Regulação Econômica do Serviço de Distribuição de Gás Natural ...
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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO REGULAÇÃO ECONÔMICA DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL CANALIZADO NO BRASIL Dissertação submetida à Universidade Federal de Santa Catarina para a obtenção do Grau de Mestre em Engenharia RICARDO SANTA CATARINA Florianópolis, dezembro de 2002
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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
REGULAÇÃO ECONÔMICA DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO
DE GÁS NATURAL CANALIZADO NO BRASIL
Dissertação submetida à Universidade Federal de Santa Catarina
para a obtenção do Grau de Mestre em Engenharia
RICARDO SANTA CATARINA
Florianópolis, dezembro de 2002
RICARDO SANTA CATARINA
REGULAÇÃO ECONÔMICA DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO
DE GÁS NATURAL CANALIZADO NO BRASIL
Esta Dissertação foi julgada adequada para obtenção do Título de "Mestre em Engenharia",
Especialidade em Engenharia de Produção e aprovada em sua forma final pelo Programa de
Pós-Graduação em Engenharia de Produção.
________________________
Edson Pacheco Paladini, Dr.
Coordenador do Curso
Banca Examinadora:
________________________
Cornélio Celso de Brasil Camargo, Dr.
Orientador
________________________
Arno Bollmann, Dr. Ing.
________________________
Edvaldo Alves de Santana, Dr.
________________________
Fabíola Sena Vieira Silveira, Dr.
iii
DEDICATÓRIA
À minha família, meu pai Wilson,
minha mãe Lurdes e meu irmão
Artur, pelo fundamental apoio.
Muito Obrigado.
iv
AGRADECIMENTOS
Ao Departamento de Engenharia de Produção e Sistemas da Universidade Federal de Santa
Catarina, que, através de seus professores e servidores, propiciou as condições para a
realização deste trabalho. Em especial ao professor Celso de Brasil Camargo, pela orientação.
Também à banca examinadora pelas críticas e sugestões.
À Companhia de Gás de Santa Catarina – SCGÁS, em especial aos colegas da Gerência de
Planejamento e Novos Negócios, que, desde o início, apoiaram o desenvolvimento desta
dissertação.
Aos colegas do setor de gás e energia que muito colaboraram com as pesquisas, respondendo
e dando importantes depoimentos e sugestões.
A todos os amigos que compartilharam desta conquista, apoiando-me neste trabalho.
A minha família.
Sou muito grato a todos.
v
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS...........................................................................................................vii
LISTA DE TABELAS.........................................................................................................viii
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS.............................................................................ix
RESUMO.............................................................................................................................xii
ABSTRACT........................................................................................................................xiii
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO...........................................................................................1
CAPÍTULO 2 – ASPECTOS TEÓRICOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA DA
INDÚSTRIA DE INFRA-ESTRUTURA ................................................................................11
2.1 Característica de Serviço Público.............................................................................12
2.2 Característica de Indústria de Redes ........................................................................14
2.3 Conceitos Relevantes do Mercado para a Regulação...............................................18
2.3.1 Conceitos de eficiência econômica ..................................................................18
2.3.2 Mercado competitivo........................................................................................19
2.3.3 Mercado monopolista .......................................................................................21
2.4 A Regulação Econômica ..........................................................................................24
2.4.1 Regulação e competição ...................................................................................26
2.4.2 Regulação e investimentos ...............................................................................26
2.5 Restrições à Regulação.............................................................................................27
2.5.1 Assimetria de informação.................................................................................27
2.5.2 Restrições contratuais.......................................................................................28
2.5.3 Questão do principal-agente .............................................................................29
2.5.4 Restrições administrativas e políticas...............................................................30
2.6 Conclusão do Capítulo 2 ..........................................................................................31
CAPÍTULO 3 – MECANISMOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA...............................33
3.1 Regulação da Estrutura dos Mercados .....................................................................33
3.2 Regulação das Tarifas...............................................................................................36
3.2.1 Políticas primeiro ótimo e segundo ótimo ........................................................37
3.2.2 Regulação pela taxa de retorno.........................................................................38
vi
3.2.3 Regulação por limites de preços.......................................................................39
3.2.4 Tarifas com base nos custos marginais ............................................................42
3.2.5 Mecanismos de incentivos complementares à tarifação...................................45
3.2.6 Modelos híbridos ..............................................................................................48
3.2.7 Outras questões relevantes para a regulação das tarifas...................................49
3.3 Conclusão do Capítulo 3 ..........................................................................................54
CAPÍTULO 4 – REGULAÇÃO ECONÔMICA DA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS
NATURAL CANALIZADO NO BRASIL..............................................................................58
4.1 Estrutura do Mercado ...............................................................................................59
4.1.1 Atividade de produção e processamento ..........................................................60
4.1.2 Atividade de transporte.....................................................................................61
4.1.3 Atividade de comercialização...........................................................................64
4.2 Atividade de Distribuição do Gás Natural Canalizado ............................................65
4.3 A Questão do Suprimento do Gás Natural ...............................................................70
4.3.1 Preço do gás de origem nacional ......................................................................71
4.3.2 Preço do gás importado da Bolívia...................................................................74
4.3.3 Comparativo entre as condições comerciais do gás nacional e do importado da
Bolívia .... .........................................................................................................................76
4.4 Agências de Regulação Estaduais ............................................................................79
4.5 Regulação Econômica da Distribuição.....................................................................80
4.5.1 Grupo 1 – distribuidoras do Estado de São Paulo ............................................81
4.5.2 Grupo 2 – distribuidoras dos Estados do Rio de Janeiro e de Minas Gerais....89
4.5.3 Grupo 3 – distribuidoras dos Estados do Nordeste, Sul, Norte e Centro-Oeste
................ ..........................................................................................................................92
4.6 Avaliação dos Mecanismos de Regulação das Tarifas.............................................94
4.6.1 Regulação das tarifas ........................................................................................94
4.6.2 Outras questões relevantes para a regulação das tarifas...................................97
4.7 Conclusão do Capítulo 4 ........................................................................................100
CAPÍTULO 5 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ..................................................................103
5.1 Conclusões..............................................................................................................103
5.2 Sugestões para Trabalhos Futuros ..........................................................................108
vii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Consumo de energia no mundo em 1999 e 2020 ......................................................2
Figura 2 – Consumo final por fonte no Brasil em 2000 .............................................................3
Figura 3 – Acréscimos e extensão acumulada de gasodutos em 1998 (em km) ........................4
Figura 4 – Evolução das vendas de gás natural por regiões no Brasil .......................................4
Figura 5 – Desenvolvimento da indústria do gás natural..........................................................5
Figura 6 – Gráfico esquemático dos modelos de competição e monopólio.............................22
Figura 7 – Relação entre principais e agentes.........................................................................29
Figura 8 – Monopólio integrado verticalmente......................................................................35
Figura 9 – Integração vertical e liberalização.........................................................................35
Figura 10 – Estrutura do mercado e competência regulatória na indústria brasileira do gás
natural...................................................................................................................................59
Figura 11 – Alternativas de suprimento de gás.......................................................................70
Figura 12 – Gráfico comparativo entre o preço do gás nacional e importado.........................78
Figura 13 – As três áreas de concessão do Estado de São Paulo............................................83
Figura 14 – Grupos de regulação e realidades regionais.......................................................107
viii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Exemplo de benefício compartilhado .....................................................................46
Tabela 2 – Matriz de eficiência e regulação.............................................................................49
Tabela 3 – Mecanismos básicos de regulação das tarifas.........................................................56
Tabela 4 – Pedidos de autorização para construção e operação de gasodutos – em análise ....61
Tabela 5 – Resolução de conflitos de livre acesso ...................................................................63
Tabela 6 – Autorizações para importação de gás natural no Brasil .........................................64
Tabela 8 – Criação das distribuidoras de gás canalizado no Brasil..........................................68
Tabela 9 – Companhias distribuidoras de gás canalizado ........................................................69
Tabela 10 – Capacidade do Gasoduto Bolívia-Brasil...............................................................75
Tabela 11 – Condições comerciais do gás nacional e do importado........................................77
Tabela 12 – Agências reguladoras estaduais ............................................................................80
Tabela 13 – Principais esquemas de regulação dos serviços de distribuição de gás................81
Tabela 14 – Mecanismos da regulação econômica ..................................................................94
Tabela 15 – Energéticos concorrentes do gás natural ..............................................................98
ix
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
Agências reguladoras estaduais
AGEPAN – Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Mato Grosso do Sul
AGERBA – Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Energia, Transportes e
Comunicação da Bahia
AGERGS – Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Rio Grande
do Sul
AGER/MT – Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado de
Mato Grosso
AGR – Agência Goiana de Regulação, Controle e Fiscalização de Serviços Públicos
ARCE – Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ceará
ARPE – Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado de
Pernambuco
ARSAL – Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado do Alagoas
ARSAM – Agência Reguladora dos Serviços Públicos Concedidos do Estado do Amazonas
ARSEP – Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado do Rio Grande do Norte
ASEP–RJ – Agência Reguladora de Serviços Públicos Concedidos do Estado do Rio de
Janeiro
ASES – Agência Reguladora de Serviços Concedidos do Estado de Sergipe
CSPE – Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São Paulo
SC/ARGO – Agência Catarinense de Regulação e Controle
Companhias distribuidoras de gás canalizado
ALGÁS – Gás de Alagoas S.A.
BAHIAGÁS – Companhia de Gás da Bahia
BRGÁS – BR Distribuidora
CEBGÁS – Companhia Brasiliense de Gás
CEG – Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro
x
CEG-RIO – Ceg Rio S.A.
