VIII Congresso Brasileiro de Regulação

Custos e Benefícios do Modelo de Regulação Econômica Adotada no Setor de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil Hálisson Rodrigues Ferreira Costa Graduado em Economia pela Universidade Federal de Minas Gerais UFMG e Mestre em Economia pela Universidade de Brasília. Atualmente é servidor da Agência Nacional de Energia Elétrica- ANEEL, onde trabalho na Superintendência de Regulação Econômica - SRE. Endereço: Quadra 206, Lote 10, Apartamento 2301, Aguas Claras, Brasília, Distrito Federal. RESUMO Diversas mudanças ocorreram no setor elétrico, em particular, no segmento de distribuição de energia elétrica, do início da década de 1990 para cá. Diversas distribuidoras foram privatizadas, as tarifas que eram definidas sob um regime de Regulação pelo Custo (Cost-Plus), passaram a ser definidas sob um regime de Regulação pelo Preço (Price-Cap) e a ANEEL implementou fortes mecanismos de incentivo a ganhos de eficiência. Todo esse processo, exceto talvez o último, está bem documentado na literatura. Porém, há poucos trabalhos avaliando o impacto do novo modelo sobre a sociedade como um todo e sobre os vários grupos de interesse envolvidos. Esse trabalho visa cobrir essa lacuna realizando uma análise custo-benefício do modelo adotado utilizando a metodologia desenvolvida em Jones et al (1990). Os resultados demonstram que o novo modelo implicou ganhos para a sociedade em função das reduções expressivas de custos alcançados pelas distribuidoras privadas no período. Os grandes beneficiados foram os consumidores de energia, uma vez que as revisões tarifárias repassaram para os consumidores os ganhos de eficiência e produtividade observados. As distribuidoras privadas também alcançaram bons resultados no período porque passaram a competir virtualmente com as empresas públicas. Como consequência, as empresas públicas perderam. Por fim, os Estados e a União perderam arrecadação em função das reduções de tarifas. Palavra-chave: Regulação Econômica, Revisão Tarifária, Análise Custo-Benefício, Setor Elétrico. INTRODUÇÃO Recentemente, o Congresso Nacional aprovou a Medida Provisória 579, convertida na Lei 12.783 de 11 de janeiro de 2013 Lei 12.783, que provocou uma redução média de aproximadamente 20% nas tarifas de energia elétrica. A medida afetou as tarifas de energia elétrica em três dimensões principais, a saber, (1) o Tesouro Nacional passou a arcar com partes dos chamados Encargos Setoriais; (2) os custos decorrentes dos investimentos já amortizados e/ou indenizados foram deduzidos das novas tarifas de Geração e Transmissão de Energia Elétrica e (3) a exigência de maior eficiência por parte dos prestadores de serviço públicos atingidos pela Lei através de um modelo de Receita Teto (Revenue Cap). Algo importante a se notar é que um conjunto de empresas não foram (pelo menos ainda) afetados pela medida, quais sejam, as Distribuidoras de Energia Elétrica (DIST). Uma possível razão para que esse conjunto de empresas tenha ficado de fora das medidas de reduções de tarifa provocadas pela Lei 12.783 é que o segmento de Distribuição passa periodicamente por um processo de revisão tarifária. Desde 1998, as DIST vêm sendo submetidas a mecanismos de forte incentivo de redução de custos. À exceção da Escelsa, que passou por cinco revisões tarifárias periódicas, a ANEEL já realizou três ciclos de revisões tarifárias periódicas, para 62 distribuidoras de energia, o que resultou, para parcela significativa das empresas, uma redução em termos reais das tarifas de energia. O segmento de distribuição de energia elétrica passou, de 1993 até os dias atuais, por significativas mudanças. Há três importantes a se destacar. O primeiro trata-se do processo de privatização (parcial) do setor. O segundo se refere ao seu arcabouço legal, em particular, os contratos de concessão, assinados entre 1995 e 2001, e as Leis 8.631, 8.987 e 9.427, que em conjunto, implicaram a extinção do regime de Regulação pelo Custo (Cost-Plus) e a adoção de um regime de Regulação pelo Preço (price-cap). Por

fim, o próprio modelo de regulação econômica adotado pela ANEEL desde 2001, ano da segunda revisão tarifária periódica da ESCELSA, representou um novo paradigma para as empresas que atuam no setor. Passados 20 anos desde a publicação da Lei 8.631, apontada neste trabalho como marco inicial das mudanças, há poucos trabalhos avaliando os impactos desse novo modelo. Os trabalhos desenvolvidos têm como foco, em geral, estimar os ganhos de eficiência e produtividade alcançados com o propósito de fornecer ferramentas ao órgão regulador em seu processo de regulação econômica 1. Não há até o momento um trabalho que tenha feito uma avaliação geral do modelo, mensurando tanto os ganhos de eficiência, quanto os impactos socioeconômicos sobre os agentes envolvidos, quais sejam, os consumidores, as empresas, o governo e os trabalhadores. O Objetivo desse trabalho é justamente cobrir essa lacuna estimando os custos e benefícios do novo modelo. Possui quatro seções além desta introdução. Na próxima seção é feita uma breve descrição da evolução do segmento de distribuição de energia elétrica desde 1993. Na terceira seção é apresentada a metodologia adotada neste trabalho. Na quarta seção são apresentados os resultados alcançados. Por fim, são feitas algumas considerações finais. A EVOLUÇÃO DO SEGMENTO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DESDE 1993 As Privatizações As privatizações foram parte integrante do movimento de reformas do setor elétrico no mundo (Newbery, 2000). Não foi diferente no Brasil, onde o início se deu com a edição da Lei 8.031/90, que instituiu o Programa Nacional de Desestatização (PND) e criou o Fundo Nacional de Desestatização (FND). O BNDES foi designado gestor do Fundo, de natureza contábil, no qual foram depositadas as ações das empresas a desestatização (Bandeira, 2005). As privatizações das DIST começaram com a venda da empresa ESCELSA, em 1995 e se encerraram em 2000, com a venda da empresa SAELPA (atualmente Energisa Paraíba). Foram privatizadas 20 empresas e arrecadados US$ 19,5 bilhões (Bandeira, 2005). Isso representou aproximadamente 20% de toda a arrecadação com as privatizações realizadas pelos governos federal e estadual (Anuatti-Neto et al, 2005). Em 2001, 63% do mercado estava sendo atendido por empresas privadas e 67% da receita eram obtidas por essas empresas. Figura 1: Participação na Receita e Consumo das Empresas Privadas em 2001 Há diversos trabalhos descrevendo em detalhes o processo de privatização do setor elétrico 2, o que não será feito neste trabalho. Porém, há que se destacar alguns aspectos importantes desse processo. Um primeiro, é que os leilões de privatização dessas empresas são reconhecidos por alguns autores como casos de sucesso do ponto de vista da concorrência e da arrecadação para os Estados (Leal, 1998). 1 Resende (2002), Mota (2004), Arcoverde et. al. (2005), Costa (2008), Souza et. al. (2010), Zanini (2004), Pinheiro (2012), ANEEL (2010a) e ANEEL (2010b). 2 Ver Bandeira (2005), Gomes et al (2002), Giambiagi e Sales (2002), Leal (1998) e Pires (2000).

