4 REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO

4.1 - Conceitos Básicos sobre Regulação Econômica

4.1.1 - Monopólio e Competição

Um elemento essencial do regime capitalista é a competição entre firmas. Acredita-se que, quanto maior o número de firmas disputando determinado mercado, melhor será o resultado, tanto para a própria firma, quanto para seus consumidores. Para conseguí-lo, uma firma precisa, não só tentar reduzir seus custos, mas também praticar preços menores que seus concorrentes (KISHTAINY, 2012). Nesse processo, algumas firmas fracassam e vão à falência, enquanto as sobreviventes tomam uma fatia cada vez maior do mercado. A tendência é que menos e menos firmas terão o controle e obterão o chamado poder de monopólio, capaz de impedir que novos concorrentes adentrem o mercado, através do que Pindyck e Rubinfeld (2010) chamam de “ameaça de apreçamento predatório”. Segundo Almeida (2010, p. 1),

“o monopólio consagra uma imagem negativa, geralmente associada a um ofertante único, que dispõe assim da faculdade de impor o seu produto ou serviço aos clientes pelo valor que quiser, sem atentar para critérios de qualidade, posto que esses não disporão de alternativas no mercado”.

Porém reconhece que, em determinadas circunstâncias, alguns monopólios seriam inevitáveis, ou naturais.

Monopólio Natural

O Monopólio Natural é uma situação de mercado em que a competição livre fracassaria, pois os investimentos necessários e custos fixos são muitos elevados, os custos marginais são muito baixos e os prazos de retorno muito grandes, com bens exclusivos e com pouca ou nenhuma possibilidade de concorrência. Num monopólio natural, obrigar a firma a cobrar preços em níveis competitivos pode torná-la deficitária (KISHTAINY, 2012).

Almeida (2010) argumenta que, por esses motivos, seria impossível, ou inviável, oferecer fornecimento de água potável e de saneamento básico numa cidade, ou fornecimento de gás e energia, ou ainda estradas ou linhas ferroviárias, servindo às mesmas rotas e destinos, num regime de livre concorrência. Nesses mercados é desejável um monopólio, dado a enorme vantagem de custos em se ter uma única firma.

Além disso, existem outros argumentos a favor de monopólios naturais. Um monopólio terá custos menores do que o custo total de um conjunto de firmas pequenas, pois um monopolista pode fazer amplo uso de economias de escala. O custo fixo de se construir uma rede inteira de distribuição de gás, por exemplo, é muito maior do que o custo de se bombear um metro cúbico extra desse combustível (KISHTAINY, 2012).

Soluções para evitar que um monopólio natural abuse de seu poder passam pela criação de instituições reguladoras, que impõem limites para os aumentos de preços, defendendo os consumidores enquanto garantem a viabilidade econômica da indústria.

4.1.2 - Regulação de Serviços Públicos

Conceitos Iniciais

O objetivo essencial da regulação é imprimir os efeitos concorrenciais de um mercado competitivo ao desempenho de uma empresa monopolista (ANEEL, 2008). A regulação é, predominantemente, exercida pelo Estado, através das agências ou entes reguladores equivalentes. Para que haja estabilidade, e que o risco percebido pelos investidores seja baixo – despertando seu interesse em explorar a atividade –, é de extrema importância garantir a independência das decisões do regulador em relação a interferências políticas do governo. Cabe a esse, definir as políticas energéticas para o país, e à agência, criar regras e procedimentos para levar a termo a política definida (NERY, 2012).

Não se pode ignorar a existência de divergência – natural – de interesses entre o regulador e as companhias. Se por um lado, as companhias objetivam maximizar o lucro, o valor de mercado, ou obter vantagens competitivas ou protecionistas (por influência política), o regulador, entre suas diversas obrigações, deve primar pela busca de tarifas módicas, criar bases para o desenvolvimento econômico do país e universalização do fornecimento.