CEGÁS – Companhia de Gás do Ceará
CIGÁS – Companhia de Gás do Estado do Amazonas
COMGÁS – Companhia de Gás de São Paulo
COMPAGÁS – Companhia Paranaense de Gás
COPERGÁS – Companhia Pernambucana de Gás
EMSERGÁS – Companhia Sergipana de Gás
GÁS BRASILIANO – Gás Brasiliano Distribuidora Ltda.
GÁS NATURAL SPS – Gás Natural São Paulo Sul S.A.
GÁSMAR – Companhia Maranhense de Gás
GASMIG – Companhia de Gás de Minas Gerais
GASPISA – Companhia de Gás do Piauí
GOIASGÁS – Agência Goiana de Gás Canalizado S.A.
MSGÁS – Companhia de Gás do Mato Grosso do Sul
PBGÁS – Companhia Paraibana de Gás
POTIGÁS – Companhia Potiguar de Gás
RONGÁS – Companhia Rondoniense de Gás S.A.
SCGÁS – Companhia de Gás de Santa Catarina
SULGÁS – Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul
Outras siglas e abreviaturas
ABAR – Associação Brasileira de Agências de Regulação
ABEGÁS – Associação Brasileira das Empresas Estaduais Distribuidoras de Gás Canalizado
ALCA – Área de Livre Comércio das Américas
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP – Agência Nacional de Petróleo
CADE – Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência – Ministério da Justiça
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética
DNC – Departamento Nacional de Combustíveis
FGV – Fundação Getúlio Vargas
GTB – Gas Transboliviano S.A.
GLP – Gás Liquefeito de Petróleo
xi
GNV – Gás Natural Veicular
MF – Ministério da Fazenda
MME – Ministério das Minas e Energia
PPT – Programa Prioritário de Termelétricas
PROCON – Coordenadoria Estadual de Proteção e Defesa do Consumidor
SDE – Secretaria de Direito Econômico – Ministério da Justiça
TBG – Transportadora Brasileira do Gasoduto Bolívia-Brasil S/A
UFSC – Universidade Federal de Santa Catarina
UTE – Usina Termelétrica
xii
RESUMO
A recente indústria do gás natural no Brasil está em plena fase de desenvolvimento, com
crescimento das reservas no País e nos seus vizinhos, com o andamento de importantes
investimentos em infra-estrutura de transporte e distribuição e, principalmente, com um
mercado demandante desse energético, dentre outros, para uso residencial, industrial e
geração de energia, este último ampliado com o agravamento da crise energética. A regulação
econômica é um dos aspectos mais importantes para o desenvolvimento da infra-estrutura de
prestação de serviços públicos, considerando a necessidade de se garantir tanto a
rentabilidade do investidor quanto a preservação dos interesses dos consumidores. A
atividade de distribuição é importante elo da cadeia produtiva do gás, e por suas
características, requer a regulação. Esta dissertação busca identificar os principais
mecanismos utilizados na regulação econômica da distribuição do gás natural nas diversas
distribuidoras do País, tendo como referencial as soluções da teoria da regulação das
indústrias de infra-estrutura e prestação de serviço público. Através da pesquisa realizada nos
contratos de concessão, o estudo mostra que existem algumas realidades diferentes no País,
tanto em termos de regulação quanto em termos de desenvolvimento dessa atividade.
xiii
ABSTRACT
The recent natural gas industry in Brazil is in full phase of development, with the growth of
the reserves in the country, as well as its neighbors, with the advance of important
investments in infrastructure of transport and distribution and, mainly, with a demanding
market of this energy, one, amongst others, for residential, industrial and power generation
usages, this last one, having to do with the severity of the energy crisis. The economic
regulation is one of the most important aspects for the development of the infrastructure of
public utility services, considering the importance of guaranteeing as much of the yield for the
investor as to the preservation of the interests of the consumers. The distribution activity is an
important link in the natural gas chain, and due to its characteristics, require regulation. This
dissertation wants to identify the main mechanisms used in the economic regulation of the
natural gas distribution of the many local distribution companies (LDC’s) in the country,
considering as a reference the solutions of the theory of the regulation of the infrastructure
industries and public utilities. Through a research carried on by the concession contracts, the
study shows that there are some differences in the country, such as regulation terms, as well
as development terms of this activity.
1
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
Atualmente, o gás natural tem estado na pauta de discussão de grande parte da comunidade
que se dedica às questões de energia. Gás natural é a designação genérica de uma mistura de
hidrocarbonetos1 gasosos resultantes da decomposição da matéria orgânica fóssil no interior
da terra. Em seu estado bruto, como encontrado na natureza, o gás natural é composto
principalmente por metano, além de apresentar proporções de etano, propano, butano,
hidrocarbonetos mais pesados e também CO2, N2, H2S, água, ácido clorídrico, metanol e
impurezas mecânicas. Após sofrer o tratamento adequado, o gás natural apresenta as
condições comercialmente especificadas para uso (BNDES, 1997, p.6). Sendo uma mistura de
hidrocarbonetos leves, o gás natural é um combustível limpo, de queima uniforme, seguro e
de baixo impacto ambiental, se comparado com outros energéticos, tais como óleos
combustíveis e carvão mineral.
O uso do gás natural como fonte de energia é bem recente. Apesar de algumas exceções, até
metade do século XX a utilização em escala comercial do energético ficou restrita aos EUA2.
Na Europa Ocidental, as principais descobertas de gás ocorreram a partir de 1930 na Itália e
na França, porém os grandes campos que permitiram deslanchar o consumo de gás natural no
Oeste Europeu somente foram descobertos por volta de 1960 na França e na Holanda. Na
Europa Oriental, desde o início da década de 1950 foram encontradas diversas acumulações
na Hungria, na Romênia e na extinta URSS. No cone Sul da América Latina, as reservas
argentinas somente começaram a ser aproveitadas em maior escala a partir de 1950, com a
construção do gasoduto de 1.965 quilômetros ligando as reservas à região da capital federal
(ANP, 2001, p.67).
No mundo, conforme as estatísticas da Energy Information Administration (EIA, 2002)
apresentadas na Figura 1, o gás natural representa a segunda fonte de energia mais
consumida, com uma participação de 23%, somente superado pelo óleo com 39%. Ainda
1 Hidrocarboneto é um composto químico constituído apenas por carbono e hidrogênio. 2 Em 1951 os EUA foram responsáveis por 92% da produção mundial comercializada e por 95% do consumo
(BNDES, 1997, p.4).
2
segundo a mesma fonte, as projeções para 2020 indicam sua consolidação na segunda
posição, sendo o energético que apresenta a maior taxa de crescimento: média anual de 3,2%
no período de 1999 a 2020.
“O gás natural é a fonte de energia primária que apresenta maior crescimento nas
projeções do IEO 2002. O uso do gás natural está projetado para praticamente dobrar
entre 1999 e 2020, provendo uma fonte de combustível relativamente limpa para as
novas plantas com turbinas para geração de energia” (EIA, 2002, p.55).
Figura 1 – Consumo de energia no mundo em 1999 e 2020
Consumo de energia no mundo - 1999
Óleo39%
Carvão22%
Nuclear7%
Gás Natural
23%
Outras9%
Consumo de energia no mundo - 2020Outras
8%
Gás Natural
28%
Nuclear5%
Carvão20%
Óleo39%
No B
petró
desc
da i
mos
Bala
cons
Con
ano
3 A C
adota
Fonte: Energy Information Administration - International Energy Outlook 2002 - (EIA, 2002)
rasil, o uso do gás natural teve início na década de 60 com a descoberta das reservas de
leo na Bahia. Apesar de toda a expansão observada nos últimos 25 anos, com a
oberta e a exploração de novas reservas na Bacia de Campos (RJ) e do desenvolvimento
nfra-estrutura de transporte e de distribuição, dentre outras, sua participação ainda se
tra pouco expressiva (BNDES, 1997). Atualmente, conforme a Figura 2, os números do
nço Energético Nacional 2001 (Brasil, 2001) mostram que, na matriz brasileira de
umo final, o gás natural participa com apenas 3% do total.
tudo, o governo federal pretende ampliar a participação desse energético para 12% até o
de 20103. De fato, nos últimos anos essa intenção vem concretizando-se. Diversos fatores
omissão do Gás, criada em julho de 1991 com o objetivo de propor diretrizes e indicar as ações a serem
das para viabilizar a maior utilização do gás natural, cujo relatório, aprovado pelo Presidente da República
3
inter-relacionados demonstram o intenso desenvolvimento da indústria do gás natural no País,
abrangendo a oferta, a infra-estrutura de transporte e distribuição e a demanda.
Figura 2 – Consumo final por fonte no Brasil em 2000
Óleo35%
Carvão mineral
4%
Eletricidade41%
Biomassa17%
Gás natural3%
Fonte: Balanço Energético Nacional 2001
Pelo lado da oferta, observa-se o aumento da produção nacional de 92,5% no período de 1992
a 2001, crescimento médio de 7,5% ao ano. Quanto às reservas provadas, no País estas
aumentaram 14,3% entre 1992 e 2001, crescimento médio de 1,5% ao ano. Contudo, apesar
desse modesto crescimento das reservas brasileiras, na Argentina o crescimento nesse mesmo
período foi de 30%, com média de 3% ao ano. Na Bolívia observou-se o considerável
crescimento de 385% entre 1994 e 2001, ou seja, média de 25% ao ano (EIA, 2002).
