Modelo Econômico do Setor Elétrico

Marido, colaborador e amigo INTRODUÇÃO Ao longo dos anos a determinação das tarifas de energia elétrica formalizou-se seguindo vários critérios e alguns aperfeiçoamentos em sua estrutura inicial, atendendo, muitas vezes, a interesses específicos de determinada conjuntura, como nos anos 80 onde serviu como instrumento de combate à inflação. Este estudo tem por objetivo verificar como se deu o cálculo destas tarifas ao longo dos anos no Brasil, bem como a remuneração e a formação do capital das empresas concessionárias. O primeiro capítulo deste trabalho consiste num breve histórico do Setor Elétrico. Desde sua formação, suas empresas pioneiras, a estruturação dos órgãos regulamentadores, entre as quais a Eletrobrás e o DNAEE, bem como definição de seus papéis na estrutura do setor.

Também neste capítulo faz-se uma retrospectiva e evolução da legislação tarifária do setor elétrico. Este capítulo destina-se, então, à análise dos custos e da remuneração dos investimentos feitos pelas concessionárias. O terceiro e último capítulo trata da equalização tarifária. Trata-se de uma tarifa única para todo o território nacional. Esta metodologia de definição de tarifas prevaleceu por 19 anos (de 1974 a 1993) e é apontada por vários estudiosos do Setor Elétrico como a responsável pela crise econômico-financeira que passa o setor. Sem considerar as diferenças regionais e as particularidades de cada empresa, a tarifa era definida com um valor único para todas as concessionárias. Conforme o Diagnóstico do DNAEE, neste período a concessão destes serviços era feita às autoridades municipais e ocorreram neste mesmo período instalações no país das primeiras empresas multinacionais.

Segundo este mesmo documento, o Brasil, no final do século XIX, contava com 17 localidades atendidas pelo serviço de energia elétrica, produzidas por 11 empresas, através de 6 termelétricas e 5 hidroelétricas, somavam uma capacidade instalada de 12. kW. Apesar do desconhecimento, na época, do potencial hidráulico do país, imaginava-se serem grandes as possibilidades para geração de energia; por isso, houve grande concentração de esforços na utilidade de energia hidráulica. Diante deste quadro, começa a organização de companhias sob o comando de capitais estrangeiros, que teriam um papel importante na evolução dos serviços de eletricidade. A partir da década de 30, os modelos organizacional e econômico-financeiro foram marcados pelo desenvolvimento industrial, pelo intervencionismo Estatal e pelo Nacionalismo. De acordo com o Panorama do Setor de Energia Elétrica no Brasil2, neste período houve também a transição do modelo econômico nacional, que até então caracterizava-se pela agro-exportação, para um modelo baseado na industrialização.

Segundo esta mesma obra, a indústria de energia elétrica no período de l930-l945 refletiu as mudanças econômicas ocorridas no País. O desenvolvimento industrial juntamente com a urbanização alteraram significativamente a demanda de energia elétrica, tornando deficiente a capacidade de geração instalada, fazendo com que o Estado desenvolvesse um amplo programa de investimentos nas atividades de geração e transmissão de energia elétrica. No princípio o modelo tarifário para garantir a rentabilidade dos Investimentos de grande porte, determinava que parte da energia seria paga tendo como parâmetro a cotação internacional do ouro. A penetração do Estado no setor elétrico deve-se ao fato da incapacidade técnica e financeira do setor elétrico nascente, que exigia uma constante aplicação de capital.

Diante deste quadro o Estado assumiu a concentração de recursos para capitalizar "know-how" e fazer frente ao capital estrangeiro já instalado, mudando o ambiente caracterizado pela descentralização e privatização para um ambiente marcado pela capitalização e estatização. De acordo com o referido Relatório do DNAEE na década seguinte o país enfrentou uma crise muito grave de energia elétrica. Nos grandes centros industriais (São Paulo, Rio de Janeiro, Bahia. a geração de energia não acompanhava o crescimento do mercado e as grandes estiagens agravavam a situação, acarretando grandes quedas de freqüência e tensões nas horas de ponta. Já em 1945 o Governo cria a Cia. Hidroelétrica de São Francisco - CHESF cuja a implantação efetiva deu-se em 1948 e que promoveria o desenvolvimento industrial do Nordeste, explorando o potencial do rio São Francisco e que, em 1954, inaugurava a Usina de Paulo Afonso.