É difícil comparar os valores pagos pelos vencedores do leilão com o real valor das empresas. Mas há alguns indícios que os valores pagos foram elevados. Um primeiro surgiu nas primeiras revisões tarifárias realizadas pela ANEEL em 2003. Na ocasião, a ANEEL definiu a chamada Base de Remuneração Regulatória - BRR (do inglês Regulatoy Asset Base) baseado em um método de Valor Novo de Reposição VNR. Regra geral, os valores obtidos pelo método VNR resultou em valores menores que os pagos nas privatizações. De fato, os valores somados de BRR (Líquido, ou seja, descontada a Depreciação Acumulada) das distribuidoras privatizadas, a preços de julho de 2008, alcançavam aproximadamente R$ 32 bilhões de reais. Os valores arrecadados com as privatizações de distribuição a preços também de julho de 2008 somavam R$ 44 bilhões de reais 3. Outro aspecto importante é que, como demonstrado na Figura acima, o processo foi parcial, ou seja, não alcançou todas as DIST. Algumas empresas se tornaram empresas de economia mista. O governo de Minas Gerais, por exemplo, detentor do controle da Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG optou por alienar 1/3 de suas ações, mantendo então o controle acionário sobre a empresa. Empresas públicas convivendo com empresas privadas em um regime de regulação por incentivos é algo pouco comum na experiência de reestruturação do setor elétrico no mundo. As privatizações sempre foram vistas como parte essencial do pacote, que previa um novo regime onde as empresas seriam incentivadas a buscar maiores ganhos de eficiência e produtividade, seja através da competição ou da regulação 4. Parte do problema era justamente o pouco apetite das empresas públicas na busca de ganhos de eficiência. Por fim, cabe destacar que o conjunto das empresas privatizadas é bastante heterogêneo, composto por empresas como a ELETROPAULO, com elevada densidade de consumidores e robusto mercado industrial, e empresas como a CELPA, atendendo uma área extensa, com baixíssima densidade de consumidores, e pequeno mercado industrial. Figura 2: Participação de cada Distribuidora no Mercado por Tipo de Controle Acionário. A evolução do arcabouço legal No dia 3 de fevereiro de 1993, o DNAE publicou a Portaria 47, com o ultimo reajuste das tarifas de energia sob a égide do antigo modelo do setor elétrico. A nova tarifa da classe residencial foi fixada em Cr$ 1.760.288,72 por MWh, o que, a preços de dezembro de 1994, significava algo em torno de R$ 112 por MWh, e deveria ser aplicada por todas as distribuidoras do Brasil 5. 3 Isso foi inclusive alvo de diversas ações judiciais das empresas, que queriam considerar os valores pagos nos leilões como base de remuneração na construção das tarifas no 1º Ciclo de Revisões Tarifárias, iniciado em 2003. Entretanto, já em 2001, quando da revisão tarifária da Escelsa, a ANEEL já havia sinalizado que não iria considerar os valores pagos nos leilões como base de remuneração. 4 Ver, por exemplo, Newbery (2000), Joskow (2008) e Pollit (1997). 5 Não há espaço nesse trabalho e nem é seu foco resgatar a história de setor elétrico anterior à Lei 8.631. Para os interessados, há nas referências bibliográficas diversos trabalhos que descrevem a evolução histórica do setor elétrica desde sua criação, como, por exemplo, Gomes et al (2002). Ver também Pires, Gostkorzewicz e Giambiagi (2001), Pires (2000), Peano 2004, Oliveira, Fujiwara e Machado (2006), Pires, Giambiagi e Sales (2002), Santana e Oliveira (2000), Tomalsquim (2011).