Com relação à infra-estrutura de transporte, como se vê na Figura 3, até 1998 a rede de
gasodutos no Brasil contava com pouco mais de 4.000 km instalados no Nordeste e no
Sudeste. Nos últimos anos, o País mais que dobrou a extensão de sua rede de transporte, com
a entrada em operação de 4.278 km de gasodutos entre 1998 e 2000. O destaque desse
crescimento foi a conclusão do Gasoduto Bolívia-Brasil, obra com 3.150 km de extensão,
desde Santa Cruz de La Sierra, na Bolívia, até Porto Alegre, no Rio Grande do Sul,
atravessando cinco estados (ANP, 2001, p.56-64).
em março de 1993, apresenta a meta de 12% de participação do gás natural no consumo de energia primária no
Brasil em 2010 (Coutinho, 1999).
4
Figura 3 – Acréscimos e extensão acumulada de gasodutos em 1998 (em km)
secundários1454
NE581
NE 1173 SE 1384
CO
267
Gasbol I e II: 3150 NO280
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
Acumulada
Incremento
Quanto à infr
do Rio de Ja
novas distrib
volume expre
veicular e de
Fi
Fonte: ANP, 2001, p.62.
a-estrutura de distribuição, a privatização das empresas estaduais de distribuição
neiro e de São Paulo, esta última dividida em 3 áreas de concessão, aliada às
uidoras criadas e em desenvolvimento nos demais estados, tem possibilitado
ssivo de investimentos em redes de distribuição para os mercados industrial,
geração de energia elétrica, principalmente.
gura 4 – Evolução das vendas de gás natural por regiões no Brasil
0
5
10
15
20
25
30
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Anos
min
hões
de
m³/d
ia
Centro-OesteSulSudesteNordeste
Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo e do Gás Natural 2002 (ANP, 2002a)
5
Conforme ilustra o gráfico da Figura 4, as vendas de gás natural cresceram 259% entre 1991 e
2001, atingindo 24 milhões de m³/dia, crescimento médio de 13,6% ao ano (ANP, 2002a).
Ainda, visando destacar o recente crescimento das vendas, segundo dados de março de 2002
publicados pela ANP (ANP, 2002b, p.11), as 16 distribuidoras de gás canalizado em operação
comercial no País venderam 27 milhões de m³/dia de gás natural. Com este número, o
crescimento chega a 296% no período de 1991 a março de 2002.
Dois fatores principais devem ser destacados com relação ao expressivo crescimento da
demanda por gás natural. Primeiramente, a busca crescente por formas de energia menos
agressivas ao meio ambiente, principalmente nas proximidades dos grandes centros urbanos.
Em segundo lugar, a demanda para a geração de energia elétrica, ampliada com a recente
crise energética do País e que levou o Governo a criar o Programa Prioritário de Termelétricas
– PPT, prevendo a implantação de uma série de usinas térmicas4. Na Figura 5 apresenta-se um
esquema com os principais fatores que demonstram o desenvolvimento da indústria do gás
natural.
OferProdução e
Brasil e paíse
Fonte: Elaboração
4 Para a ANP, as 40
segundo dados da A
Figura 5 - Desenvolvimento da indústria do gás natural
Estratégia nacional:
Desenvolvimento da indústria do gás natural
ta: reservas no
s vizinhos
Infra-estrutura: Gasodutos de transporte
e redes de distribuição
Demanda: Energia limpa e geração
de energia elétrica
própria
usinas integrantes do programa vão consumir cerca de 60 milhões de m³/dia de gás natural,
NEEL, de junho de 2002 (ANP, 2002b, p.13).
6
A indústria do gás natural é tradicionalmente segmentada em três atividades principais:
produção, transporte e distribuição. O foco deste trabalho de dissertação é a atividade de
distribuição.
A Constituição Federal de 1988 estabeleceu, em seu artigo 25 (com texto dado pela Emenda
Constitucional N° 5, de 1995), que os estados da federação têm o direito de explorar os
serviços locais de gás canalizado. Assim, com exceção das distribuidoras dos estados do Rio
de Janeiro e de São Paulo, que já estavam em operação comercial nessa época, em muitos
estados foram criadas companhias distribuidoras. Atualmente existem no País 24
distribuidoras estaduais, das quais 16 operando comercialmente. As distribuidoras são
responsáveis, através de contratos de concessão com os respectivos estados, pelos serviços
públicos de gás canalizado. Nesses contratos estão dispostas todas as regras a serem seguidas
para a prestação do serviço concedido. De modo geral, as distribuidoras são responsáveis pela
implantação de toda a infra-estrutura requerida para disponibilizar o serviço de gás natural
canalizado e deve cobrar tarifas de forma a remunerar seu investimento.
A distribuição de gás é tipicamente uma atividade das chamadas indústrias de infra-estrutura,
pois necessita de redes e é ligada à prestação de serviço público, configurando assim os ditos
monopólios naturais. Nesse tipo de atividade, a competição, que exige atuação de mais de
uma firma, ocasiona maiores custos, sendo economicamente vantajoso que somente uma
única firma opere no mercado. Esta é uma das principais justificativas para se optar pela
regulação da prestação desse tipo de serviço. Para a sociedade como um todo, a regulação
desempenha importantes papéis, como: na privatização dos serviços; na definição de padrões
(saúde, segurança, controle de poluição etc.); na promoção de determinada região ou agente
do mercado e interferindo na competitividade, entre outras.
No Brasil, as diversas companhias distribuidoras de gás canalizado apresentam significantes
diferenças quanto à regulação de suas atividades. Como exemplo, observa-se que para todas
as distribuidoras a exclusividade é válida pelo prazo total de concessão quanto ao sistema de
distribuição, porém, quanto à atividade de comercialização, a exclusividade não é válida para
todos os segmentos de todas as distribuidoras. Ainda, com relação à regulação das tarifas, o
mecanismo da taxa de retorno com revisão anual das planilhas de custos é utilizado na
maioria das distribuidoras; entretanto, nas concessões recentemente privatizadas, o
7
mecanismo empregado é o de limite de preços com revisões qüinqüenais. As estruturas
tarifárias também diferem, pois princípios de tarifas com base nos custos marginais são
utilizados de forma distinta nas distribuidoras. Outros mecanismos complementares à
tarifação, tais como a concorrência para a concessão, o benefício compartilhado e a
comparação de desempenho, que visam gerar incentivos à eficiência, formando em conjunto
com os mecanismos tradicionais modelos híbridos, também são utilizados de forma diversa
entre as concessionárias. Outras questões relevantes para a regulação das tarifas se mostram
cruciais: a carreira comum; a competição ensejada pelo mercado de capitais; a competição
com os energéticos concorrentes; os intervalos regulatórios; a questão da regulação do nível
ou da estrutura das tarifas; e a necessidade de integração econômica regional.
Diversas publicações, internacionais e nacionais, tratam da regulação em suas mais diferentes
implicações e aspectos. No Brasil, muitas tratam dos aspectos teórico, jurídico e econômico, a
exemplo das publicações do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada – IPEA. Outras focam
o setor elétrico, basicamente devido a sua inegável abrangência e importância, além do fato
de estar em plena reestruturação. Dentre tais publicações destacam-se as do Banco Nacional
de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES e uma série de dissertações e teses. Com
relação a trabalhos sobre a regulação com enfoque principal no gás natural, pouco material é
encontrado, não obstante as recentes publicações da Agência Nacional do Petróleo – ANP,
mas com maior ênfase até o nível das atividades de transporte, limite de sua competência
regulatória. Sendo a regulação da atividade de distribuição de gás canalizado competência da
esfera estadual, vislumbra-se uma lacuna, abrindo espaço para o desenvolvimento de um
trabalho que trate mais especificamente da regulação dessa atividade, consolidando o material
e a prática aplicada a cada estado da federação.
Cabe destacar ainda a importância do conhecimento desse tema no âmbito regional, tendo em
vista dois fatores: primeiro, o início da operação comercial das distribuidoras de gás
canalizado dos três estados do Sul do Brasil em 2000, e a também recente estruturação das
agências de regulação nesses estados, principalmente em Santa Catarina, onde a agência de
regulação acaba de ser criada e deve preparar-se para iniciar suas atividades em breve.
Segundo, a concentração do conhecimento relacionado à regulação, atualmente maior na
região sudeste do País, principalmente no eixo dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo.
8
Desta forma, o objetivo geral da dissertação é caracterizar a regulação econômica aplicada à
distribuição do gás natural canalizado no Brasil. De modo mais específico, serão tratadas as
seguintes questões:
a) caracterizar o serviço de distribuição de gás canalizado e justificar a necessidade de
regulação econômica nessa atividade;
b) apresentar os principais mecanismos passíveis de serem utilizados para a regulação
econômica do serviço de distribuição de gás canalizado e
c) avaliar as diversas companhias responsáveis pela prestação dos serviços de
distribuição de gás canalizado no País e destacar os mecanismos atualmente utilizados
para a regulação dessa atividade.