Assimetria de Informação

Ao tentar fazer a concessionária cumprir objetivos muitas vezes distintos dos seus interesses empresariais, o órgão regulador tem uma difícil tarefa – que vai além do conhecimento técnico –, condição chamada de Assimetria de Informação. A assimetria de informação diz respeito¹ ao acesso às informações em quantidade e qualidade diferentes entre o agente e o regulador (VIEIRA, 2005).

ANEEL (2008, p. 7) descreve que, na relação entre concessionária e regulador,

“o prestador do serviço regulado é quem gerencia todas as informações (técnicas, operativas, financeiras, contábeis, etc.) vinculadas à prestação do serviço regulado. O regulador, por sua vez, tem acesso parcial e limitado às informações que, em geral, são fornecidas pela própria empresa regulada. Embora o regulador possa realizar auditorias permanentes nas informações recebidas, é evidente que a situação de ambas as partes, no que se refere ao acesso e ao manejo dessas informações, é totalmente assimétrica”.

A única maneira de conhecer todas as atividades de uma firma seria reproduzindo-as fielmente, ou seja, seria necessário simular ou duplicar a firma real.

¹ A rigor, o conceito de assimetria de informação, discutido em teoria econômica, diz respeito mais especificamente às variáveis não observadas. Por exemplo, não é possível observar o nível de esforço que as empresas empregam na busca por eficiência. O grande objetivo da regulação econômica de setores que se caracterizam como monopólios naturais é prover mecanismos que induzam a empresa a buscar o nível máximo de eficiência, tendo como produto final o benefício para o consumidor (ANEEL, 2008).

4.2 - Nova Regulamentação do Setor de Distribuição

Entende-se que as concessionárias (na condição de empresas com fins lucrativos) procuram sua efetiva rentabilidade, de modo a remunerar os investimentos efetuados no negócio. A busca de rentabilidade ocorre por vários meios, incluindo o aumento de produtividade visando à redução de custos e otimização dos investimentos. Esse comportamento ocorre a despeito das concessionárias estarem sujeitas à regulação econômica, decorrente da condição de monopólio natural vigente na distribuição de energia elétrica.

Tendo em vista os problemas apresentados pelo esquema de preço pelo custo do serviço e seguindo exemplos internacionais, o esquema de tarifação do setor de distribuição elétrica no Brasil foi alterado, a partir de 1993, com a publicação de novas leis (pelas quais a tarifa passou a ser fixada por concessionária, conforme características específicas de cada área de concessão), e com a criação, em 1996, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para regular o setor elétrico brasileiro.

Entre uma série de mudanças, podem ser destacadas o status de atividade industrial dado à geração de energia (ainda que empregue um bem público como os recursos hídricos), a desverticalização do setor (proibição de uma mesma empresa possuir o controle dos diferentes estágios do fluxo de energia elétrica), a criação de uma entidade denominada Comercializadora, autorizada a comprar energia dos geradores e revender para consumidores (mesmo sem realizar nenhuma produção própria de energia) e a separação desses em categorias, chamadas de Clientes Livres e Clientes Cativos² .

Price-cap

Com a publicação da Lei n.∘ 8.631/93, a tarifação do setor elétrico passou a ser baseada no esquema de price-cap (preços-tetos). O price-cap é um método tarifário de regra simples e transparente, que proporciona o maior grau de liberdade de gestão para as empresas em regime de monopólio natural, e facilita a ação regulatória (dispensando, entre outras coisas, controles que necessitem de informações dispendiosas). Nesse esquema, os serviços são regulados pelo preço, segundo regras cuja finalidade é a remodelação da exploração do serviço público com características de atividade privada concorrencial, onde se destacam os princípios de eficiência na prestação do serviço e de modicidade tarifária. Portanto, no price-cap, a empresa tem o direito de reter quaisquer lucros gerados durante o período regulatório especificado (4 ou 5 anos), devendo também absorver as perdas. Isso preserva o incentivo à produção, pois não há restrição à maximização de lucros.