Desde a promulgação do Decreto-Lei 1.383, de 26 de setembro de 1974, havia uma única tarifa de energia elétrica em todo o Brasil que cobria os custos totais incorridos por todo Sistema Elétrico Nacional. Na medida em que os custos eram diferenciados por área de concessão, em algumas áreas a tarifa final não cobriria os custos ali incorridos e em outras haveria superávit. De forma a sanar esse problema, criou-se através desse mesmo Decreto-Lei a Conta de Compensação de Resultado (CRC), mecanismo contábil de transferência de recursos das empresas superavitárias para as deficitárias. A Lei 8.631/93 estabeleceu que, a partir de sua promulgação, as tarifas de energia elétrica de fornecimento e suprimento seriam individualizadas por empresas, de acordo com seus próprios custos associados à prestação do serviço. Logo, ao eliminar a figura das empresas superavitárias e deficitárias, não se fazia mais necessária a existência da CRC, que foi extinta por esse mesmo decreto. Outro aspecto importante é a previsão de que as concessionárias de distribuição poderiam fazer alterações na estrutura das tarifas aplicadas aos consumidores finais, desde que se respeitasse o valor médio das tarifas de fornecimento, algo típico de um regime price-cap. A supracitada Lei definiu que as tarifas seriam reajustadas mediante a utilização de fórmulas paramétricas e respectivos índices e seriam revistas periodicamente, conforme legislação específica. O Decreto 774, de 18 de março de 1993, que regulamentou a referida Lei, detalhou as fórmulas paramétricas e os índices de preços que seriam utilizados como indexadores de cada item de custo. Além disso, definiu uma possível revisão tarifária a cada três anos. Na prática, a Lei 8.631 instituiu um modelo muito parecido com um modelo price-cap, que viera a ser aplicado posteriormente no segmento de distribuição de energia elétrica 6. A Lei 8.987 previu a necessidade da assinatura de contratos de concessão para todas as concessões de serviço público e definiu que a tarifa do serviço público concedido será fixada pelo preço da proposta vencedora da licitação e preservada pelas regras de revisão previstas nesta Lei, no edital e no contrato. Porém, a Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, trouxe a possibilidade prorrogação das concessões vigentes. Os contratos das concessões de distribuição de energia elétrica começaram a ser assinados em 1995, logo após a privatização da empresa Escelsa, e finalizou em 2002. As tarifas iniciais eram aquelas até então praticadas no ato de assinatura do contrato e os seus reajustes seriam feitos de acordo com uma nova formula paramétrica estabelecida de forma bastante exaustiva no contrato. Passou-se a prever ainda revisão tarifária periódica, que ocorreria, em média, a cada 4 anos. A equação de reajuste tarifário definida pelos contratos de concessão passou por uma evolução no tempo. O primeiro Contrato de Concessão não definia uma fórmula específica de reajuste ou revisão das tarifas. Havia somente uma previsão genérica da possibilidade de reajuste, a critério do poder concedente, quando solicitado pela Concessionária, e de uma revisão tarifária a cada três anos, caso ocorresse uma alteração na estrutura de custos ou de mercado. Os contratos de Concessão assinados a partir de 1996 diferenciavam explicitamente duas naturezas de custos, custos gerenciáveis, denominada Parcela B, e custos não gerenciáveis, denominado Parcela A. O primeiro diz respeito aos custos associados à prestação do serviço de distribuição, e o ultimo contempla os demais custos, como Transporte, Compra de Energia e Encargos Setoriais. A fórmula definida no Contrato de Concessão está descrita abaixo. 6 Simplificadamente, as tarifas iniciais seriam definidas a partir dos custos então praticados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica e seriam reajustadas por uma equação que pode ser decomposta em quatros partes principais: (1) Custos de outros segmentos da cadeia de energia elétrica (compra de energia, custos com transmissão, etc.); (2) Custos considerados não gerenciáveis relativos ao segmento de distribuição e (3) Custos considerados gerenciáveis relativos ao segmento de distribuição. Os itens (1) e (2) seriam reajustados pelos preços reais praticados pelas concessionárias. O item (3) seria reajustado segundo indicadores gerais de preço da economia, tais como o IGPM, INCC e a TR. Ressalte-se que quando da promulgação dessa Lei não havia ainda a previsão de desverticalização do Setor Elétrico Brasileiro, o que veio a ocorrer mais à frente. (1)

Onde, IRT: índice de reposicionamento tarifário : Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na data do reajuste; : Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na data do reajuste anterior; : Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na Data de Referência Anterior ; : Receita obtida em função da aplicação da tarifa vigente sobre o Mercado de Referência considerando-se as condições vigentes na Data de Referência Anterior ; Mercado de Referência: consumo de energia faturado nos 12 meses anteriores à data de reajuste; : IGPM acumulado nos 12 meses anteriores à data do reajuste; : índice a ser subtraído ou acrescido do IGPM nos reajustes tarifários (2) Ao longo do tempo, a forma de definição dos valores de parcela A evoluiu no sentido de torna-la cada vez mais neutra para as distribuidoras. Ou seja, evolui no sentido de igualar despesas e receitas e, assim, não permitir ganhos ou perdas sob esses itens. A Medida Provisória nº 2.227, de 04.01.2001, por exemplo, criou uma exceção à Lei 10.192, de14 de fevereiro de 2001, na qual havia sido previsto como nulo qualquer reajuste ou correção monetária com prazo inferior a 1 ano, para os valores de itens da Parcela A. Em decorrência, criou-se a chamada Conta de Compensação de Variação de Valores dos Itens da Parcela A CVA, que corresponde à diferença entre os valores considerados para os itens de Parcela A no reajuste anterior e os valores verificados nos 12 meses anteriores ao reajuste atual. O Contrato definiu que a revisão tarifária seria feita de forma a considerar as alterações na estrutura de custos e de mercado da Concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e modicidade das tarifas. A periodicidade da revisão foi definida em 3 anos para Escelsa, em 5 anos para os contratos assinados em 1996 e 1997, e 4 anos para os contratos assinados a partir de 1998. Por fim, estabeleceu que o percentual inicial do fator X seria zero e o mesmo seria redefinido a cada revisão tarifária. A Lei 9.427/96 de 26 de dezembro de 1996 instituiu a ANEEL e atribuiu a ela a responsabilidade pela realização dos processos de revisão e reajuste tarifários. Nota-se que os contratos de concessão não trouxeram uma definição muito clara acerca da forma como deveria ser implementado o processo de revisão tarifária e a definição do Fator X. Esse vazio na legislação transferiu à ANEEL a responsabilidade pela definição de todo o regulamento do processo de revisão tarifária, os objetivos e princípios a serem adotados, bem como a própria execução do processo. A evolução do modelo de regulação adotado pela ANEEL A primeira revisão tarifária foi feita em 1998 para a distribuidora Escelsa. Há pouca documentação esclarecendo a forma como foi feita. A Nota Técnica que descreveu a metodologia empregada afirma que: A razão fundamental de efetuarem-se revisões tarifárias a intervalos específicos é consistente com o conceito de que as empresas tendem a promover uma maior eficiência na gestão de suas operações e com isso a propiciar aos controladores ganhos crescentes. Assim sendo, no momento da revisão busca-se identificar o custo adequado do serviço, de forma a repartir com os consumidores os ganhos de eficiência alcançados. (ANEEL, 1997).