Para tratar o problema e responder aos questionamentos implícitos nos objetivos do trabalho,
foi elaborada uma pesquisa qualitativa exploratória, ou seja, conforme colocam Silva e
Menezes (2000, p.20-22), trata-se de pesquisa qualitativa, pois considera que “A interpretação
dos fenômenos e a atribuição de significados são básicos no processo de pesquisa”, não
requerendo, assim, o uso de métodos e técnicas estatísticas. Ainda, segundo as autoras, a
pesquisa se enquadra como exploratória, pois “... visa proporcionar maior familiaridade com o
problema com vistas a torná-lo explícito ou a construir hipóteses”. Com efeito, através de
levantamento bibliográfico e análise de seu conteúdo, esta dissertação busca situar o tema
dentro do contexto histórico socioeconômico e levantar o atual estado da arte quanto à
questão de pesquisa. Para tanto, além da consulta às diversas publicações que tratam dos
temas relacionados à regulação, foram pesquisados os contratos de concessão firmados entre
os diversos estados da federação com as respectivas companhias de distribuição de gás
canalizado. Por se tratar de tema cujo recente desenvolvimento é justamente uma das
principais características, os trabalhos de pesquisa bibliográfica e a coleta das demais
informações foram realizados até julho deste ano de 2002.
Visando apresentar o tema proposto de forma planejada, ordenada, lógica e conclusiva, esta
dissertação foi organizada em 5 capítulos, incluindo esta parte introdutória. No segundo
capítulo, uma abordagem introdutória e ampla sobre os principais aspectos teóricos da
regulação econômica focaliza as chamadas indústrias de infra-estrutura. Tais indústrias
apresentam geralmente duas características especiais: normalmente estão ligadas à prestação
9
de serviço público e muitas vezes necessitam de sistemas de redes para o provimento
adequado dos serviços. O conjunto dessas características, avaliado com base nos conceitos de
eficiência econômica e de mercado competitivo e monopolista é que justifica, em
determinados casos, a interferência do governo sobre a forma da regulação econômica dos
serviços que é então apresentada. Ao final do capítulo são vistas algumas das principais
restrições à prática da regulação econômica.
Tendo sido justificada a necessidade da regulação econômica em determinadas atividades das
indústrias de infra-estrutura, o terceiro capítulo apresenta os principais mecanismos possíveis
para tal regulação. Inicialmente é vista a regulação da estrutura do mercado, sendo
apresentados três modelos principais que abrangem desde o monopólio integrado
verticalmente até a separação vertical. Quanto aos mecanismos para a regulação das tarifas,
além da regulação pela taxa de retorno e por limite de preços, são vistos outros mecanismos
de incentivos complementares à tarifação, tais como a concorrência para a concessão, o
benefício compartilhado e a comparação de desempenho, que podem ser combinados
formando modelos híbridos, oferecendo um grande número de possibilidades para elevar os
níveis de eficiência. O capítulo é finalizado com a discussão de outras questões relevantes
para a regulação das tarifas.
No quarto capítulo é apresentado o tema central da dissertação: a regulação econômica do
serviço de distribuição de gás natural canalizado no Brasil. A primeira parte deste capítulo
descreve a atual regulação quanto à estrutura do mercado e as respectivas atividades. Com
relação à atividade de distribuição do gás natural canalizado, é destacada a participação de
diversos agentes, a regulação na esfera estadual e o histórico de criação das atuais companhias
distribuidoras. Compondo o quadro que diferencia em cada grupo de estados o
desenvolvimento dessa atividade, são vistas a questão do suprimento do gás e a estruturação
das agências de regulação estaduais. Na seqüência, é avaliada a regulação econômica da
atividade de distribuição, identificando-se os principais mecanismos de regulação das tarifas
presentes nas diversas distribuidoras do País, resultantes da pesquisa aos contratos de
concessão, permitindo a formação de três grupos com características semelhantes.
Finalizando, tais mecanismos são avaliados à luz da teoria apresentada no capítulo 3.
10
Encerra a dissertação o quinto capítulo, no qual são apresentadas as principais conclusões do
trabalho, é avaliado o atendimento aos objetivos propostos e são feitas sugestões para
trabalhos futuros.
O resultado esperado com o desenvolvimento desta dissertação é a consolidação e a análise
inicial dos principais mecanismos utilizados para a regulação econômica dos serviços de
distribuição de gás natural canalizado no Brasil. Com isto, espera-se contribuir para melhor
elucidação, discussão e avaliação do tema. Cabe lembrar que, em face da amplitude e da
complexidade das questões que envolvem a regulação econômica de determinada atividade,
visando a um melhor entendimento, o trabalho buscou apresentar de forma ampla o tema
proposto. Alguns pontos levantados na pesquisa, por sua vez, merecem estudos mais
acurados, podendo ser desenvolvidos em trabalhos futuros.
11
CAPÍTULO 2 – ASPECTOS TEÓRICOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA DA
INDÚSTRIA DE INFRA-ESTRUTURA
O serviço de distribuição de gás natural canalizado, tema desta dissertação, juntamente com
os serviços de água, comunicação, energia, transportes, dentre outros, está inserido em um
conjunto maior, denominado indústria de infra-estrutura econômica5. Tais serviços,
diferentemente daqueles de infra-estrutura social, além de satisfazerem às demandas
individuais, respondem também às necessidades das empresas em matéria de bens
intermediários ou insumos de produção (ANP, 2001, p.19-21). A razão de analisar esta
indústria de forma geral são suas características que a distinguem de forma significativa dos
demais setores econômicos, o que justifica, muitas vezes, a intervenção direta do Estado,
constituindo empresas estatais, ou indireta, regulando suas atividades. Nesse último caso,
normalmente a exploração desses serviços pelo setor privado se dá com base em contratos de
concessão, os quais estabelecem todas as regras, direitos e obrigações a que estão sujeitos os
agentes envolvidos: concessionário, poder concedente e usuários.
As principais características das indústrias de infra-estrutura são: de modo geral visam à
prestação de serviço público, pois buscam atender as necessidades essenciais ou secundárias
da sociedade; e normalmente utilizam um sistema de redes para prover adequadamente os
serviços. Com o auxílio da teoria microeconômica, são vistos os conceitos relevantes de
eficiência econômica e de mercados competitivos e monopolistas, que permitem justificar, em
determinados casos, a intervenção do Governo sob a forma da regulação econômica. A
apresentação do significado e da conceituação da regulação econômica é realizada,
finalizando o capítulo com destaque para algumas complexidades que restringem a
formulação e a prática da regulação.
Procurou-se reunir aqui, em seqüência lógica, os principais argumentos à regulação
econômica da distribuição do gás canalizado, enquanto no próximo capítulo se tratará das
formas e características dos principais mecanismos utilizados para pô-la em prática.
5 A denominação indústria de infra-estrutura será utilizada aqui somente com este mesmo sentido.
12
A revisão bibliográfica para este capítulo se fundamenta na teoria microeconômica
apresentada em livros específicos de economia e trabalhos de instituições nacionais e
internacionais que têm publicado uma série de estudos sobre os diversos temas ligados à
regulação econômica. Dentre tais instituições, destacam-se, no âmbito nacional, o Instituto de
Pesquisa Econômica Aplicada – IPEA, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e
Social – BNDES e a Agência Nacional do Petróleo – ANP. Desde meados da década de
noventa, elas vêm produzindo uma série de relatórios e textos para discutir a redefinição do
papel do Estado, privatização, regulamentação, dentre outras, apresentando, muitas vezes,
comparações com a experiência de outros países. No âmbito internacional, o Banco Mundial
também tem produzido muitos trabalhos relacionados à regulação econômica. Em comum,
tais instituições têm, dentre outros, o intuito de fornecer subsídio para a formulação de
políticas de governo na fase de reestruturação em que se encontravam, ou que, na maioria dos
casos ainda se encontram, os setores de infra-estrutura.
2.1 Característica de Serviço Público
Uma característica da indústria de infra-estrutura é geralmente sua ligação com a prestação de
serviço público, o qual constitui um dever do poder público, que nesses termos pode transferi-
lo a terceiro por meio de contrato de concessão. Entretanto, é importante identificar quais
serviços constituem realmente serviço público e quais são de natureza não-pública, apesar de
estarem aos primeiros associados, por questões operacionais ou de organização da prestação
dos serviços. Tal diferenciação define a aplicação das obrigações legais de continuidade,
universalidade e modicidade dos serviços de natureza pública (Silva, 1997, p.120).
A denominação anglo-saxônica para as indústrias de infra-estrutura, centrais de utilidade
pública (public utilities), ressalta o aspecto coletivo de sua utilização. Segundo o conceito
enunciado por Hely Lopes Meirelles citado por Moraes (1997, p.12), serviço público:
“... é todo aquele, prestado pela Administração ou por seus delegados, sob normas e
controles estatais, para satisfazer necessidades essenciais ou secundárias da
coletividade, ou simples conveniências do Estado.”
13
Entretanto, entende-se que este conceito deva ser evolutivo, condicionado pelo contexto
histórico, pela época e pelo meio social. Desta forma, o conceito de serviço público deve ser
flexível e dinâmico, buscando atender à realidade econômica. Atualmente vivencia-se um
momento dinâmico, segundo coloca Moraes (1997, p.12):
“O processo de regulação que hoje vivenciamos está condicionado, muitas vezes, a
uma ampla reestruturação dos setores, conduzindo ao desmonte de situações de
monopólio natural, separando determinadas atividades de outras e regulando
diferentemente os segmentos potencialmente competitivos. Nessa diretriz, alguns
serviços deixam de ostentar a configuração de serviço público, no sentido tradicional
da expressão.”