Em 1952 foi a vez do Estado de Minas Gerais que fundou a CEMIG - Centrais Elétricas de Minas Gerais S/A. Para superar a crise energética na região mais industrializada do País, em 1957, tendo como acionistas o Governo Federal e os Estados de Minas Gerais e São Paulo, a LIGHT e a CPFL é fundada FURNAS, que em 1963 inauguraria a usina hidroelétrica de mesmo nome e com capacidade de 1. MW. Vinte e sete empresas estaduais, e dez empresas municipais, contra vinte e três empresas particulares que atendem, no máximo, 2% do mercado. Conclui-se portanto, que o setor público sempre atuou fortemente no Setor Elétrico, tornando-o um monopólio da prestação dos serviços de energia elétrica. TABELA 1 : Evolução da Capacidade Instalada de Energia Elétrica por Categoria de Concessionária Período: 1952 a 1962 PÚBLICO PRIVADO AUTO-PRODUTOR TOTAL ANO Potência Part Potência Part Potência Part Potência Part (MW)(1) (%) (MW) (%) (MW) (%) (MW) (%) 1952 135,6 6,8 1.

l1 62,3 621,6 11,9 5. FONTE: ELETROBRÁS, 1988, p. A intervenção estatal no setor é acompanhada pela evolução da capacidade instalada e do padrão de investimentos. Observando-se a Tabela 3, que demonstra esta evolução, nota-se que os investimentos para ampliação da capacidade mantém-se estagnado até o final da Segunda Guerra Mundial , no patamar dos l. MW, apresentando um leve crescimento até l953, aumentando progressivamente a partir daí, refletindo a expansão das empresas estaduais de geração e também da criação de Furnas. No período l972-l978 houve um a grande expansão na capacidade produtiva, alcançando o nível de 2. l00MW em l978. Na tabela a seguir está demonstrada a evolução dos principais recursos públicos para o setor na sua fase de formação.

Observa-se que o principal agente financiador do setor foi o BNDE, sendo sua média de participação em torno de 56% no período de l957-l962. Em l962 o Fundo Federal de Eletrificação lidera a participação no total, por que, houve neste período a mudança no cálculo do IUEE que passou a ser ad valorem em l963. Como já foi citado, em l964 criou-se o Empréstimo Compulsório para reforçar o papel de "holding" financeira da Eletrobrás. O financiamento deste empréstimo seria feito pelos consumidores, sendo os recursos apropriados pela Eletrobrás e reinvestidos no setor. A tabela abaixo refere-se as fontes de recursos das empresas. Analisando-a pode-se observar que os recursos próprios, a partir de l967 , contribuíram com cerca de 50% até l974.

Após este período a política inflacionária que defasou as tarifas e conseqüentemente reduziu a geração interna de recursos das empresas, faz com que aumente o endividamento global alcançando o patamar de 64,1% do total dos recursos em l977. Houve também um aumento da participação da Eletrobrás nos financiamentos das empresas em l977. Desde l972 a Eletrobrás representa a principal fonte de recursos para as empresas, colaborando com quase 40% do total em l977. de 10 de julho de 1934, visto que antes desta data ainda não haviam leis claramente definidas, e o setor era entendido como uma atividade privada submetida aos princípios de direito comum. CIER5, 1993) O Código de Águas introduziu modificações substanciais para o aproveitamento dos potenciais hidroelétricos, estabeleceu as bases para sua exploração, para fins privados ou públicos.

A partir do Código de Águas, conforme o Diagnóstico do Sistema Tarifário Nacional, passou a ser da União o poder concedente para a exploração dos recursos hídricos em todo o território nacional, e o princípio de "serviço pelo custo", fundado no "custo histórico do investimento", com a rentabilidade assegurada tornou-se a base econômico-financeira pela qual se regiam os serviços públicos de eletricidade de origem hidráulica em todo o país. As concessões eram de 30 anos, havendo revisão tarifária de três em três anos. O orgão regulamentador era a Divisão de Águas do Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM), subordinado ao Ministério da Agricultura, e do Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica (CNAEE), subordinado à Presidência da República que fiscalizava e normatizava até 1961 quando criou-se o Ministério das Minas e Energia.

Os Decretos Nº 54. e 54938 (todos de 4/11/64) instituíram que o Governo Federal denominou de "política tarifária realística" passando a considerar a venda de energia elétrica em bases econômicas atrativas na defesa do patrimônio das empresas concessionárias e na manutenção de bons serviços ao consumidor. CONSIDERAÇÕES, 1967). Estes Decretos permitiam que a reavaliação do Ativo Imobilizado (Correção Monetária) pudesse ser considerada para fins tarifários. O Decreto Nº 62. Foi introduzido um sistema de transferências intra-setoriais que ajustava as remunerações das empresas através dos excedentes da receita sobre o custo total dos serviços. Para isto foi admitido que os níveis de remuneração encontravam-se dentro dos percentuais estabelecidos por lei (10 a 12%). Conforme citado em CIER, até 1975 a parcela financiada dos investimentos das concessionárias provinha 80% do mercado interno e 20% do mercado externo.