Em 2000 foi aberto um amplo debate pela Agência sobre as metodologias de revisão tarifária a serem utilizadas a partir de então. Foi disponibilizada na Audiência Pública 007/2000 a Nota Técnica 025/2000- SRE/ANEEL, intitulada Conceitos Econômicos para Reajuste e Revisão Tarifária. Nela são elencados e discutidos todos os itens que devem compor a receita das distribuidoras e os procedimentos de cálculo de cada. Nessa nota técnica é discutido o arcabouço conceitual a ser considerado pela ANEEL na definição das metodologias de revisão tarifária. O conceito chave é o de Regulação por Incentivos, presente em praticamente todas as Notas Técnicas publicadas pela ANEEL sobre revisão tarifária nos anos seguintes. A segunda revisão tarifária da Escelsa foi o objeto da discussão realizada na Audiência Pública 005/2011. Aqui já se encontra disponível documentação que descreve com mais precisão a metodologia utilizada. Houve, de fato, um enorme avanço conceitual a respeito dos objetivos a serem buscados num processo de revisão tarifária. A Nota Técnica 097/2001 SRE/ANEEL, 8 de agosto de 2001, descreve toda a formulação utilizada e fundamenta a aplicação de cada procedimento. De forma bastante simplificada, há duas naturezas de custos bem definidos do segmento de distribuição (em verdade, em qualquer atividade econômica), os custos de capital e os custos operacionais. O primeiro diz respeito aos custos associados ao capital imobilizado na atividade de distribuição. Grosso modo, os investimentos são desembolsos que se caracterizam por produzir resultados de mais longa duração e por serem menos recorrentes. Já os custos operacionais são despesas recorrentes, que produzem resultados de curto prazo. Em verdade, os dois itens são complementares, e muitas vezes, difíceis de serem distinguidos. O custo de capital 7 se subdivide em dois tipos, quais sejam, a Remuneração do Capital e a Depreciação. No setor elétrico o ultimo é denominado Quota de Reintegração Regulatória. Remuneração do capital corresponde ao produto da taxa de remuneração definida pelo Regulador pelo Ativo Imobilizado em Serviço - AIS ainda não amortizado, que no setor elétrico denomina-se Base de Remuneração Líquida. A depreciação é calculada a partir do produto da taxa de depreciação pelo valor do Ativo Imobilizado em Serviço ainda não totalmente depreciado, denominado Base de Remuneração Bruta 8. A Nota Técnica 097/2001 definiu uma metodologia de cálculo para todos esses parâmetros: Fator X, Custos Operacionais, Taxa de Remuneração do Capital, Taxa de Depreciação, Base de Remuneração Bruta e Base de Remuneração Líquida. O que é fundamental nesse documento é o cuidado para que essas metodologias não introduzam desincentivos a busca por ganhos de produtividade por parte das DIST. Figura 3: Ciclos de Revisões Tarifárias de Distribuição Realizadas pela ANEEL Após 2001, a ANEEL realizou três ciclos de revisão tarifária. Até agora foram mais de 160 processos. Ao longo dos ciclos as metodologias de cálculo mudaram bastante. Foge do escopo desse trabalho uma descrição detalhada dos procedimentos adotados pela ANEEL. Aos interessados, nas referências bibliográficas deste trabalho se encontra referências para os principais documentos da ANEEL que descrevem as metodologias. Porém, é feito a seguir um breve resumo. 7 O que denomina-se aqui Custo de Capital é equivalente ao conceito de EBITDA - Earn Before Income, Tax and Depreciation, que nada mais é que o Lucro Líquido, acrescido do Resultado Financeiro, Impostos e Contribuições sobre a Renda e Depreciação. 8 A nomenclatura utilizada no setor elétrico é uma tradução literal do termo utilizado em outras agências reguladoras no mundo. Normalmente, o termo utilizado para o Ativo Imobilizado em Serviço é Regulatory Asset Base - RAB.

Quanto aos custos operacionais, os Reguladores utilizam usualmente três métodos para a sua definição: (1) Auditoria de Custos, (2) Modelos Normativos 9 e (3) Métodos de Benchmarking (ou Yardistick Competition). Todos esses foram já foram utilizados pela ANEEL. A Auditoria de Custos foi utilizada pela ANEEL na definição dos custos operacionais na revisão tarifária da Escelsa. Fez-se uma análise da evolução histórica dos custos operacionais contábeis auditados da empresa, comparando com a evolução de outras variáveis como o mercado, consumidores e o número de trabalhadores. O que caracteriza essa abordagem é que a única referência na avalição é a própria empresa. A conclusão a que se chegou naquele momento é a de que a empresa havia alcançado ganhos de produtividade no período o que, portanto, validou os custos operacionais que se praticava naquele momento. Um Modelo Normativo completo consiste em um conjunto funções de custos, construídos para cada atividade operacional a ser desenvolvida pela empresa, a partir da expertise de consultores especializados em cada tipo de atividade. É preciso definir uma lista completa das atividades, inclusive as administrativas, suas frequências e custos envolvidos. Logo, é necessário também um levantamento completo de todos os cargos com os perfis necessários para a realização das atividades listadas, bem como seus salários eficientes, e um levantamento de todos os materiais a serem utilizados. O modelo foi utilizado pela ANEEL no 1º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica 1CRTP e no 2º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica 2CRTP, e recebeu o nome de Empresa de Referência ER. O que o mesmo fazia era exatamente o que o descrito no parágrafo anterior. Porém, nem todas as atividades foram parametrizadas e foi necessário adaptar o modelo às particularidades de cada empresa. Criou-se a figura dos Custos Adicionais, que tratava-se dos custos que conceitualmente não estavam modelados. É importante notar que a grande vantagem do modelo foi se abstrair completamente dos custos praticados pelas empresas em sua revisão tarifária. Teoricamente, o incentivo presente nessa abordagem é máximo. A empresa teria total segurança de que, ao reduzir seus custos, não veria esse esforço refletido em uma redução de suas tarifas. O problema é que, com a introdução da figura dos custos adicionais, abriu-se espaço para certa subjetividade no cálculo. O Regulador poderia, por exemplo, deixar de considerar alguns custos pleiteados caso notasse que os demais custos estimados pelo modelo estivessem superiores aos praticados pela Concessionária. Porém, é a conduta do Regulador nos processos revisão quem dirá como esse espaço de subjetividade será utilizado. No 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica - 3CRTP a ANEEL abandonou o modelo de ER e passou a utilizar um método de Benchmarking ou Yardistick Competition 10. Em suma, a ideia é definir os valores de custos operacionais para cada empresa a partir de uma função de custo, construída a partir de um conjunto de empresas similares. Esse conjunto pode ou não incluir a própria empresa que está em processo de revisão, e pode ou não contemplar todas as empresas com informações disponíveis. Além disso, essa função pode representar o menor custo operacional verificado, o que na literatura denomina-se Fronteira de Eficiência de Custos, ou um valor intermediário. O importante é (1) dissociar os custos praticados por cada empresa dos valores reconhecidos em suas tarifas e (2) ter como referência as demais empresas, criando um ambiente de competição artificial. Em relação à Base de Remuneração Regulatória, há também três métodos citados na literatura especializada: (1) Custo Contábil Histórico, (2) Custo Contábil Corrigido e (3) Valor Novo de Reposição - VNR. O conceito de Custo Contábil Histórico é literal, ou seja, consiste nos valores tal como contabilizados pelas empresas. O problema desse é que a contabilidade societária, em geral, não permite atualização monetária. Como os investidores buscam um retorno real para seus investimentos, a perda de valor dos ativos deveria ser compensada por uma taxa de retorno maior. Por isso, não é usual a adoção desse método pelos Reguladores. 9 Definição retirada de Agrell e Borgetoft (2003). 10 O modelo de Yardstick Competition aplicado à regulação foi desenvolvido originalmente em Shleifer (1985). Ver também Chong (2004) para uma análise completa da literatura sobre o tema