Com efeito, a redefinição do papel do Estado, modificando seu padrão de intervenção na
indústria de infra-estrutura, é fenômeno evidentemente global, que tem implicado ampla
reestruturação de tais setores. Dentre outras mudanças, podem ser citadas o desmembramento
das cadeias produtivas (desverticalização), a privatização e a introdução da competição. Essas
mudanças podem ser nitidamente observadas na recente reestruturação do setor elétrico
brasileiro, no qual as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização foram
separadas, sendo tratadas diferentemente, instaurando-se a competição para a primeira e a
última das atividades, e a regulação para as duas intermediárias. Desta forma, atendendo a
especificidade de determinado serviço público e as repercussões econômicas da sua prestação,
o regramento da concessão adotará diferentes normas e condições, em que serão ponderados
os diversos elementos: prazo, tarifas, direitos e obrigações da concessionária, indicações de
investimento, dentre outros, para prover a adequada prestação do serviço público concedido
(Moraes, 1997).
O entendimento mais amplo dos serviços públicos é destacado também por Farina et al.
(1997, p.47):
“Enquanto muita atenção tem sido dada à regulação destas firmas, recentemente essa
atenção tem se deslocado no sentido de interpretar os SUPs [Serviços de Utilidade
Pública] como sistemas complexos de oferta que compreendem redes de transmissão e
14
distribuição dos bens e serviços gerados, operando dentro de mercados que
apresentem graus diferentes de complexidade no que diz respeito às suas estruturas.”
2.2 Característica de Indústria de Redes
A indústria de infra-estrutura é muitas vezes caracterizada pela necessidade de sistemas de
redes para prover adequadamente os serviços. Como exemplos típicos dessa indústria,
também denominada indústria de redes, citam-se: água, energia elétrica, telecomunicações,
gás natural, transporte ferroviário etc. Essas estruturas de redes apresentam características
fundamentais, presentes em maior ou menor grau, dependendo do tipo de indústria
considerada e da forma de sua organização. São descritas abaixo as principais características
das indústrias de rede, adaptadas de ANP (2001, p.22-31) e Farina, Azevedo e Picchetti
(1997, p.57)6.
a) Necessidade de grande volume de investimentos com longo prazo de maturação: trata-
se de indústrias de uso muito intensivo de capital. Segundo Weiss (apud Bitu e Born,
1993, p.23), “Emprego de capital a níveis de até 400% da receita anual é freqüente,
enquanto que no setor manufatureiro é usual que este número se situe em torno de
75%”. Tal necessidade de capital deriva do efeito cumulativo das características
econômicas das redes, como se vê a seguir, e do fato de seus ativos não poderem ser
fracionados, ou seja, se não forem construídos como um todo, deixam de ser
eficientes, freqüentemente tornando-se desperdício de recursos.
b) Alto custo fixo inicial: devido ao grande volume de investimentos, inicialmente tem-
se alto custo fixo de capital. Entretanto, depois de maturado o investimento, o custo
fixo tende a zero, restando somente os custos referentes ao fornecimento do serviço ou
bem, que são, geralmente, relativamente baixos. Conseqüentemente, menor será o
custo marginal de produção, ou seja, o custo adicional de fornecimento de mais um
metro cúbico ou quilowatt-hora a um cliente individual.
c) Instalações normalmente superdimensionadas: as redes são dimensionadas pelo pico
das demandas futuras, ou seja, devem ser capazes de responder, simultaneamente, às
fortes oscilações da demanda (que podem ser cíclicas e sazonais, mas às vezes são
6 Farina, Azevedo e Picchetti (1997, p.57) apresentam dez características fundamentais das estruturas de redes.
15
imprevisíveis) e ao crescimento sustentado e de longo prazo dessa mesma demanda.
Também, as redes devem ser projetadas de forma a facilitar sua ampliação e
manutenção (prever contingências aleatórias que possam resultar em panes do
sistema) e ainda ter sua oferta expandida em etapas bem definidas e escalonadas no
tempo. Por isso, as instalações são superdimensionadas em relação à demanda média
no presente, o que, por vezes, dificulta a alocação no preço cobrado pelo serviço do
custo dos investimentos realizados.
d) Presença de custos irrecuperáveis7: apesar dos altos investimentos demandados na
implantação de um sistema de redes, fora dessa cadeia de atividades normalmente
esses equipamentos, devido às suas especificidades, não apresentam qualquer
utilidade.
e) Presença de economias de escala8: em geral, quanto maior a demanda total, menor
será o custo unitário quando da construção de uma rede abrangente. Conforme
observou o economista Alfred Marshall, ao contrário da maioria dos setores
produtivos que seguem a “Lei dos Rendimentos Decrescentes9”, nas atividades de
infra-estrutura os rendimentos de escala não apenas eram inicialmente crescentes, mas
também não se tornavam decrescentes jamais. Desta forma, justifica-se a presença de
uma só empresa devido à preponderância das economias de escala, ou seja, quanto
maior a produção, menor o custo unitário da mercadoria produzida. Neste caso, ocorre
elevada “escala mínima de eficiência” que, no caso extremo, é superior ou igual à
totalidade do mercado. Tal característica, conforme se demonstra à frente, é um dos
pontos chave dos chamados monopólios naturais.
f) Presença de economias de escopo10: normalmente, na provisão de diversos serviços,
ocorre uma redução dos custos comuns e conjuntos. De fato, uma rede pode prover
7 Também conhecidos como sunk costs, ou seja, custos afundados. 8 Entende-se por economia de escala a redução de custo unitário resultante do aumento da produção. 9 O fisiocrata Jaques Turgot, em 1764, estabelecera a “Lei dos Rendimentos Decrescentes (de escala)” sobre a
qual se apoiou toda a evolução conceptual da ortodoxia econômica. Segundo essa Lei, a partir de certo ponto em
um processo produtivo, para um dado montante de capital, acréscimos de trabalho geram acréscimos cada vez
menores da produção total, até que, a partir de um segundo ponto, novos acréscimos acarretam diminuição e não
aumento da produção. 10 Entende-se por economia de escopo a redução de custo que ocorre quando, em uma firma que produz diversos
produtos (multiproduto), o custo é menor ao se produzir uma combinação de produtos do que fazê-lo em plantas
separadas.
16
múltiplos serviços. No caso do gás natural, pode-se dizer que um serviço, ou produto,
seria fornecer gás a baixa pressão para uso residencial e outro seria fornecer o mesmo
gás, porém com pressões mais elevadas, para uso industrial. Ambos os serviços
compartilham de custos comuns e conjuntos, tais como os de investimento, operação,
manutenção etc., obtendo-se redução de custo ao prover os dois serviços
conjuntamente.
g) Redução da necessidade da capacidade individual dos segmentos para atender a
demandas de picos locais: conhecido como fator de diversidade, considera que,
conforme anteriormente abordado, as redes são dimensionadas pelo pico das
demandas futuras. Entretanto, as demandas de pico, no caso do atendimento a diversos
segmentos, não serão a soma simples das demandas de pico individuais de cada um
dos segmentos, mas do conjunto dos segmentos atendidos; sabendo-se que cada
segmento apresenta características de demanda distintas, é improvável que os picos
das demandas individuais coincidam no espaço e no tempo.
h) Possibilidade de rotas alternativas de oferta dentro das redes: com a ampliação e
expansão das redes, a possibilidade de rotas alternativas de oferta amplia a
confiabilidade do fornecimento, pois numa eventual restrição à passagem em
determinado ponto da rede, o atendimento poderá ser feito por outra rota, alternativa.
i) Tamanho das redes e avanços tecnológicos que interagem permitindo a adoção de
diferentes serviços: o avanço tecnológico tem permitido utilizar as mesmas bases já
instaladas, ou parte delas, para a prestação de novos serviços. É o caso das redes de
gás natural, cujas tubulações subterrâneas de gás são acompanhadas de dutos menores
para a passagem de fios de fibras-ópticas, utilizados para a operação remota da rede de
gás. Nesse caso, tais dutos, que já fazem parte da base instalada para o fornecimento
de gás, podem ser utilizados para a transmissão de outras informações, dados, sinais
de TV, aceso à internet etc.
j) Geração de economias de aprendizagem: relacionadas com a experiência e adequação
ao uso do serviço, ou produto, observadas tanto em relação ao produtor, quanto em
relação ao consumidor. O processo ocorre justamente quando o fornecedor e o usuário
adquirem os equipamentos e a experiência que determina um ponto de difícil retorno,
em função da natureza específica dos investimentos, dos custos da mudança e dos
benefícios já acumulados. O alto grau de irreversibilidade das opções iniciais é então
revelado.
17
k) Geração de externalidades11 positivas e negativas: as indústrias de redes geram
igualmente significativos efeitos externos que podem afetar positiva ou negativamente
outros agentes econômicos ou a comunidade. Tais efeitos externos não são percebidos
sob a forma de lucros ou custos pela firma prestadora dos serviços. Dentre outros,
como exemplo de externalidades positivas, temos o desenvolvimento econômico de
determinada região; como exemplo de externalidades negativas, temos os impactos
ambientais gerados na implantação e na operação das redes.
O conjunto das características anteriormente citadas induz algumas conseqüências que geram
problemas potenciais de eficiência. O efeito cumulativo das características econômicas das
redes, em especial as economias de escala e de escopo, incentiva a estruturação de sistemas de
grande porte em relação às necessidades de um dado mercado. Assim sendo, a firma
prestadora dos serviços de rede deverá ter uma fatia majoritária do mercado para ser bem
sucedida. Ainda, os altos níveis de investimentos com longo prazo de maturação e
irrecuperáveis tendem a ser uma forte barreira à entrada de competidores potenciais. Por isso,
tais particularidades da indústria de redes tenderão a criar estruturas de mercado
inerentemente concentradoras, com forte apelo à integração, tanto horizontal12 quanto
vertical13. Essa dominância de mercado, por sua vez, fornece tanto o incentivo quanto o poder
para a adoção de estratégias anticompetitivas. A interação entre estrutura, dominância de
mercado e comportamento reforça a concentração e evita a competição generalizada.