A deterioração do Balanço de Pagamentos, aliado a grandes investimentos do setor implicou na insuficiência dos recursos internos, passando o setor a captar recursos externos, hoje na ordem de 70% do total a longo prazo. CIER, 1993) A situação do setor tem sua piora acentuada a partir de 1977 quando ficou decretado que qualquer aumento nas tarifas teria que ser aprovado pelo Ministro do Planejamento. O MODELO ECONÔMICO DO SETOR ELÉTRICO Este capítulo destina-se a análise da estrutura tarifária do setor elétrico, ou seja, os itens que formam as tarifas ou serão por elas cobertos. Considerando que o fundamento conceitual deste setor é o serviço pelo custo, com base na estimativa dos elementos que compõem os custos do serviço serão determinados os preços das tarifas, cuja multiplicação pelo mercado (total de consumidores) originará a receita para a cobertura destes custos.

A seqüência do capítulo demonstra a estrutura tarifária inicial e a atual que é baseada na teoria marginalista para o cálculo dos custos, que , segundo estudiosos do setor, mais aproxima as tarifas de seu custo real. Tipos de Tarifas As tarifas para venda de eletricidade apresentam-se sob diversos tipos, formas e níveis, tornando-se necessário defini-los para uma melhor compreensão deste estudo. Tipos de tarifas: refere-se à designação estrutural de tarifa: plana, em bloco etc. b) Tarifa plana: Representa simplesmente a taxa relativa à unidade de enrgia consumida. Por exemplo, Cr$ 0,60 por kWh por mês. Neste tipo de tarifa não se pode distinguir os componentes dos custos de potência instalada e de consumidor, trazendo alguns inconvenientes, tais como: não concorre para melhorar o grau de utilização das instalações, por ser o preço total do serviço independente do fator de carga do consumidor, e ainda, não beneficia os grandes consumidores de enrgia; por manter o preço unitário constante e independente do consumo.

Este tipo de tarifa é melhormente aplicado para o consumo residencial em pequenas cidades onde os consumidores se apresentam de modo uniforme e de pequeno porte. c) Tarifa de degraus: Decorrente da tarifa plana, tem o objetivo de diminuir a tarifa média do kWh para os grandes consumos de energia elétrica. Ao reconhecer as diferenças entre o custo de demanda e o custo de energia, planejou uma maneira em que os custos de demanda fossem incorporados ao custo unitário do uso da energia. O tipo da tarifa proposta, pode ser visualizado da seguinte forma: Cr$ 0,35 por kWh para os primeiros 60 kWh consumido por mês, por kW de demanda. Cr$ 0,30 por kWh para os seguintes 60 kWh consumidos por mês, por kW de demanda. Cr$ 0,25 por kWh para todo o consumo excedente.

Como a tarifa a pagar varia com a demanda, um grande consumidor vai pagar mais que um pequeno, para um igual consumo, compensando, desta forma, os investimentos necessários para atender ao primeiro. Estas variações podem ocorrer ao dia, à semana, ao mês e ao ano. Desta forma, a curva do sistema mostra elevações e depressões, conforme a variação das solicitações dos consumidores. Esta tarifa considera como fator de definição de preço, o momento em que a energia é consumida, visando conseguir o achatamento da curva de carga por intermédio do aumento dos preços de energia durante as horas de pico de consumo. A principal vantagem deste tipo de tarifa sobre os outros, é sua tendência a estabelecer uma correlação tão perfeita quanto possível entre as curvas de carga e o preço da energia, chegando este último a tomar seis a oito valores diferentes no curso do dia, e do ano, conforme a variação sazonal.

Os componentes da Estrutura tarifária Segundo o Relatório do DNAEE, os componentes dos custos que serão cobertos pelas tarifas consistem em: - Despesas de operação - compreendem os seguintes gastos operacionais: pessoal, material, serviços de terceiros, combustíveis e energia comprada. Ficou determinado que para avaliação da propriedade, seria considerado o custo histórico, isto é, o capital efetivamente gasto menos a depreciação, e que seria vedado distinções entre consumidores que utilizassem os serviços nas mesmas condições e pertencessem a mesma classificação. Estas determinações iniciais se mostraram, contudo, insuficientes para o cálculo da tarifa. Então, para melhor definição da base remunerável, o Decreto-Lei 3. de 1941 determinou que o capital a remunerar será chamado de Investimento e é todo o gasto do concessionário com a produção, transmissão, transformação e distribuição de energia.

Permanece o critério de remuneração pelo custo histórico. Com as novas normas a correção monetária passou a ser baseada na ORTN fixada mensalmente pelo Governo. As concessionárias, autorizadas pelo Governo, puderam atualizar seus valores mediante aplicação da série de valores da ORTN calculadas a partir de 1938, pelo Governo o que levou ao conceito de custo histórico monetariamente corrigido, hoje empregado para avaliar a base de remuneração do investimento. A ORTN vigorou até l986 como índice de correção monetária dos Ativos. Após este período o índice utilizado foi a OTN vigorando até l989, quando os Ativos passaram a ser corrigidos pela BTN que foi substituída pelo IGP da Fundação Getúlio Vargas em l991, por ocasião do Plano Collor quando foi extinta a BTN.