Na 2ª Revisão Tarifária da Escelsa adotou-se o método do Custo Contábil Corrigido. Nada mais é que o custo contábil a preços de uma data específica. Para tanto, é necessário identificar a data de imobilização de todos os itens contabilizados, e corrigi-los monetariamente até a data atual. Nos ciclos seguintes adotou-se um método de VNR. Inicialmente, a ANEEL estudou a aplicação de um modelo similar ao empregado no Chile. Nesse modelo, estima-se primeiramente uma rede eficiente a partir de uma caracterização completa da área de concessão. Essa rede eficiente é então valorada a partir de um banco de preços de ativos de distribuição. As consultorias que defenderam a aplicação dessa metodologia junto à ANEEL argumentavam que a grande vantagem dessa abordagem é que a mesma não apresentava nenhum dos incentivos perversos que os demais métodos teoricamente costumam introduz em particular, o chamado Efeito Averch e Johnson. Ocorre que o mesmo é de difícil aplicação e o seus resultados são bastante controversos. Por fim, inexistia um banco de preços de ativos de distribuição à época. A forma de construção do método por parte da ANEEL foi se aperfeiçoando ao longo do tempo, e alterações importantes foram incorporadas. Mas, desde o 1CRTP a lógica foi a mesma. A rede valorada era a da própria distribuidora e os preços eram formados a partir de uma média das compras das próprias. Regra geral, a valoração dos ativos em um ciclo de revisão não era revista nos ciclos seguintes. O que se fez, em geral, foi simplesmente baixar os ativos fora de operação, depreciar e atualizar monetariamente os ativos ainda em operação. Diversos autores notaram que o processo de definição da Base de Remuneração Regulatória guarda certa semelhança com uma parte dos procedimentos adotados no regime Cost-Plus 11. Neste regime de regulação também a Base de Remuneração era levantada e a tarifa era definida de forma a recuperar uma taxa de remuneração sobre esses ativos. A diferença é que, no Cost-Plus o procedimento é efeito anualmente enquanto no Price-Cap feito com uma periodicidade menor, de 3 a 5 anos. A taxa depreciação é definida com o inverso da vida útil dos ativos. As vidas úteis dos ativos de distribuição de energia elétrica estão definidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE. Para o cálculo da remuneração do capital, a ANEEL vem adotando, desde 2001, o método Weighted Average Cost of Capital - WACC. Tanto para o custo de capital de terceiros quanto para o custo de capital próprio, a ANEEL aplica o modelo Capital Asset Price Model CAPM. O cálculo é feito para o segmento de distribuição de energia elétrica americano e adaptado para o caso brasileiro somando-se outros componentes de risco, como o risco país. A evolução da aplicação do método por parte da ANEEL se deu na definição de quais componentes de risco são necessários para essa adaptação, e das séries de dados utilizados. Houve também considerável evolução na forma de definição da estrutura de capital. Não há espaço para descrição detalhada das alterações promovidas pela ANEEL no tempo em relação ao WACC. Nas referências bibliográficas estão indicadas as principais Notas Técnicas da ANEEL que descrevem e discutem o método. Na tabela abaixo é apresentada a evolução de cada um de seus componentes. Tabela 1: Cálculos dos valores de WACC realizados pela ANEEL COMPONENTE (US$) 2ª Revisão ESCELSA 1º Ciclo de Revisão 2º Ciclo de Revisão 3º Ciclo de Revisão Inflação Americana 2,50% 2,40% 2,60% 2,45% Estrutura de Capital Capital Próprio 60% 50% 43% 45% Capital de Terceiros 40% 50% 57% 55% Custo de Capital Próprio Real 12,83% 14,71% 13,75% 10,72% Custo de Capital Próprio Nominal 15,66% 17,47% 16,71% 13,43% Taxa Livre de Risco 8,15% 6,01% 5,32% 4,87% Prêmio de Risco do Negócio 2,54% 2,05% 3,38% 4,31% 11 Ver, por exemplo, Joskow (2008).

Prêmio de Risco de Mercado 3,90% 7,76% 6,09% 5,82% Beta médio Alavancado 65,00% 26,00% 55,00% 74,00% Prêmio de Risco País* 4,97% 9,41% 8,01% 4,25% Custo de Capital de Terceiros Real 9,13% 13,05% 12,06% 8,60% Custo de Capital de Terceiros Nominal 11,85% 15,76% 14,97% 11,26% Taxa Livre de Risco 6,01% 5,32% 4,87% Prêmio de Risco País* 6,08% 6,68% 4,25% Prêmio de Risco de Crédito 3,67% 2,96% 2,14% Encargos de Dívida das Distribuidoras (US$) - 50% 13,67% BNDES (US$) - 50% 10,04% WACC Nominal depois de Impostos 12,86% 13,93% 12,80% 10,13% WACC Real depois de Impostos 10,11% 11,26% 9,95% 7,50% *o Prêmio de Risco País para os 1CRTP e 2CRTP consiste na soma dos componentes de Risco Soberano, Risco Cambial e Risco Regulatório. Para mais detalhes, ver ANEEL (2011) e ANEEL (2006). O modelo de cálculo do Fator X da ANEEL também teve uma evolução interessante. O primeiro modelo adotado foi um modelo de Produtividade Parcial dos Fatores. Inspirado em outro modelo, o da Produtividade do Total dos Fatores PTF, muito utilizado pelas agências reguladoras norte-americanas, a ideia foi definir o Fator X a partir de uma estimativa da evolução média dos ganhos de produtividade do setor regulado ou da empresa regulada. Os ganhos de produtividade foram parciais porque se restringiam aos custos operacionais. Ou seja, não eram considerados os ganhos de produtividade relacionados aos custos de capital. Nos 1CRTP e 2CRTP a ANEEL adotou um modelo de Fluxo de Caixa Descontado - FCD. No modelo FCD é feita uma estimativa do Fluxo de Caixa da empresa até a próxima revisão tarifária. O Fator X é aquele que iguala a taxa de retorno desse fluxo ao WACC. Como, em geral, o crescimento do consumo faturado é maior que o crescimento dos custos de capital e dos custos operacionais, a receita projetada é maior que os custos projetados. Assim, caso a tarifa seja mantida ao longo do ciclo (em termos reais) a taxa de retorno desse fluxo seria maior que o WACC. No 3CRTP a ANEEL passou a adotar um modelo PTF. Foi realizada uma estimativa, para cada empresa, no período 2003-2009, dos ganhos de produtividade alcançados. Para tanto, foi estimada uma regressão tendo como variável explicada (ou dependente) os ganhos de produtividade individuais e como variáveis explicativas o crescimento de mercado e do número de consumidores. A partir dos resultados dessa regressão, foi construída uma equação que relaciona o ganho de produtividade médio esperado (que a ANEEL denominou Ganhos Potenciais de Produtividade), o crescimento de mercado e do número de consumidores. Tudo o mais constante, quanto maior o crescimento de mercado, maiores são os ganhos potenciais de produtividade e, portanto, maior o valor de X. Quanto menor o crescimento de consumidores, menor o ganho de produtividade e, assim, menor o Fator X. A evolução das metodologias adotadas pela ANEEL nos processos de revisão tarifária é resumida na tabela abaixo. Tabela 2: Metodologias de Revisão Tarifária adotadas pela ANEEL 2ª Revisão Tarifária da Escelsa 1º Ciclo Revisão Tarifária 2º Ciclo Revisão Tarifária 3º Ciclo Revisão Tarifária Valoração dos Ativos Contábil Corrigido Valor Novo de Reposição Valor Novo de Reposição Valor Novo de Reposição Custos de Capital WACC WACC WACC WACC Custos Operacionais Auditoria de Custos Empresa de Referência Empresa de Referência Benchmarking