Um ponto importante que caracteriza a indústria de infra-estrutura baseada em serviços de
rede é a interação entre atividades típicas de monopólio (normalmente caracterizando
monopólio natural) e outras potencialmente competitivas. No gás natural, por exemplo, as
atividades de transporte e distribuição caracterizam monopólio natural, enquanto a produção e
a comercialização podem ser desenvolvidas em ambiente de concorrência. Essa característica
será abordada mais adiante no texto, pois é de grande importância para a regulação.
11 Entende-se por externalidades os efeitos derivados da produção de uma mercadoria que não são considerados
na função de produção da firma que os gerou. 12 Integração horizontal refere-se ao mercado de um mesmo produto ou produtos assemelhados. Por exemplo: a
firma ampliar a prestação de serviços para nova localidade. 13 Integração vertical refere-se à cadeia produtiva. Por exemplo: a firma produzir também parte de sua matéria-
prima.
18
2.3 Conceitos Relevantes do Mercado para a Regulação
O conjunto de compradores e vendedores interagindo originam os mercados. Pindyck e
Rubinfeld (1999, p.10)14 definem mercado como sendo:
“Um mercado é, pois, um grupo de compradores e vendedores que, por meio de suas
reais ou potenciais interações, determina o preço de um produto ou de um conjunto de
produtos.”
A seguir, faz-se a distinção entre mercado competitivo e monopolista, concluindo que, de
modo geral, a competição é mais interessante, pois implica menores preços aos consumidores
e ótima alocação dos recursos; porém, em alguns casos especiais, o monopólio se justifica,
como nos chamados monopólios naturais. Antes, contudo, convém abordar sucintamente os
conceitos de eficiência econômica.
2.3.1 Conceitos de eficiência econômica
Na análise econômica, são utilizados basicamente três conceitos de eficiência: produtiva,
distributiva e alocativa. O conceito de eficiência produtiva está relacionado com a utilização,
com máximo rendimento e mínimo custo, da planta produtiva instalada e respectiva
tecnologia. Eficiência distributiva se refere à capacidade de redução, por meio da
concorrência ou de outro dispositivo, de rendas de monopólio ou outros ganhos temporários
por parte dos agentes individuais. A eficiência alocativa, por sua vez, é a situação na qual se
realiza o maior volume de transações econômicas, gerando maior renda agregada possível.
Segundo a teoria econômica, essa condição é garantida sob concorrência perfeita, isto é,
quando os preços se igualam aos custos marginais. Uma alternativa conceitual ao critério
estático da eficiência alocativa é a noção de eficiência dinâmica, que considera o mercado
como ambiente seletivo, ou seja, com capacidade de selecionar inovações de produto e de
14 Os autores consideram que um mercado representa mais do que uma indústria, que por sua vez “... é o
conjunto de empresas que vende o mesmo produto ou produtos correlatos.”
19
processo que resultem em redução futura de custos e preços e em melhoria da qualidade dos
produtos (Possas, Ponde e Fagundes, 1997, p.86).
2.3.2 Mercado competitivo
Em um mercado competitivo, a principal característica é a presença de muitos compradores e
vendedores, de tal modo que nenhum comprador ou vendedor possa individualmente influir
significativamente nos preços; a livre competição está presente, e um único preço – o preço
de mercado – geralmente prevalecerá (Pindyck e Rubinfeld, 1999, p.10).
Cabral (2000, cap.6) destaca cinco premissas básicas para que se tenha a condição de perfeita
competição. Primeira: atomicidade – deve haver muitos vendedores e compradores. Segunda:
homogeneidade – os produtos comercializados devem ser os mesmos, ou muito semelhantes.
Terceira: perfeita informação – todos os agentes devem ter conhecimento dos preços
praticados. Quarta: acesso igualitário – todas as firmas devem ter pleno acesso às tecnologias
de produção. E finalmente, quinta: livre entrada – qualquer firma pode entrar ou sair do
mercado conforme desejar, ou seja, não existem barreiras à entrada ou à saída.
Nesse mercado, o preço é determinado pelas quantidades ofertadas e demandadas, e a firma
aufere lucro máximo quando o preço for igual ao custo marginal de produção, gerando
máxima eficiência alocativa. Ou seja, beneficiam-se não somente os consumidores que
compram ao menor preço possível, mas também a sociedade como um todo, pois os recursos
estarão alocados da melhor forma na produção.
2.3.2.1 Restrições em mercados competitivos
Há uma certa tendência em considerar que, em um mercado competitivo, as forças da oferta e
procura são suficientes para promover seu equilíbrio. Entretanto, conforme ressalta Kahn
(apud Gomes, 1998, p.45), a competitividade excessiva pode comprometer a qualidade dos
bens ofertados. Quando a competitividade por preço for muito intensa, os produtores poderão
ficar tentados a cortar custos de produção, sacrificando a qualidade de seus produtos.
20
Outra falha que pode ocorrer em mercados competitivos é a possibilidade de uma situação de
excesso de capacidade produtiva. Sabe-se que a resposta a uma forte demanda por produtos
requer um certo tempo de resposta por parte dos fornecedores para aumentar a produção,
podendo ocorrer um descompasso temporal entre o aumento da oferta e da demanda, gerando
uma volatilidade de preços. Em tais condições, os agentes desse mercado podem vir a atuar de
maneira especulativa, sacrificando a eficiência alocativa (Gomes, 1998, p.45).
Finalmente, conforme argumentam Pasin e Carvalho (2001), buscando sobreviver em um
mercado em que o preço não consegue manter-se acima do custo marginal, as firmas têm
dificuldades em realizar investimentos em pesquisa e desenvolvimento, em novas instalações
e maquinário que reduziriam os preços e aumentariam as quantidades ofertadas no futuro.
Segundo Schumpeter (apud Pasin, 2001), em seu Capitalism, Socialism and Democracy:
“O impulso fundamental que configura e mantém o motor capitalista em ação vem de
suas inovações, dos novos produtos, dos novos métodos de produção, organização
industrial, mercados ou meios de transporte.”
De modo geral, no curto prazo os preços serão tão menores e as quantidades produzidas tão
maiores (portanto, maior será o nível de bem-estar social) quanto mais próximo da
concorrência perfeita estiver o mercado em questão. Ao mesmo tempo, mantendo-se os
demais fatores constantes, os preços serão tão maiores e as quantidades tão menores (e pior o
nível de bem-estar) quanto mais se caminhe em direção ao monopólio. Entretanto, no longo
prazo, o resultado do jogo pode tender a inverter-se. O bem-estar da sociedade corre o risco
de permanecer mais estagnado em determinados níveis de preços e quantidades, partindo-se
de uma situação mais próxima da concorrência perfeita; e terá havido tanto mais chances de
evolução na direção de redução dos preços e aumento nas quantidades (e conseqüentemente
melhoria no bem-estar), quanto mais concentrado estiver o setor, devido às maiores
possibilidades de investimento (Pasin, 2001). Concordando com essa abordagem, Possas,
Ponde e Fagundes (1997, p.87) destacam:
“Nas condições de um ambiente inovativo, como já havia destacado J. Schumpeter,
margens de lucratividade acima do nível competitivo podem ser não só toleráveis, mas
21
até certo ponto mesmo desejáveis, de forma a viabilizar investimentos em P&D e em
outros ativos de maior ou menor risco.”
A regulação deve levar em conta, pois, um trade off intertemporal entre rentabilidade (e,
portanto, preços), cabe dizer, eficiência alocativa – presente – e eficiência dinâmica – futura –
expressa na expectativa de novos e melhores produtos e processos.
2.3.3 Mercado monopolista
No caso do monopólio, sendo o único supridor de determinado produto, o monopolista
encontra-se em posição singular que lhe permite decidir sobre o preço do produto e,
conseqüentemente, a quantidade ofertada ao mercado. Ele não terá preocupação com
concorrentes que, cobrando um preço menor, poderiam capturar uma fatia maior do mercado
às suas custas. O monopolista é o mercado e tem completo controle sobre a quantidade de
produtos colocada à venda (Pindyck e Rubinfeld, 1999, p.357).
Segundo Manfield (apud Bitu e Born, 1993, p.90), são quatro as razões principais para o
surgimento de um monopólio. Primeiro: uma única firma pode controlar completamente o
suprimento de um insumo básico para a indústria. Segundo: uma firma pode tornar-se
monopolista porque seu custo unitário de produção atinge um mínimo para uma quantidade
de mercadoria suficiente para atender todo o mercado. São os chamados monopólios naturais.
Terceiro: a firma pode obter o monopólio sobre a produção de uma mercadoria, por deter
patente dos processos de produção utilizados. Quarto: a firma pode tornar-se um monopólio
por regulamentação governamental limitando a entrada de concorrentes no mercado.
O monopolista maximiza seus lucros ao determinar seu nível de produção de forma que a
receita marginal seja igual ao custo marginal. Essa relação está ligada à elasticidade-preço da
demanda, ou seja, o monopolista deve cobrar um preço que será tão maior quanto menor a
elasticidade (Cabral, 2000, cap.5).
A Figura 6 apresenta um gráfico esquemático dos modelos de competição e monopólio
descritos anteriormente. No esquema está representado: o par preço competitivo (PC) e
22
quantidade competitiva (QC); e o par preço de monopólio (PM) e quantidade de monopólio
(QM) (Pindyck e Rubinfeld, 1999, p.355-360).