O funcionamento do price-cap, derivado do sistema inglês Retail Price Index Minus X (RPI − X), se dá por meio da fixação das tarifas máximas que as concessionárias podem praticar durante o período regulatório. Por meio de um fator redutor das tarifas (Fator X) as companhias também são estimuladas a se tornarem mais eficientes e competitivas (ARAÚJO; PIRES, 2000).

A partir de 1995, todas as concessionárias de energia elétrica assinaram com a União (Poder Concedente) um contrato de concessão (ANEEL, 2009)³ . Nesse contrato foram fixadas as regras para a prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, a estrutura tarifária e os mecanismos de correção das tarifas durante cada ano do período tarifário.

² Ou seja, que não podem optar por contratar a Comercializadora que assim desejarem.

³ Na ocasião da assinatura do contrato de concessão pela CEMIG, em 1997, a sua área de concessão foi dividida em quatro partes pelo Poder Concedente, pois havia expectativa de que a CEMIG D fosse privatizada e, assim, seriam vendidas as quatro empresas separadamente. Dessa forma, quatro contratos de concessão foram assinados. Se a privatização da CEMIG tivesse ocorrido, Minas Gerais teria quatro concessionárias de distribuição, a exemplo de São Paulo, Rio Grande do Sul e Rio de Janeiro (ANEEL, 2009).

4.2.1 - Composição da Receita Requerida

Entender as fontes de entrada (receita) e saída (custos) de recursos numa organização é o ponto de partida na busca pela ampla realização dos benefícios da Gestão de Ativos. No caso das empresas do Setor Elétrico Brasileiro, ambas as fontes estão contempladas na Receita Anual Requerida (ou simplesmente, Receita Requerida – RR). A RR é o montante que uma concessionária terá recebido, ao fim do ano, pela aplicação das tarifas de energia e uso do SEP ao consumo de seus clientes. Para as concessionárias de distribuição no Brasil, a composição de cada parcela da receita requerida é detalhada na Tabela 4.1 (prezando pela objetividade, as explicações seguintes se limitarão às componentes impactadas por este trabalho, a saber, a Compra de Energia para Revenda e os Custos de Operação e Manutenção).

Tabela 4.1: Composição da Receita Requerida de uma Distribuidora

Conforme determina o contrato de concessão, a RR é dividida em duas parcelas, VPA (Valor da Parcela A) e VPB (Valor da Parcela B), como mostra a Equação (4.1).

A Parcela A envolve os chamados “custos não gerenciáveis”, relacionados à atividade de distribuição de energia pela concessionária. Seu montante e variação escapam à vontade ou influência da empresa. É composta por custos relativos aos encargos setoriais (CES), encargos de transmissão ou custo com transporte de energia (CTE) e custo de compra da energia propriamente dita (CE), Equação (4.2).

A Parcela B compreende os chamados “custos gerenciáveis”, sujeitos ao controle ou influência das concessionárias. É composta pela remuneração dos investimentos prudentes (RI), da quota de reintegração regulatória QRR (recuperação do capital via depreciação) e dos custos operacionais CO (pessoal, material e serviços de terceiros, atividades de operação e manutenção das redes, gestão comercial, direção e administração), Equação (4.3).

Parcela A - Compra de Energia

Por lei, as concessionárias devem comprar, antecipadamente, 100% da energia prevista para o atendimento ao seu mercado cativo no período de cinco anos (Seção 4.2.3) e, para constituir o montante total de energia requisitada, devem ser incluídas as perdas (Seção 4.2.2). A distribuidora deve, então, calcular o Balanço Energético – que é a diferença entre a energia a ser comprada da geração e a energia que será faturada dos consumidores – e firmar contratos de fornecimento com agentes produtores, sendo que um percentual destes contratos deve ser necessariamente firmado com Itaipu.