Fator X Produtividade Parcial dos Fatores Fluxo de Caixa Descontado Fluxo de Caixa Descontado Produtividade Total dos Fatores ANÁLISE CUSTO-BENEFÍCIO DO MODELO As transformações do setor de distribuição de energia elétrica brasileiro ocorridas nas ultimas duas décadas se mostraram bastante alinhadas com as ocorridas em outros países, como Inglaterra, Noruega, Austrália, Chile e, mais recentemente, Holanda e Alemanha. Na medida em que possui características de ser um monopólio natural, como a presença de economias de escala, economias de escopo e sunk cost, o setor não foi aberto à competição, como o de geração. Mas como visto, para compensar esse fato, a regulação econômica do setor passou a introduzir fortes mecanismos de incentivo á eficiência. Porém, há uma importante particularidade que o distingue dos de outros países: o seu processo parcial de privatização. Como discutido anteriormente, a privatização é parte essencial do pacote de reestruturação, que visava aumentar a eficiência. Há poucos trabalhos na literatura que analisam o comportamento de empresas públicas em um ambiente de regulação por incentivos. Diversos trabalhos empíricos do início da década de 1990 encontraram pouca evidência de uma maior eficiência de empresas privadas relativamente à empresas públicas em um ambiente do tipo Cost Plus. Isso tem sido atribuído ao modelo de regulação adotado à época, como pouco incentivo para ganhos de eficiência. Existem diversos trabalhos que encontram diferenças significativas de eficiência entre empresas públicas e privadas quando atuam em ambientes competitivos (Megginson e Netter, 2001). Há também diversas explicações para esse fenômeno. Villalonga (2000) lista três abordagens distintas encontradas na literatura sobre o tema: (1) Teoria dos Direitos de Propriedade (Agency/Property Rights Theory), (2) Teoria da Escolha Pública (Public Choice) e (3) Teoria Organizacional (Organization Theory). Segundo o autor, cada corrente possui sua explicação para uma evidência comum: por que empresas privadas são mais eficientes que empresas públicas. Se empresas publicas não respondem aos incentivos de busca de maior eficiência trazidos pela competição não há como esperar algo diferente um ambiente regulado, onde os mecanismos de incentivo são mais limitados. Na tabela abaixo é apresentado o resultado de um estudo de eficiência de custos operacionais feito pela ANEEL em 2010 (ANEEL, 2010a). A eficiência apresentada na segunda coluna é uma comparação da eficiência da empresa em relação ao parâmetro utilizado pela ANEEL no processo de revisão tarifária. Assim, uma eficiência de 128% significa que a empresa é mais eficiente que a referência adotada pela ANEEL de custos e terá, assim, uma remuneração adicional correspondente a 28% de seus custos operacionais. Tabela 3: Eficiência de Custos Operacionais Estimada de cada Distribuidora de Energia Elétrica pela ANEEL EMPRESA EFICIÊNCIA CONTROLE ACIONÁRIO RGE 128,37% Privado CPFL PIRATININGA 126,59% Privado COSERN 126,01% Privado COELBA 124,14% Privado CPFL PAULISTA 119,74% Privado AES SUL 110,05% Privado CELPE 106,56% Privado COELCE 105,58% Privado

CEMAR 105,11% Privado LIGHT 98,78% Privado ESSE 96,36% Privado BANDEIRANTE 93,51% Privado ELEKTRO 89,23% Privado EPB 86,96% Privado ESCELSA 86,84% Privado ENERSUL 83,22% Privado CEMAT 82,26% Privado ELETROPAULO 76,09% Privado CEB 73,22% Público AMPLA 73,07% Privado COPEL 64,96% Público CELESC 64,59% Público CEEE 63,83% Público CELG 63,24% Público CEPISA 60,46% Público AMAZONAS 58,46% Público CEMIG 58,03% Público CELPA 55,29% Privado CEAL 53,51% Público O tema foi traduzido em diversas ocasiões a ANEEL pelas empresas públicas. Estas alegavam que há diversas amarras na legislação que as impedem de ser tão eficientes quanto as empresas privadas. Como exemplo, é bastante citada a obrigação de fazer contratações segundo o estabelecido na Lei 8.666, de 21 de junho de 1993, o que implica maior rigidez para fazer compras de materiais e contratação de pessoal. O posicionamento da ANEEL relativo ao tema foi sempre o de não diferenciar empresas públicas e privadas na definição de sua metodologia de revisão tarifária. O principal argumento da Agência era o de que a composição societária da empresa é uma escolha de seus controladores. Sendo assim, eventuais custos adicionais superiores aos níveis eficientes que essa escolha pode gerar devem ser assumidos pelos acionistas da empresa e não pelos seus consumidores. Como visto anteriormente, com exceção da Base de Remuneração, a ANEEL empregou um modelo de revisão tarifária que tem como referência, em diversos parâmetros, o nível médio de eficiência observado no setor. Se empresas privadas são mais eficientes que empresas públicas, o modelo tem como resultado esperado que aquelas terão sempre uma remuneração adicional ao estabelecido como adequado pela ANEEL ou seja, que representa o custo médio de capital do setor-, enquanto as empresas públicas terão sempre uma remuneração menor que essa. Outra consequência da privatização parcial, em conjunto com o modelo de regulação adotado pela ANEEL, foi reduzir a eficiência média do setor e, assim, reduzir os ganhos de eficiência repassados para os consumidores. Conforme apresentado na Tabela 3 acima, a existência de empresas públicas, menos eficientes que a média, implicou uma espécie de prêmio de eficiência para a maioria das empresas privadas. Há poucos trabalhos avaliando os impactos do novo modelo adotado para o setor de distribuição de energia elétrica. Os trabalhos desenvolvidos têm como foco, em geral, medir os ganhos de eficiência,