Percebe-se
produzida (
quantidade
eficiência a
do bem-esta
Na prática,
O que realm
poder de me
é maior do
alocativa ou
com a dem
pela firma (
Figura 6 – Gráfico esquemático dos modelos de competição e
monopólio
Preço
PC
PM
QM QC
M
C
Rmg
Cmg
Quantidade
Fonte: adaptado de Pindyck e Rubinfeld, 1999, p.355-360
que numa situação de monopólio, o preço de venda (PM) é maior e a quantidade
QM) é menor. Na competição já ocorre o contrário, o preço (PC) é menor e a
(QC) é maior. Embora alcance a eficiência produtiva, o monopolista sacrifica a
locativa, pois sua conduta, produzindo menos e cobrando mais, resulta em perda
r.
não é muito freqüente a ocorrência de modelos puros de competição e monopólio.
ente se observa são casos intermediários entre os dois extremos. O conceito de
rcado ou de monopólio15, de modo geral, visa mensurar o quanto o preço cobrado
que o custo marginal da firma, sendo, por isso, uma medida da ineficiência
perda do bem-estar. O grau de poder de mercado está diretamente relacionado
anda, sendo esse grau inversamente relacionado à elasticidade-preço observada
Pindyck e Rubinfeld, 1999, p.368-379).
23
Dentre as razões descritas anteriormente para o surgimento de um monopólio, para efeito
deste trabalho, mercado monopolista será aquele monopólio criado por força de lei (quarto
caso visto anteriormente) e aquele com características de monopólio natural.
“A teoria econômica convencionou denominar monopólio natural os setores nos quais
uma única firma provê o mercado a um menor custo do que qualquer outra situação,
devido ao aproveitamento das economias de escala e de escopo” (Pires e Piccinini,
1998, p.5).
De modo geral, um monopólio natural é aquele cuja estrutura de custos é tal que estes são
minimizados com apenas uma única firma, em vez de várias menores em competição entre si.
Desta forma, embora a competição seja a forma de atingir maior eficiência, nestes casos pode
não ser uma alternativa viável (Cabral, 2000, cap.5). Exemplos típicos de monopólio natural
estão presentes nas indústrias de infra-estrutura, devido principalmente às características de
prestação de serviço público e necessidade de sistemas de redes para o provimento dos
serviços. Conforme destaca Silva (1997, p.120):
“As grandes redes de acesso múltiplo, que em geral são a base de situações de
monopólio natural, são sempre parte do campo do serviço de natureza pública pela
necessidade generalizada de seu acesso.”
No tocante às indústrias de infra-estrutura, o poder de mercado é provavelmente o caso de
falha de mercado mais relevante: em uma situação de extremo, para um monopolista, a única
restrição sobre os preços que essa firma pode praticar seria a disposição a pagar dos
consumidores, expressa pela curva de demanda, que então seria usada para definir a
quantidade a ser produzida voltada para a maximização de seus lucros, tipicamente
implicando um nível de preço acima do custo marginal. Na medida em que os consumidores
comumente apresentam demandas inelásticas por serviços de infra-estrutura, o poder de
mercado potencial das firmas que atuam nesses setores é grande (Farina, Azevedo e Picchetti,
1997, p.49).
15 A regra para obter o poder de monopólio foi introduzida pelo economista Abba Lerner em 1934, daí chamar-
24
2.4 A Regulação Econômica
“A presença de significativas economias de escala, técnicas (de produção e
distribuição) e gerenciais, configurando em muitos desses segmentos monopólios ou
oligopólios ‘naturais’, inviabiliza a completa fragmentação da estrutura de oferta
desses serviços, e impõe a necessidade de um regime de regulação capaz de fixar
normas de operação e tarifação, e critérios de aferição de desempenho para as
atividades a serem privatizadas ou sujeitas à concessão pública” (Possas, Ponde e
Fagundes, 1997, p.85).
Consolidando as informações vistas até aqui, quanto às características de serviço público e de
indústria de redes, observou-se que estas induzem ao desenvolvimento de estruturas de
mercado inerentemente concentradoras, com tendência à integração, tanto horizontal quanto
vertical. Além de apresentarem demandas generalizadas e pouco elásticas, os serviços
prestados geram externalidades positivas e negativas. Contudo, os conceitos de eficiência
econômica e de mercado competitivo e monopolista permitem concluir que, de modo geral, a
competição seria sempre a melhor solução, pois tende a um nível mais elevado de eficiência
alocativa, refletindo-se em maior bem-estar para a sociedade.
Conforme conclui a ANP (2001, p.31), tem-se aí um paradoxo. Uma indústria de infra-
estrutura, prestadora de serviços públicos, tende a ser monopolista e gozar de um poder de
mercado que pode conduzi-la a práticas anticompetitivas (por exemplo: ofertando menores
quantidades a preço superior), já que não sofre as pressões competitivas do mercado,
protegida que está por barreiras econômicas à entrada de outros agentes. Dessa forma, embora
sendo capaz de produzir e fornecer os serviços a custos unitários mais baixos, há espaço para
a prática de preços abusivos, sem haver repasse dos ganhos de produtividade ao consumidor
final. E ainda: a qualidade, a segurança e a continuidade do fornecimento dos serviços podem
ser afetadas em detrimento do bem-estar dos consumidores e da sociedade. Apesar de
potencializar ganhos associados, principalmente às economias de escala e de escopo, o
se Índice de Lerner de Poder de Monopólio (Pindyck e Rubinfeld, 1999, p.371).
25
monopólio, em tais casos, sem a devida supervisão pode não atender às necessidades da
sociedade e reduzir os impactos positivos gerados pelas indústrias de infra-estrutura.
Duas soluções principais foram encontradas para esse tipo de falhas de mercado que se
acumulam nos setores de infra-estrutura. Na tradição norte-americana, optou-se pela
concessão das atividades a empresas privadas e se ergueu, concomitantemente, um forte
aparato regulador com o objetivo de evitar condutas abusivas que prejudicassem os
consumidores. Na tradição européia, optou-se pela intervenção direta do governo e a
constituição de empresas estatais. Houve, porém, um consenso sobre a necessidade da
presença de um agente externo, sob controle público que exercesse uma função tutelar (ANP,
2001, p.31).
Existem diversas conceituações referentes à regulação16; entretanto, pode-se dizer que:
“A Regulação pode ser definida, em um sentido mais amplo, como a intervenção
governamental (federal, estadual ou municipal) no mercado com a intenção de
disciplinar o comportamento dos participantes do mercado e, conseqüentemente, dos
resultados do mercado. Por esta razão, envolve leis gerais de competição dentre outras
intervenções” (tradução livre de IEA, 1998, p.34).
É através da regulação, com suas normas e regras, que se realiza o controle, visando
minimizar as falhas de mercado, das indústrias de infra-estrutura. Para este trabalho, cujo
enfoque é a regulação econômica dos serviços de distribuição de gás natural canalizado,
utilizar-se-á conceituação proposta por Farina, Azevedo e Picchetti (1997, p.49):
“A regulação econômica é a prescrição para as situações de monopólio natural da qual
deriva o exercício de poder de monopólio.”
16 Conforme argumenta Gomes (1998, p.24) citando outros autores, o termo regulação apresenta um sentido
mais abrangente do que a simples intervenção do Estado na economia, que, no caso, seria regulamentação.
Entretanto, como as diversas publicações mais recentes de instituições como: BNDES, ANP e IPEA usam o
termo regulação, este será o adotado no presente trabalho.
26
Apesar de muito discutido e estudado nos últimos tempos, o tema da regulação ainda é
bastante controverso, cabendo destacar dois pontos relevantes: regulação versus competição;
e a importância da regulação para os investimentos.
2.4.1 Regulação e competição
“Ao contrário do que pode parecer – e não raro surge no discurso político sobre o tema
–, o objetivo central da regulação de atividades econômicas não é promover a
concorrência como um fim em si mesmo, mas aumentar o nível de eficiência
econômica dos mercados correspondentes” (Possas, Ponde e Fagundes, 1997, p.86).
Entende-se que muitas vezes esses objetivos são coincidentes, de tal forma que um aumento
da competição – espontâneo ou como resultado de política – freqüentemente conduz a maior
eficiência; porém, é importante destacar que tais objetivos nem sempre coincidem.
Pode-se argumentar que uma possível origem de tal confusão seja a constante vinculação dos
termos regulação e competição. Conforme destaca Villela e Maciel (1999, p.8), na percepção
atual de muitos especialistas, a regulação deve ser repensada, pois a necessidade de regular,
sempre que for possível, deverá ser substituída por soluções competitivas. Entretanto, é
fundamental que se leve em conta a estrutura do mercado que está sendo regulado.
A interação entre as opções de regulação e de competição é complexa, e por vezes conflitante,
principalmente no que diz respeito ao atendimento simultâneo dos critérios de eficiência
alocativa e produtiva (Farina, Azevedo e Picchetti, 1997, p.50).
2.4.2 Regulação e investimentos
Na ausência de comportamento crível por parte do regulador, conforme observam Farina et
al. (1997, p.73), as firmas apresentam tendência ao subinvestimento, pois temem não obter a
esperada remuneração dos seus investimentos, normalmente irrecuperáveis e de longo prazo
de maturação.
27
“Os investidores privados, por sua vez, tornam-se vulneráveis à ação arbitrária dos
governos, uma vez que os investimentos em infra-estrutura são irrecuperáveis. Desse
modo, a regulação também é um meio de proteger os investidores, ao induzi-los a
fazer investimentos a um custo razoável” (Villela e Maciel, 1999, p.8).