Segundo o Diagnóstico do DNAEE, em 1976 com o Decreto-Lei 1. DNAEE, Diagnóstico, s. d. Esta lei define também que a diferença entre a remuneração resultante da aplicação do valor percentual aprovado pelo poder concedente e a efetivamente verificada no resultado do exercício será registrada na conta de Resultados a Compensar, do concessionário, para fins de compensação dos excessos e insuficiências de remuneração. Em relação à remuneração dos recursos de terceiros, o Diagnóstico do DNAEE considera que existem duas formas de encarar a questão, tendo em vista que estes recursos também precisam ser remunerados. A primeira consistiria em considerar só o investimento constituído com capital próprio como base de remuneração, considerando o custo do dinheiro provido por terceiros como parte dos encargos de exploração dos serviços e incluído nas despesas operacionais a ser coberta pela tarifa.

Obrigações Especiais (recursos de terceiros). QUADRO 2: Formação do Investimento Remunerável + Ativo Imobilizado em Serviço + Ativo Diferido em Serviço + Almoxarifado em Operação + Capital de Giro - Obrigações Especiais - Depreciação e Amortizações Acumuladas = Investimento Remunerável (antes da CRC) + Contas de Resultado a Compensar (déficit) - Contas de Resultado a Compensar (sobra) = Investimento Remunerável Líquido + Remuneração Legal (10% a 12%) + Despesas Operacionais + Energia comprada para revenda + Quota de Reintegração (depreciação e amortização + Encargos do Consumidor Quotas para Reserva de Reversão (RGR) Quotas para RENCOR Quotas para CCC = TOTAL DO CUSTO DO SERVIÇO + Receita Operacional + Recursos da RENCOR = SUBTOTAL - Suficiência/Insuficiência de Renda = RECEITA DO SERVIÇO / REMUNERAÇÃO REAL FONTE: CIER, 1993, p. Existem fórmulas matemáticas que permitem calcular o valor do Investimento a ser remunerado.

Para se entender melhor a sistemática, O Curso de Formação Básica para Instrutores de Tarifas - CIT (ELETROBRÁS, s. d. Assim, com base nas estimativas dos elementos que compõem os custos do serviço, é determinado o nível tarifário, cuja aplicação gerará a Receita para a cobertura dos custos. Quanto a estes custos cabem as seguintes colocações: No que tange a depreciação é legal e justificável economicamente que ao longo dos anos de sua utilização seja imputado ao custo dos produtos uma parcela que corresponda ao desgaste sofrido pelos bens e equipamentos. Esta taxa, baseada na vida útil do equipamento, garante aos concessionárias os meios necessários à continuidade do serviço com qualidade e quantidades adequadas. Quanto às despesas de exploração, pode-se classificá-las em três grupos, a saber: Despesas Operacionais: são aquelas que dizem respeito a pessoal, material, serviços e diversos e são empregados na operação e conservação dos bens e instalações inerentes ao setor elétrico.

De acordo com Panorama do Setor Energia Elétrica no Brasil - Eletrobrás, estas despesas cresceram no período de 1971/1986 169%, ou seja, 8,6% ao ano. Devido à equalização da taxa de remuneração do modelo, houve desestímulo à eficiência por causa deste repasse dos ganhos às outras concessionárias mesmo que a remuneração de determinada empresa não cobrisse o aperfeiçoamento e expansão das instalações de acordo com as exigências do mercado. Como já foi citado, em l988 com o Decreto-Lei 2432 fica determinado o retorno da obrigatoriedade do recolhimento das quotas apenas para as empresas, cuja taxa de remuneração superasse os 12% regulamentados. Quanto à Reserva Global de Garantia (RGG), sua finalidade é prover recursos para a garantia do equilíbrio econômico e financeiro das concessões considerando a viabilidade econômica dos investimentos, o aumento da produtividade via redução gradual das despesas de exploração, estabilidade financeira das concessionárias e ainda propiciar a progressiva equalização tarifária nacional.

Formada a partir da contribuição de todas as concessionárias, com quotas de até 2% sobre o imobilizado reversível, mesma base de incidência da quota de reversão. Este mecanismo passou a funcionar como fundo de compensação, após a implantação da equalização propiciando a cada empresa a taxa de remuneração legal, eliminando a ineficiência quando for abaixo de 10% ou o excesso, acima de 12%. determinou que seria de 3% sobre a importância líquida da conta. Foi em 1954 com a Lei 2. que criou-se o Imposto Único Sobre Energia Elétrica, voltando a cobrança a ser feita especificamente de Cr$ 0,20 por MWh de luz e Cr$ 0,10 por MWh de força. Para os consumidores industriais foi reservado o direito de obterem desconto no IUEE de acordo com a participação no custo de energia no faturamento da empresa, que inicialmente foi fixado em 5%, sendo reduzida em 1963 para 4% e para 3% em 1966, passando o desconto máximo de 90% para 80%.