Parcela B - Custos Operacionais Eficientes

Os custos operacionais tratam de atividades relacionadas às instalações físicas do sistema elétrico⁴ . São determinados a partir de informações de natureza técnica e econômica levantadas junto às empresas (dados físicos tais como comprimento de rede, número de subestações e total de equipamentos instalados, segregados por tipo e nível de tensão). Os seguintes itens de custo são considerados (ANEEL, 2008):

• Todos os gastos de pessoal, materiais, reposições para o equipamento elétrico e serviços;

• Todas as anuidades de investimento de curto período de recuperação, como, por exemplo: hardware e software, veículos, etc;

• Toda a infra-estrutura de edifícios de uso geral, que se considera alugada;

Os cálculos dos Custos unitários de Operação e Manutenção (CO&M_unit ), que surgem da avaliação a “preços de mercado” de todas as tarefas que devem ser exercidas por uma empresa eficiente, são realizados considerando:

• Custos de Homens-Hora;

• Custos de Horas-Máquina;

• Atividades de manutenção, corretiva e preventiva;

• Tempos médios de execução e deslocamento;

• Frequência de manutenção, função da taxa média de falhas das instalações;

• Infra-estrutura referencial.

Os custos administrativos (CAd) são calculados, para uma estrutura de pessoal, a partir de um organograma referencial, dos níveis de salários em outras empresas similares ou referências de mercado, e estrutura física referencial de instalações.

Já certos itens de investimento, que não são incluídos na base de remuneração, são considerados como Anuidades e incluídos nos custos operacionais através do CAIMI (Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis). O CAIMI prevê cobertura para os custos de implementação, manutenção, depreciação e amortização de:

• Computadores pessoais e software, bem como os sistemas corporativos (Softwares SCADA e GIS⁵ );

• Sistemas de Gestão de O&M e Sistemas Comerciais;

• Sistemas de rádio-comunicação, dedicados à comunicação entre os centros de controle e o pessoal de operação e manutenção em campo;

• Infra-estrutura e comunicações do Call-Center ;

• Gastos com combustível e manutenção de veículos.

Para se definir o montante total dos custos (CT), o regulador procede à aplicação dos custos unitários calculados aos dados físicos da concessionária, Equação (4.4a), e procede ao somatório com as demais parcelas de custo, Equação (4.4b), para se obter o Custo Operacional (CO) da Parcela B:

4.2.2 Perdas de Energia

Denomina-se Perdas de Energia (ou Perdas Totais) o somatório de Perdas Técnicas e Perdas Comerciais (também chamadas Perdas Não Técnicas), Equação (4.5a). Perdas Técnicas consistem das perdas inerentes ao transporte de energia elétrica no sistema (Equação (2.1), p. 8) e, dado que Perdas Totais também é a diferença entre a Energia Injetada na rede de distribuição e a Energia Consumida (o balanço energético, Equação (4.5b)), resulta que Perdas Comerciais (Equação (4.5c)) trata do restante dessa diferença (ANEEL, 2008).

Um nível elevado de perdas totais significa a necessidade de incrementar a geração de energia elétrica no sistema interligado, um alto custo que não se reflete em produção de riqueza, bem estar ou desenvolvimento econômico para o país.

Apesar de considerar que a concessionária não possui controle sobre os custos da Parcela A, o regulador assume que a empresa possui uma forte capacidade de gestão sobre as perdas de energia elétrica, que influem na quantidade de energia comprada. No que tange às perdas técnicas, sua opinião é que o georeferenciamento⁶ da rede elétrica, as campanhas de medição de carga, as modernas técnicas de cálculo das perdas técnicas e as ferramentas de planejamento da expansão e renovação otimizadas do sistema elétrico fazem com que a concessionária tenha boa gestão sobre o nível de perdas técnicas.

Assim, com a finalidade de calcular a energia que a concessionária deve comprar, o regulador determina o nível máximo de perdas a serem admitidas, sobre as quantidades de energia elétrica que a distribuidora prevê fornecer, para atender todo o mercado de sua área de concessão. Caso a distribuidora, durante o período tarifário, for capaz de reduzir suas perdas abaixo do nível regulatório, poderá capturar a diferença. Assim, esse mecanismo constitui forte incentivo para a redução de perdas no sistema elétrico da concessionária.