produtividade e evolução da qualidade do serviço prestado, com o propósito de fornecer ferramentas ao órgão regulador em seu processo de regulação econômica 12. As limitações deste tipo de abordagem foram bem apontadas em Domah e Pollitt (2001) e Newbery e Pollitt (1997). A principal é que não permitem avaliar quais foram os custos e benefícios do modelo e quais grupos se beneficiaram ou se prejudicaram. Domah e Pollitt (2001) utilizam a metodologia desenvolvida em Jones et all (1990) para avaliar os custos benefícios socieconômico do processo de reestruturação e privatização do segmento de distribuição de energia elétrica inglês. A ideia é estimar os benefícios sociais através da seguinte equação: (3) Onde é a medida de bem estar social, é o valor de bem estar social sob o novo modelo, o bem estar social sobre o modelo anterior, é o multiplicador sombra (shadow multiplier) da receita do governo, é o multiplicador sombra (shadow multiplier) dos fundos privados e é o preço de venda das empresas públicas. O ultimo termo da equação visa mensurar o efeito, em termos de bem estar social, da transferência de recursos do setor privado para o setor público que ocorre no processo de privatização. Se, do ponto de vista social, tanto faz para a sociedade se os recursos estão em mãos do setor privado ou público, o mesmo pode ser ignorado. É o que faz a maioria dos trabalhos que aplicam a metodologia 13. Apesar de ser uma premissa muito forte, a precariedade ou ausência de estudos empíricos sobre esses multiplicadores não deixam alternativa que não omitir o ultimo termo da equação. Desta forma, é estimado simplesmente pela diferença de custos entre o cenário atual e aquele que seria observado caso o setor elétrico brasileiro não tivesse passado pelas transformações que passou. Como este último não pode ser observado, é preciso construí-lo, conjecturando acerca do comportamento das empresas caso não houvesse a reestruturação do setor elétrico brasileiro. Como apresentado anteriormente, o modelo brasileiro segregou duas categorias de custos, Parcela A e a Parcela B. A ultimo diz respeito aos custos específicos de distribuição e a primeira diz respeito aos custos dos segmentos de geração e transmissão e dos encargos setoriais. Os custos de Parcela A são considerados pouco gerenciáveis pelas distribuidoras e, por isso, a legislação previu um repasse quase integral para as tarifas. Desta forma, quanto a esse ponto, o modelo pouco difere do regime de regulação pelo custo. Portanto, não é necessário considerar essa categoria de custos na análise 14. A evolução da receita das distribuidoras e da tarifa média, ambos a preços de julho de 2001 15, segregada por componente, são apresentados nas figuras abaixo. A receita do segmento de distribuição de energia elétrica era, em 2011, muito próxima àquela existente em 2001. Na medida em que houve um crescimento razoável do consumo de energia no período, a tarifa média caiu 36% no período, em termos reais, de aproximadamente R$ 65 MWh para aproximadamente R$ 42 MWh. 12 Resende (2002), Mota (2004), Arcoverde et. al. (2005), Costa (2008), Souza et. al. (2010), Zanini (2004), Pinheiro (2012), ANEEL (2010a) e ANEEL (2010b). 13 Ver, por exemplo, Galal et al. (1994), Newbery e Pollitt (1997), Pollitt (1997), Pollit (1999), Domah e Pollitt (2001) e Boardman, et al. (2012). 14 A exceção trata-se do custo de compra de energia, que é fortemente impactado pelas perdas de energia. Isso porque a ANEEL não repassa para os consumidores o custo integral com compra de energia das empresas que possuem perdas de energia superiores aos níveis regulatórios definidos. Porém, dada a complexidade do tema, não há espaço para abordar o tema nesse trabalho, o que seguramente será feito em um trabalho posterior. 15 Foi utilizado o IPCA para a atualização de preços.

Figura 4: Receita das Distribuidoras de Energia Elétrica Segregada por Componente Figura 5: Tarifa Média das Distribuidoras de Energia Elétrica Segregada por Componente Na figura abaixo é apresentada a evolução da Parcela B segregada em dois componentes, quais sejam, os custos operacionais realizados pelo conjunto das distribuidoras consideradas na amostra e, por diferença, o Ebitda 16. É possível notar dois movimentos distintos do Ebitda na figura. Um primeiro se refere ao aumento do Ebitda de 2001 para 2003. A explicação para esse fenômeno é o racionamento de energia 16 Do ingles Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization. Por definição, é a diferença entre a receita operacional líquida e os custos e despesas operacionais. Há, porém, algumas diferenças importantes entre o cálculo feito aqui e aquele obtida a partir da contabilidade societária. Por exemplo, aqui não são consideradas receitas não-tarifárias, receitas não operacionais, provisões trabalhistas, entre outros. No entanto, estes itens são, em sua grande maioria, ou insignificantes ou esporádicos. Portanto, se considerados, distorceriam a análise que se pretende fazer nesse trabalho.

