 12

É também necessário não permitir a formação de oligopólios privados, cujos resultados implicariam significativos custos para a sociedade. Portanto, ao Estado cabe regulamentar a infra-estrutura de forma a propiciar a entrada de novos agentes, estimular a competição, restringir poder de mercado de firmas que operem como monopólio natural e promover a eficiência na prestação dos serviços. No entanto, ainda há necessidade de reformulação do atual modelo regulatório. Mas, novas mudanças são necessárias nos próximos anos. O que não implica necessariamente uma novidade, pois em diversos países, o processo de reforma foi analisado e, em muitos, houve mudanças na legislação. Afinal, regular competição no setor elétrico é tarefa bastante recente. Referências ARAÚJO, J. L. Regulação de monopólio e mercados: questões básicas. In: I Seminário Nacional no Núcleo de Economia da Infra-estrutura, 1997. ARAÚJO, J. L. A questão do investimento no setor elétrico brasileiro: reforma e crise. In: XXI Encontro nacional de Pós-graduação em Economia. ANPEC: Salvador, 2001. ARAÚJO, J.L. & OLIVEIRA, A. Diálogos de energia. Rio de Janeiro: 7 letras, 2005. BORENSTEIN, S. & BUSHNELL, J. An empirical analysis of the potential for market power in California s electricity industry. UCEI PWP 044, September 1997. BOLZE, R.; PEIRCE, J.; WALSH, L. Antitrust law regulation: a new focus for a competitive energy industry. Energy Law Journal, 21, n.79,2000. HUNT, S. & SHUTTLEWORTH, G. Competition and choice in electricity. New York: John Wiley & Sons, 1996. HUNT, S. Making competition work in electricity New York: John Wiley & Sons, 2002. LEITE, A.L.S. Modelo de Mercado de capacidade com hedge para o setor elétrico brasileiro. Florianópolis: UFSC/PPGEP (tese de doutorado), 2003, 134p. LEITE, A. L. S. ; MARTIGNAGO, G. ; ALPERSTEDT, G. D.. A mudança no papel do Estado: regulação e defesa da concorrência no setor elétrico brasileiro. In: Encontro de Administração Pública e Governança, 2004, Rio de Janeiro - RJ. NORTH, D. Institutions, institutional change and economic performance. Cambridge, UK: Cambridge University Press, 1990. PINTO, JR, H & BORGES, H. O papel da ANEEL e os problemas de defesa da concorrência na Indústria de Energia Elétrica. In: Anais do IX Congresso Brasileiro de Energia, Rio de Janeiro, 2002. PINTO JR, H & FIANNI, R. Regulação. In: KUPFER, D & HASENCLEVER, L. Economia Industrial. Rio de Janeiro: Campus, 2002. PIRES, J.; GIAMBIAGI, F.; SALES, A. As perspectivas do setor elétrico após o racionamento. Revista do BNDES. Rio de Janeiro, v. 9, n. 18, p.163-204, dez. 2002. PIRES, J.; PICCININI, M. Modelos de regulação tarifária. Revista do BNDES, n.06, 1998. POSSAS, M. et all. Defesa de concorrência e regulação de setores de infra-estrutura em transição.in: Anais do XXVI Encontro Nacional de Economia, Vitória, 1998. SANTANA, E. & OLIVEIRA, C.A. A economia dos custos de transação e a reforma na indústria de energia elétrica do Brasil. In: BORENSTEIN, C.R. (org.). Regulação e gestão competitiva no setor elétrico brasileiro. Porto Alegre: Sagra Luzzatto, 1998. 13