No modelo price-cap, a cada novo ciclo tarifário, o regulador define novas metas de perdas. Conforme ANEEL (2008, p. 14),

“a definição da meta regulatória deve ser uma solução de compromisso entre a busca da modicidade tarifária e o correto incentivo para que as concessionárias reduzam suas perdas além do nível de regulatório, uma vez que poderiam se apropriar dos ganhos advindos de tal situação”

até a próxima revisão tarifária.

⁵ SCADA – Supervisory Control And Data Aquisition, sistema de supervisão; GIS - Geographic Information System, sistema de informações georrefenciadas.

⁶ Um sistema de georreferenciamento pode ser entendido como um banco de dados com as coordenadas geográficas, num dado sistema de referência, de todos os equipamentos da rede elétrica da concessionária, conforme conveniência ou imposição legal

Determinação das Perdas Técnicas

Calcular as perdas técnicas de energia em um único dispositivo é simples, bastando para isso aplicar a Lei de Joule, integrando a potência dissipada ao longo do tempo de interesse. Já a avaliação das perdas técnicas de energia num sistema de distribuição é muito complexa, fundamentalmente pela quantidade de elementos que constituem cada segmento que compõe o sistema e, conseqüentemente, pelo número de parâmetros necessários para sua caracterização segmentada. Ademais, outra dificuldade está no comportamento aleatório das cargas e no contínuo processo de expansão do sistema elétrico, características intrínsecas à atividade de distribuição de energia.

Na prática, as perdas técnicas dos sistemas de Alta Tensão são apuradas via medição; contudo, nos sistemas de distribuição elas não podem ser medidas diretamente, portanto sua quantificação não é trivial, passando pelo cálculo das perdas de potência, para então chegar nas perdas de energia, através da aplicação de um coeficiente de perdas. Assim, na determinação das perdas de energia do sistema de distribuição, as agências reguladoras empregam metodologias para avaliação indireta destas perdas, baseando-se em dados do balanço energético das concessionárias, modelos matemáticos adequados e estimativa de parâmetros de equipamentos oriundos de dados históricos e técnicas reconhecidas, bem como as características técnicas, particularidades construtivas e operativas de cada segmento do sistema em estudo.

Além disso, o regulador adota algumas premissas (que dificilmente se verificam na prática) para efetuar o cálculo, como:

• O Fator de Potência mínimo permitido é o regulatório (0,92)

• As cargas estão distribuídas equilibradamente na Média Tensão

• A tensão está sempre em seu valor nominal

• As perdas nos transformadores assumem os valores de norma, não os reais verificados

• As temperaturas dos condutores são fixadas em 55∘ C

Tais premissas tem o efeito de subestimar o valor efetivo das perdas de energia no sistema. Para tentar contornar esse problema, o regulador admite corrigir em 15% o valor calculado para as perdas nos sistemas BT, e mais 5% sobre as Perdas Totais (considerando assim outras perdas, como as originadas por efeito Corona em conectores, componentes de sistemas supervisórios, relés fotoelétricos, capacitores, TPs e TCs , e fugas em isoladores e pára-raios).

4.2.3 Sobrecontratação ou Subcontratação de Energia

O Decreto n.∘ 5.163/2004 obriga as concessionárias a contratar, antecipadamente, 100% da energia prevista para o atendimento ao seu mercado, no período de cinco anos, incluindo energia para suprir as Perdas Totais. Ciente das dificuldades para as concessionárias definirem, com precisão, quanto de energia contratar para atender ao mercado, no período entre revisões, o Decreto permite o repasse aos consumidores, via tarifa, dos custos referentes a uma sobrecontratação, no limite de 3% acima da carga verificada, ano a ano.