ocorrido em 2001 e, parcialmente, em 2002. A queda do consumo de energia provocado pelo racionamento fez reduzir a receita das distribuidoras o que afetou seu Ebitda. Figura 6: Parcela B Segregada por Componente Nota-se das figuras acima que o 1º Ciclo de Revisões Tarifárias, ocorrido entre 2003 e 2005, pouco representou em termos de variação tarifária. Disso é possível concluir que a tarifa média brasil estava em níveis razoáveis no período. O segundo movimento foi uma queda entre 2007 e 2009 que ocorreu em função do 2º Ciclo de Revisões Tarifárias. Alterou-se o patamar do Ebitda de aproximadamente R$ 11 bilhões para aproximadamente R$ 9 bilhões. A estratégia adotada nos trabalhos supracitados para construir o cenário contrafactual, com exceção de Boardman, et al. (2012), foi a de estimar quais seriam os custos do setor em análise a partir da observação do comportamento das empresas no período anterior à reestruturação. Domah e Pollitt (2000), por exemplo, estimaram que o custo por unidade de energia distribuída do setor de distribuição de energia elétrica inglês caiu, em média, a uma taxa de 2% ao ano. O grande desafio desta abordagem é controlar para os efeitos exógenos às empresas, tais como ciclos econômicos, evolução tecnológica, etc. Galal et al (1994), por exemplo, nas estimativas dos efeitos da privatização sobre o setor de telecomunicação inglês, atribui grande parte dos ganhos de produtividade verificados no período pós-privatização à evolução tecnológica. Porém, de fato, essa é uma inferência difícil de ser feita, na medida em que não foi possível observar o comportamento da British Telecom nas mãos do governo inglês sob o cenário de forte evolução tecnológica verificado no período pósreestruturação. Para resolver esse problema, Boardman et al. (2012) adotaram uma estratégia diferente para estimar os efeitos da reestruturação e privatização do setor ferroviário canadense. Anteriormente à reestruturação, o setor convivia com duas empresas, uma pública e uma privada. Os autores estimaram que, nesse período, os custos da empresa pública (Canadian National Railway, CN) eram, em média, 6.1% superior aos da empresa privada (Canadian Pacific Railway, CP). Logo, a partir dos custos observados da CP no período pós-reestruturação foi possível estimar quais seriam os custos da CN. Com isso, os autores defendem que foi possível controlar os efeitos exógenos na medida em que esses efeitos impactaram os custos da CP. O caso do setor de distribuição de energia elétrica brasileiro é sui generis, pois, no período pósreestruturação há empresas públicas e privadas convivendo sob o mesmo ambiente econômico,

tecnológico e regulatório. Assim, a construção do cenário contrafactual pode ser feito a partir da extrapolação do comportamento das empresas públicas sobre as empresas privadas. Para tanto, é necessário garantir uma premissa: a de que empresas públicas se comportam de forma similar sob um regime Cost-Plus e um regime Price-Cap (ou Yardistick Competition). É possível defender essa premissa lançando mão de alguns argumentos: (1) empresas públicas não respondem adequadamente a mecanismos de incentivos presentes em um ambiente Price-Cap; (2) boa parte das causas apontadas na literatura da maior ineficiência de empresas públicas não é resolvida pelo regime de regulação por incentivos; (3) os trabalhos empíricos demonstram as diferenças substanciais de eficiência entre as distribuidoras públicas e privadas brasileiras. Quanto ao primeiro ponto, como já discutido anteriormente, não há muitos trabalhos avaliando o comportamento de empresas públicas em um ambiente de regulação por incentivos. Porém, há forte evidência empírica 17 e consenso na literatura 18 de que empresas privadas são mais eficientes que empresas públicas em ambientes competitivos. Como os incentivos em um ambiente competitivo são maiores do que em um ambiente regulado, é razoável esperar que o esforço em termos de busca de eficiência das empresas públicas neste ultimo seja, no máximo, igual ao empregado naquele. Em suma, é razoável esperar que empresas públicas não respondem adequadamente aos incentivos presentes em um ambiente de regulação por incentivos. Além disso, boa parte das causas apontadas na literatura da maior ineficiência de empresas públicas não são resolvidas pelo regime de regulação por incentivos, porque são internos às empresas. Ou seja, as causas da maior ineficiência de empresas públicas pouco têm a ver com o ambiente onde essas atuam. A abordagem da Public Choice, por exemplo, aponta como principal causa da ineficiência de empresas públicas o fato de políticos imporem obrigações a elas com objetivo de ganhar votos, o que muitas vezes conflita com os objetivos de eficiência. Esse problema não é resolvido com um ambiente de regulação por incentivos. Por fim, os diversos trabalhos empíricos supracitados que avaliam os ganhos de eficiência e produtividade alcançados pelas distribuidoras brasileiras ao longo dos últimos 15 anos revelam diferenças substanciais entre empresas públicas e privadas. Basta citar o trabalho desenvolvido pela própria ANEEL, cujos resultados são apresentados na tabela 3 acima. Uma segunda premissa a ser adotada neste trabalho é a de que, em um regime de regulação pelo custo, o nível de Ebitda do setor, ou seja, da soma do conjunto das empresas, seriam os mesmos verificados atualmente. Esse tema, aliás, foi negligenciado nos artigos supracitados 19. Uma primeira razão para se adotar essa premissa está na metodologia como são definidos os custos operacionais por parte da ANEEL nos processos de revisão tarifária, pela média dos custos observados entre as empresas. Então, é possível esperar que os custos operacionais definidos nos processos de revisão somados sejam, se não idênticos, próximos aos custos totais verificados no setor. Outra razão é que a metodologia adotada nos processos de revisões tarifárias para a definição do custo de capital se difere pouco daquela adotada em um regime de regulação pelo custo. Tal como nesta, a metodologia adotada pela ANEEL e, aliás, pelos Reguladores de quase todos os países consiste em levantar os investimentos realizados por cada distribuidora, com uma análise sobre a prudência dos investimentos. Há, em média, uma relação direta e quase proporcional entre os investimentos realizados e aqueles considerados nos processos de revisão tarifária. A crítica mais conhecida ao regime de regulação pelo custo, qual seja, os incentivos ao sobreinvestimento, conhecido na literatura como efeito averch-johnson, estaria, ainda que parcialmente, 17 Megginson e Netter ( 2001) fazem um abrangente survey desta literatura. 18 Ver, por exemplo, Villalonga (2000). 19 Domah e Pollitt (2000), por exemplo, estimam de forma bastante questionável qual seria a redução em termos de investimentos em função do novo regime de regulação adotado no segmento de distribuição inglês, usando a diferença entre os valores projetados pelas empresas no início do ciclo tarifário os verificados depois. Ocorre que o modelo adotado na Inglaterra possuía à época incentivos para as empresas superestimarem suas estimativas de investimentos no momento da revisão tarifária. Outro equívoco é considerar a redução de investimentos ao invés de considerar a redução de Ebitda.