Em 1963 com a Lei 4. Segundo a CIER, existe um projeto de Lei do Senado Federal Nº 179 de 1990 prevendo a inclusão dos encargos financeiros e pagamentos de tributos como componentes do custo do serviço das concessionárias, alegando que, caso a empresa obtenha a taxa de remuneração prevista por lei, ao abater o IR, por exemplo, diminui sensivelmente a remuneração líquida, tornando inviável a estabilidade financeira da concessionária. O ICMS beneficia diretamente Estado e Distrito Federal, sem o comprometimento de aplicação em Investimentos no Setor Elétrico. Os percentuais aplicáveis às contas do consumidor, variam de Estado para Estado, bem como em relação à faixa de consumo. QUADRO 4: Alíquota do IUEE - % Sobre a Tarifa Fiscal Período: 1963 a 1977 ANOè ê CLASSE 1963 1964 1965/66 1966/69 1970/71 1972/76 1977 Residencial 20 20 35 17,5 47 50 50 Comercial/Outros 30 35 40 20 22 60 60 Industrial 20 30 35 17,5 2 - 16 Rural 10 10 10 5 - - - Fonte: DNAEE.

Diagnóstico, s. O Decreto 79. de 1979 estabelece que o consumidor industrial perderia o direito ao desconto no caso de três ocorrências de Fator de Potência indutivo médio de valor inferior a 85% no período de 24 meses e ainda que não seria considerada no cômputo do custo da energia a proveniente de geração própria, contanto que a potência instalada seja superior a 500 kW utilizando petróleo como combustível. Este conjunto de medidas visava compatibilizar a necessidade crescente de recursos para financiar a expansão do setor elétrico com a de estimular o processo de industrialização. QUADRO 5: Alíquota do Empréstimo Compulsório - % * Período: 1964 a 1977 êCLASSE \ ANOè 1964 1965/66 1966/69 1970/71 1972/73 1974/76 1977 Residencial 15 (1) 20 35 (2) 17,5 - - - - Comercial e Outros 15 40 20 35 - - - Industrial 15 35 17,5 35 35 32,5 (3) 32,5 Forfait 15 35 17,5 - - - - Rural - 10 - - - - - Auto-produtor - - - - - - - Fonte: DNAEE.

Diagnóstico, s. Outra particularidade desta indústria, refere-se ao fato de que a energia precisa ser consumida a medida que é produzida. A empresa fornecedora fica responsável pelo atendimento à carga solicitada pelo consumidor a qualquer instante. Toda a estrutura da empresa contratada encontra-se à disposição do contratante, independente se seu consumo aumenta ou diminui. São distintas as quantidades de energia e as características dos consumidores, o que pode ocasionar fortes variações nas potências postas à disposição dos mesmos, ao longo do período de fornecimento. Sendo assim. Assim, os componentes dos custos de fornecimento de energia elétrica podem ser definidos essencialmente da seguinte forma: a) Encargos relativos à Demanda (Cd): compõem-se dos custos provenientes do atendimento das demandas máximas simultâneas de potência solicitadas pelos consumidores.

Tal componente será composta pelo custo fixo, ou seja, todas as despesas provenientes do investimento necessário à instalação da capacidade de geração do sistema. Esta cobertura pode ser assim expressa: onde: Cd = encargos de demanda em um determinado período; D = somatório das potências demandadas faturáveis no período, medida em kW; Td = tarifa de demanda, ou o custo unitário do kW. b) Encargos relativos ao consumo (Ce): compreendem os custos devidos aos requisitos de energia por parte dos consumidores. Este componente reunirá os custos variáveis de operação, isto é, aqueles proporcionais à produção de energia e relacionados como despesas operacionais. Os investimentos correspondentes a cada classe, ou seja, encargos de demanda seriam: Investimentos na produção e subgrupo Investimentos no subgrupo Investimentos no subgrupo Investimentos no subgrupo Investimentos no subgrupo A soma vertical dá o investimento por classe, e a soma horizontal o investimento por tensão, sendo IT o investimento total.

O passo seguinte consiste em estabelecer o percentual de cada classe em relação ao total, e relaciona-se estes percentuais com os encargos fixos, distribuindo os encargos de demanda em função dos investimentos de classe. O resultado é o custo unitário de demanda que, dividido pelas respectivas demandas, dá origem à tarifa correspondente a cada classe. Os encargos relativos ao consumo constituem-se das despesas de cada subgrupo, das despesas de produção e subgrupo A1 de tensão (A1, A2, A3, A4 e B), mais as despesas específicas que são rateadas proporcionalmente a despesas contabilizadas, mais as despesas com consumidores e cobranças, que são rateadas conforme o número de consumidores e o rateio das despesas não específicas são proporcionais às despesas de produção mais as de cada subgrupo de tensão.