Existem leilões de energia, com horizontes de 1 a 5 anos, que podem mitigar os erros nas projeções, assim como há os Leilões de Ajuste. Desta maneira, se mesmo assim ocorrer a violação do limite de 3%, as possíveis penalidades são (SILVA, 2008):

• Penalidade por Subcontratação: Em caso de subcontratação, ou seja, se a distribuidora contratar um montante de energia menor do que deveria para atender seu mercado, ela terá que recorrer ao Mercado de Curto Prazo, onde há grande volatilidade de preços⁷ , constituindo um fator de risco de prejuízo, pois não é permitido que diferenças para mais incidam nas tarifas. Além disso, a concessionária se sujeita a uma multa por conseqüência deste erro de contratação.

• Penalidade por Sobrecontratação: Contratações superiores ao limite 103% sujeitam a distribuidora a receber penalidades, além do prejuízo por ter adquirido energia que não será revendida. Assim, inibem-se também investimentos imprudentes em expansão do setor elétrico.

⁷ Mercado de Curto Prazo (mercado Spot). A energia é valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), definido semanalmente tendo como base o custo marginal de operação do sistema, esse limitado por um preço mínimo (custo operacional de Itaipu) e por um preço máximo (custo operacional da usina térmica mais cara do sistema).

4.2.4 Mecanismos de Atualização das Tarifas

São três os mecanismos previstos no contrato de concessão para correção das tarifas, ao longo do período tarifário: O Reajuste Tarifário Anual; a Revisão Tarifária Periódica e a Revisão Tarifária Extraordinária. Na Figura 4.1 a linha do tempo dos mecanismos de atualização das tarifas é esquematizada para o caso de uma distribuidora com ciclo de 5 anos.

Figura 4.1: Esquema da Cronologia de Atualização das Tarifas. Fonte: (CEMIG, 2010)

O objetivo do Reajuste Tarifário, que acontece anualmente, é restabelecer o poder de compra da receita da concessionária e, ao mesmo tempo, repartir com os consumidores os ganhos de escala obtidos, decorrentes do crescimento do número de consumidores e do aumento do consumo de energia do mercado existente (aplicação do Fator X).

Já a Revisão Tarifária Periódica, que ocorre em intervalo de cinco anos, é um reposicionamento da tarifa, após completa análise de todos os custos, investimentos e receitas para fixar um novo patamar de tarifa, adequado à estrutura da empresa e ao seu mercado, e a definição do Fator X, a ser aplicado nos reajustes, com o objetivo de compartilhar os ganhos de produtividade.

A Revisão Tarifária Extraordinária destina-se a atender casos muito especiais de desequilíbrio justificado. Pode ocorrer a qualquer tempo quando algum evento imprevisível afetar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, como a criação de um novo encargo setorial, por exemplo (ANEEL, 2009).

Sobre o Fator X

Com a publicação do PRORET (ANEEL, 2011), a agência reguladora alterou a composição do Fator X, passando a considerar agora três componentes, destinados especificamente a retratar a Produtividade, Qualidade e a Trajetória de custos eficientes, conforme a Equação (4.6):

onde:

P_d = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;

Q = Qualidade do serviço;

T = Trajetória de custos operacionais.

Componente P_d : determinado, nas Revisões Periódicas, em função do crescimento do mercado, estima os ganhos potenciais de produtividade da Parcela B, de modo a garantir a manutenção do equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, estabelecido pela revisão tarifária.

Componente Q: determinado, a cada Reajuste Tarifário, tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o comportamento de indicadores de qualidade (DEC e FEC). Caso a distribuidora atinja os requisitos de qualidade definidos, terá as tarifas elevadas, e, por outro lado, para as empresas com mau desempenho quanto à qualidade, as tarifas serão reduzidas.

O Componente T , determinado também nas Revisões Tarifárias, é utilizado para implementar uma trajetória de custos operacionais de modo a permitir uma transição segura entre metodologias de cálculo de custos eficientes.

Conforme dito, ainda que a aplicação do Fator X se dê nos Reajustes Tarifários, a definição do seu valor se dá no momento da Revisão Tarifária. Os cálculos detalhados de cada componente do Fator X podem ser encontrados no PRORET (ANEEL, 2011).