O procedimento para o rateio proporcional das despesas em relação ao consumo por grupos é o seguinte:. A regulamentação destes aspectos aumentou a eficiência do sistema de energia elétrica e contribuiu para uma maior racionalização na aplicação dos investimentos do setor. Por outro lado, para o consumidor industrial, este modelo serviu como incentivo adicional à redução de seus níveis de ociosidade. Com a adoção da política de equalização tarifária e a contenção das tarifas com o objetivo de reduzir a inflação, estes critérios, que eram aceitos por todo o setor, caíram em desuso. A partir de 1977, começaram a ser desenvolvidos pelo DNAEE, Eletrobrás e concessionárias estudos objetivando a obtenção de novas tarifas de suprimento entre as empresas concessionárias e de fornecimento para consumidores.

É o assunto do item a seguir. De acordo com o artigo intitulado Conceitos Básicos da Nova Tarifa de Energia Elétrica (DNAEE, 1989), o método dos custos marginais aplicado às tarifas leva em consideração que a geração de energia no País é, em grande maioria, de origem hidráulica e que, portanto, varia em função da quantidade de água disponível nos reservatórios. Na época das chuvas, denominada de período úmido, há maior disponibilidade de água, logo, neste período compreendido entre maio e novembro de um ano, o custo de produção de energia é menor. O contrário ocorre nos períodos secos, de pouca chuva compreendido entre dezembro de um ano até abril do ano seguinte. A diferença também ocorre nos custos horários de geração de energia por causa da maior necessidade de água para produzir a mesma quantidade de energia no período de ponta e fora de ponta, pois no período de ponta há uma intensificação do uso de eletricidade, o que requer mais força das turbinas.

Este período compreende das l7 às 22 horas. O deslocamento via menor preço de parte deste consumo para o horário em que a energia é gerada a um custo menor, também reduz a necessidade de operação desses geradores menos eficientes, minimizando o esforço, ou o custo total do setor, no fornecimento da energia total requisitada. O fluxograma a seguir demonstra o processo que levará à determinação da Tarifa de Aplicação de uma maneira simplificada. QUADRO 6: Determinação das Tarifas de Aplicação Fluxograma Simplificado FONTE: DNAEE7, 1985, p. Mais detalhadamente serão descritas as etapas deste fluxograma. Módulo 1 - Caracterização da Carga Para o planejamento e operação do sistema, o cálculo dos custos marginais, a determinação das tarifas e aplicação da política de comercialização, faz-se necessário o conhecimento do comportamento da carga (energia e potência) nos diversos níveis do sistema e nos diferentes grupos de consumidores.

Custos de Interconexão: As linhas e subestações da Malha de Interconexão desempenham a função de levar energia da geração até os grandes centros de consumo. Por causa disto a interconexão possui o importante papel de melhorar o nível de garantia do setor elétrico. Custo de Repartição: A Malha de Repartição inicia-se nas subestações Extra-alta tensão / Alta-tensão e destina-se a suprir os consumidores de maior porte e as subestações de distribuição. Custo de Distribuição: As redes de distribuição têm a finalidade de suprir os consumidores urbanos e rurais. Módulo 3 - A Passagem dos Custos Marginais às Tarifas De posse dos custos dos fornecimentos típicos, o próximo passo consiste em transformá-los em tarifas.

Dois segmentos diários: - Ponta - 3 horas consecutivas no intervalo das l7:00 às 22:00 horas, todos os dias, exceto sábado, domingo. Fora de Ponta - 2l horas de cada dia útil, mais a totalidade das horas dos dias de sábado e domingo. Tendo em vista a utilização desta tarifa, onde se faz necessário o conhecimento do comportamento da carga nos diversos níveis, o setor elétrico desenvolveu um equipamento que possibilita o uso desta nova estrutura tarifária chamado Registrador Digital para Tarifa Diferenciada - RDTD. Este equipamento controla um relógio calendário capaz de conhecer feriados, sábados e domingos, facilitando a administração desta nova tarifa. De acordo com o estudo denominado Nova Tarifa de Energia Elétrica - Metodologia e Aplicação realizado pela DNAEE, já citado anteriormente, a aplicação desta nova tarifa nos fornecimentos em tensão igual ou superior a 69 kV já resultou em importantes ganhos de investimentos de produção e transmissão de energia elétrica.

Conceito, 1989, p. A Fixação das Tarifas As tarifas, para cada ano subseqüente, são calculadas a partir de projeções econômico-financeiras, levando-se em conta os efeitos inflacionários. A sistemática empregada consiste no preenchimento de um conjunto de formulários denominados PLANTE/OPE. Vide Anexos) PLANTE - Planejamento de Tarifas de Energia Elétrica OPE - Orçamento Plurianual do Setor de Energia Elétrica Por estes formulários são analisados os dados econômico-financeiros das concessionárias e de seus respectivos mercados. Cabe ao DNAEE consolidá-los a nível geral do Brasil, determinar o Custo do Serviço equivalente para efeito de tarifa equalizada, discutir com os órgãos de planejamento econômico o nível tarifário permissível pela economia, reformular os custos do serviço ajustando-os às decisões tomadas, comunicando-as às empresas e fixando as novas tarifas.

Para ilustrar esta situação, toma-se como exemplo o caso da LIGHT. Ao compará-la com as demais empresas, constatava-se que mantinha seu custo médio mais baixo, uma vez que fornecia energia elétrica de base hidráulica a um mercado grande e concentrado em áreas relativamente pequenas, ao passo que as demais concessionárias forneciam, para mercados menores e mais dispersos, energia freqüentemente de origem térmica. Conseqüentemente, a tarifa média da LIGHT tendeu, durante os anos anteriores a 1974, a manter-se abaixo da média nacional. De acordo com ALMEIDA (1983), em 1974 eram significativas as diferenças entre as tarifas das diversas concessionárias. No quadro a seguir, apresentado por este mesmo autor, observa-se as diferenças nos preços médios da energia elétrica vendida para os consumidores do grupo A, pela LIGHT e pelas demais concessionárias.

O objetivo maior do governo ao introduzir o processo de equalização era viabilizar os sistemas de fornecimento em regiões pioneiras; portanto, com custos elevados. Para tanto, valia-se de uma câmara de compensação (Reserva Global de Garantia - RGG) que tinha como objetivo injetar recursos nas empresas com remuneração abaixo da mínima regulamentada, conforme item específico deste trabalho sobre a Reserva Global de Garantia. De acordo com estudo do COGE que faz uma evolução recente da política tarifária, foi, a partir de 1970, que algumas medidas adotadas pelo governo vieram a desestruturar as concessionárias. Dentre as principais medidas adotadas, pode-se citar: - A aprovação da Lei 5655/71, onde os recursos destinados para expansão e melhoria dos serviços, passam a ser administrados pela Eletrobrás.

O acesso a estes recursos por parte das concessionárias faz-se via empréstimo com encargos médios de 11,5% ao ano; - Em 1975 inverte-se a situação anterior, onde a parcela financiada dos investimentos das concessionárias era composta por 80% do mercado interno e 20% do mercado externo, devido ao desequilíbrio do balanço de pagamentos e também dos grandes investimentos do setor, supridos por uma política tarifária deficitária e pouco geradora de recursos. Em 1983 iniciaram-se manifestações das concessionárias estaduais do Sul/Sudeste contra a Equalização, tendo em vista que estas concessionárias eram as que mais contribuíam com a RGG, transferindo seus recursos para as demais. A situação piorou para o Setor Elétrico quando, em 1984, pela portaria do DNAEE 046/84 a remuneração das empresas passou a ser calculada pelo DNAEE, pelos pagamentos efetuados à RGG/RGR e suprimento, e não mais pelo regime de competência, e ainda pelo congelamento, em 1985, das tarifas de energia elétrica.

Somados a estes fatos tiveram início neste período grandes obras, tais como, Itaipu e Tucuruí, canalizando grande parte dos recursos do Setor. A Equalização Tarifária via Reserva Global de Garantia Como citado anteriormente, a RGG é o instrumento que viabiliza a equalização tarifária no País. Cabe, portanto, algumas colocações sobre esta taxa e seu significado. A fórmula a seguir demonstra o cálculo da CRC: onde: CRCe= Conta de Resultados a Compensar do Exercício RC = Receita Computável excluído o lançamento referente a recuperação ou devolução de insuficiência CS' = Custo do Serviço excluída a parcela referente à Remuneração do Investimento IR' = Investimento Remunerável excluída a parcela referente à CRC do exercício anterior CRCa = Conta de Resultados a Compensar em 31 de dezembro do ano anterior corrigido i = Taxa de Remuneração Caso a taxa real de remuneração for inferior a 10%, i = 10%; Se a taxa real de remuneração estiver contida no intervalo entre 10% e 12%, i = taxa real obtida; Se a taxa de remuneração for superior a 12%, i = 12%.

As Conseqüências Sobre o Setor As diversas opiniões encontradas nos vários trabalhos pesquisados têm um ponto em comum: a equalização tarifária desestruturou econômica e financeiramente as empresas concessionárias e o setor elétrico. A equalização tarifária não alterou basicamente o sistema de cálculo das tarifas; apenas introduziu um sistema de transferência financeira intra-setoriais apontado por muitos do Setor Elétrico como desestimulador da eficiência empresarial. Dentre os vários trabalhos analisados, o trabalho do COGE aponta de forma objetiva e imparcial os aspectos positivos e negativos da equalização tarifária sobre o Setor Elétrico. Segue algumas considerações levantadas por este comitê. O terceiro aspecto negativos diz respeito a parda do referencial de custo. Com a ausência de tarifas diferenciadas houve um desestímulo generalizado à análise e estudo dos custos unitários resultantes.

As empresas não mais preocupam-se com a apuração dos custos por kWh/KW. não se procede à apuração de custos unitários para fins de confronto e comparação. Dentro desta sistemática eliminou-se no setor, como também nas empresas, qualquer preocupação na pesquisa e análise dos preços unitários, referenciais de geração, transmissão e fornecimento nas diversas tensões, com reflexos sobre a própria estrutura tarifária das quais decorrem quase exclusivamente as políticas governamentais e/ou pressões de lobbies, tendo pouca relação com os custos reais ou referenciais". Esta prática permite ao Poder Central oferecer o mesmo serviço com preços iguais em qualquer lugar do País, independente do desenvolvimento econômico regional beneficiando regiões mais pobres e distantes, tais como, Nordeste, Centro-Oeste e Amazônia.

Desta forma a Equalização promove a integração nacional à medida que contrabalança a concentração de riquezas. Num País com acentuados desníveis regionais de desenvolvimento e de renda foi de grande ajuda para fomentar tanto o crescimento global como o regional. Os diferentes climas nacionais com diferentes períodos hidrológicos nas regiões propiciaram a integração das empresas do Setor, com a intenção de otimizar as instalações existentes. Desta forma as empresas ficaram interligadas e dependentes entre si, originando um único sistema elétrico nacional, tendo a equalização tarifária como instrumento de transferência de recursos entre as concessionárias. de 4 de março de 1993, estabelecendo a desequalização tarifária de energia elétrica. O Decreto número 774 de 18 de março de 1993 regulamenta a fixação dos níveis tarifários para o setor elétrico, extingue o regime de remuneração garantida e atribui aos Estados a fixação das tarifas de energia elétrica a serem praticadas pelas concessionárias a cada uma das classes de consumidor final.

As principais alterações ocorridas a partir de março de 1993 consistem na extinção da CRC (Contas de Resultado a Compensar) e da RENCOR ( Reserva Nacional de Remuneração) que permitiam às empresas menos eficientes, ou com custos operacionais mais elevados, se compensarem via transferência de recursos financeiros de outras concessionárias com melhor desempenho e com remuneração acima da média do setor. A partir de então, as concessionárias em função de seus custos, do valor da tarifa de suprimento (tarifa referente a compra de energia por parte de concessionárias não produtoras) e do repasse e transporte de energia de ITAIPU, calcularão o valor da tarifa necessária de acordo com o previsto na Lei e mediante homologação do DNAEE.

Segundo CAPELETTO (1993), permanecem vigorando a RGR (Reserva Global de Reversão) que deverá compor o custo do serviço e, portanto, incluída no preço da tarifa e, ainda, a CCC (Conta de Consumo de Combustível) consistindo no rateio dos custos dos combustíveis utilizados pelas usinas termelétricas, entre as concessionárias distribuidoras. H = Valor do Índice Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas - Obras Hidroelétricas, publicado pela Fundação Getúlio Vargas. Como se pode ver, existe agora um mecanismo de reajuste das tarifas bem definido, com os principais itens reajustados por índices específicos, coerentes com a natureza dos dispêndios. Por tratar-se de um acontecimento relevante, porém recente, não foi possível fazer análise mais profunda sobre a prática da desequalização tarifária devido à inexistência de literatura sobre os reflexos da mesma sobre o setor.

CONCLUSÃO No decorrer do trabalho mostrou-se a forma como são calculadas as tarifas de energia elétrica e de que maneira está organizada a estrutura tarifária. Constatou-se que o Setor Elétrico obedece o critério do serviço pelo custo, ou seja, as tarifas devem cobrir os custos dos serviços prestados acrescidos de uma taxa referente à remuneração dos investimentos, variando de 10% à 12%. Alegam os autores pesquisados que a equalização tarifária praticada ao longo de 19 anos estimulou a ineficiência econômica das empresas ao distibuir os recursos das de melhor desempenho econômico com as demais. A equalização aliada ao fato das tarifas públicas serem utilizadas como instrumentos de combate à inflação contribuíram para desestruturar o caixa das empresas, fazendo-as endividarem-se, e ainda não obtendo sucesso no combate à inflação.

Estabeleceu-se também, no decorrer deste trabalho, a forma como o setor de energia elétrica com suas políticas de preços e de investimentos leva em conta a coerência entre estas políticas e as diretrizes econômicas que o governo pretenda seguir. Nos últimos anos, os níveis tarifários praticados têm sido insuficientes para prover o setor de recursos necessários a sua expansão. A situação estratégica de serviços públicos, atrelada ao Estado, limita a ação das empresas tornando-as vulneráveis às variações conjunturais. Revista de la Comisión de Integración Eléctrica Regional, n. p. ago. BARCELOS, Ubirajara Priamo Guaporé. Estrutura tarifária das empresas de energia elétrica. CENTRAIS ELÉTRICAS DE GOIÁS S.

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