De fato, sofrendo forte pressão dos usuários (que por sua vez são eleitores), os governos
tendem a regular os preços em níveis mais baixos, prejudicando a remuneração justa dos
investimentos realizados. Corroborando esta idéia, Girds (2001, p.2) conclui que a boa
regulação deve proteger os consumidores do abuso de poder de mercado e prover um
ambiente previsível para os investidores.
Também, conforme abordado ao final do item 2.3.2.1 (Restrições em mercados competitivos),
os autores sustentam que os investimentos em P&D podem ser prejudicados pelo ambiente
demasiadamente competitivo, podendo-se dizer, pois, que a regulação é necessária para
proteger tanto usuários quanto investidores.
2.5 Restrições à Regulação
A prática da regulação envolve certas complexidades que muitas vezes são desconsideradas
na formulação das teorias, restringindo sua eficácia. A regulação deve ser pensada e
desenhada para adequar-se às condições do ambiente em que será aplicada.
Estando este tema fora do foco principal deste trabalho e por ser campo de estudo muito vasto
e complexo, serão apenas apresentadas algumas das principais restrições enfrentadas pelos
reguladores na formulação e na implementação da regulação econômica: assimetria de
informação, restrições contratuais, questão do principal-agente, e restrições administrativas e
políticas17.
2.5.1 Assimetria de informação
17 Apresentação mais ampla em Farina, Azevedo e Picchetti, 1997, p.58-67.
28
“... aspecto fundamental para a performance institucional das agências regulatórias se
refere à forma pela qual enfrentarão o problema de assimetria de informações” (Silva,
1997, p.131).
Questão de grande importância com relação à regulação econômica é a assimetria de
informação entre a firma e o regulador. Normalmente, parte-se da premissa de que o
regulador dispõe de informação tão qualificada quanto a da firma, o que pode ser fator
limitante à regulação. Lidando diariamente com as questões de custos, salários, desempenho,
demanda, tecnologia etc., uma firma terá muito mais conhecimentos do que um terceiro, no
caso o regulador. Quando muito, é possível que este último disponha de informações a
posteriori, ou um conhecimento distorcido quanto aos aspectos produtivos (Ramos, 1993,
p.66).
Estando em situação privilegiada, a firma buscará extrair uma renda derivada da
superioridade de informação de que dispõe, prejudicando a eficiência da regulação. Tal falha
de mercado pode, talvez, não ser solucionada, mas amenizada, adaptando a regulação e
considerando-a num contexto de assimetria de informações. Também, conforme destaca Silva
(1997, p.131), deve-se buscar um quadro permanente de técnicos para a agência reguladora,
de forma que a curva de aprendizado seja cumulativa.
2.5.2 Restrições contratuais
Conforme Farina, Azevedo e Picchetti (1997, p.58), restrições contratuais:
“São aquelas relativas à incapacidade de formularem-se contratos abrangentes para as
transações envolvendo uma atividade em questão. Uma vez que contratos são
inerentemente incompletos, não é possível à agência de regulação especificar com a
amplitude e a precisão desejadas os controles externo e interno sobre a empresa
privada objeto de regulação”.
Diante dessa incapacidade, ainda mais por se tratar de contratos normalmente de longo prazo,
freqüentemente exigem monitoramento e controle da prestação dos serviços.
29
Tanto a elaboração quanto o acompanhamento dos contratos envolvem custos significativos,
principalmente de pessoal, refletindo as complexidades legais e financeiras. Berg (apud
Gomes, 1998, p.42) considera que o custo das transações é aquele inerente ao funcionamento
do mercado: procura, avaliação e aquisição de determinado bem ou serviço. Para o autor, as
organizações podem ser vistas como uma coleção de contratos (formais e informais) que
determinam atores e responsabilidades.
2.5.3 Questão do principal-agente
A principal forma de estabelecer a regulação é mediante contrato, geralmente um contrato de
concessão, entre uma entidade responsável (principal) e uma firma (agente), objetivando a
execução de determinado serviço. O agente é que dispõe da informação qualificada sobre seus
aspectos produtivos e sobre sua performance, implicando um processo de execução e
gerenciamento desta relação contratual em contexto de informação assimétrica (Ramos, 1993,
p.68).
Nesse caso, incentivos são formulados de modo que as ações do agente contribuam ao
máximo para satisfazer os objetivos do principal. A presença de informações assimétricas e de
objetivos normalmente divergentes (em tese, o regulador objetiva maximizar o bem-estar
social, e a firma, o lucro) são duas dificuldades a serem trabalhadas.
Santana e Oliveira (1999, p.60-63) apresentam uma avaliação da regulação sob a óptica das
relações entre principais e agentes. Segundo os autores, a relação principal-agente é um pouco
mais ampla e complicada, pois os diversos grupos de interesses que influenciam o processo
regulatório (grupos sociais, governo, regulador e firmas) acabam por formar uma estrutura
com diversos níveis de relação entre principais e agentes, conforme esquematizado na Figura
7.
Grupos Sociais
Fonte: Santana e Oliveir
Figura 7 – Relação entre principais e agentes
Governo Regulador Firmas
a (1999, p.60).
30
Assim, na presença de objetivos divergentes e assimetrias de informação, cada elo na cadeia
será uma fonte potencial de ineficiência na formulação e na prática da regulação. Destacam
também o risco de eventuais ineficiências decorrentes da captura do regulador, “quando este
passa a confundir o bem comum com os interesses da indústria” que é por ele regulada. Os
autores concluem que os mecanismos regulatórios, apresentados como esquema de incentivos,
possuem inerentes ineficiências que podem levar ao colapso regulatório18, sendo, por vezes,
vantajoso minimizar a necessidade da atividade regulatória tanto quanto possível.
2.5.4 Restrições administrativas e políticas
“Restrições administrativas e políticas são representadas pelos limites impostos pela
legislação vigente ao escopo, aos instrumentos, e à dimensão temporal da atividade
regulatória por parte da agência. Esses limites reduzem, na prática, o conjunto de
contratos factíveis” (Farina, Azevedo e Picchetti,1997, p.58).
Leis e outros instrumentos legais podem restringir a atuação dos reguladores, assim como os
aspectos políticos podem prejudicar a eficiência regulatória. Dessa forma, a regulação deve
ser pensada dentro do contexto administrativo e legal vigente; e sua prática, além de clara e
transparente, deve ser, de certa forma, “independente” do meio político. Este último ponto,
segundo diversos autores, é um dos principais motivos para que as agências reguladoras
tenham certa autonomia em termos de tomada de decisão, contratação e formação de pessoal,
finanças etc. Entretanto, cabe esclarecer que:
“Independência não é um fim em si mesma. O que realmente importa não é se o
regulador é independente, mas se o Governo pode propiciar um verdadeiro
comprometimento para investidores e consumidores”. Tradução livre de Tenenbaum
(1996, p.5).
18 Segundo Santana e Oliveira (1999, p.62), “O colapso regulatório acorre sempre que as políticas de
intervenção através de regulamentações não conseguem remediar os problemas de mercado que supostamente
deveriam corrigir, ou ainda quando a intervenção gera conseqüências não intencionais adversas sobre a
eficiência”.
31
2.6 Conclusão do Capítulo 2
As indústrias de infra-estrutura, conforme se viu aqui, em geral apresentam dois aspectos que
as tornam diferentes das demais: muitas vezes visam à prestação de serviços públicos e
apresentam características de indústria de redes. Com relação ao primeiro aspecto, como em
geral as indústrias de infra-estrutura visam satisfazer as necessidades da coletividade,
implicam o provimento dos serviços seguindo as obrigações de continuidade, universalidade e
modicidade. Quanto ao segundo aspecto, o conjunto das características da indústria de redes,
conforme apresentado no texto, na busca pela eficiência, estimula a formação de estruturas de
mercado inerentemente concentradoras. A tendência à integração, tanto horizontal quanto
vertical, induz à formação de estruturas de mercado que não propiciam a competição
generalizada.
Segundo a teoria econômica, quando há competitividade, o preço é determinado pelas
quantidades ofertadas e demandadas no mercado pelos seus diversos vendedores e
compradores. Desta forma, tal concorrência seria capaz de garantir a máxima eficiência para a
sociedade por si só, sem nenhuma interferência, e respectivos custos. Entretanto, as indústrias
de infra-estrutura apresentam características que justificam, em algumas de suas atividades, o
estabelecimento de monopólios, naturais, pois a estrutura de custos é tal que estes são
minimizados com apenas uma única firma atuando.
Por não sofrer as pressões competitivas, uma estrutura de mercado monopolista gozará de
poder de mercado, sendo capaz de praticar preços abusivos, dentre outras práticas, em
detrimento do bem-estar da sociedade. Tal situação impõe a regulação para disciplinar o
comportamento desses agentes, quando não for possível estabelecer a competição. Conforme
sintetiza Ramos (1993, p.56):
“A gênese da regulamentação encontra-se em particularidades técnicas que implicam
em economias de escala e na inferioridade na solução competitiva. A possibilidade de
concorrência, ainda que parcialmente limitada a alguns setores, deve ser interpretada
como uma oportunidade de melhoria do bem-estar dos consumidores, evitando os
problemas de um processo de regulamentação”.
32
Em ambiente de mercado, a regulação é importante não só para garantir o adequado
atendimento às necessidades dos consumidores, mas também para assegurar a participação
dos diversos agentes nos investimentos necessários à prestação dos serviços.
Na formulação das teorias da regulação muitas vezes são desconsideradas algumas
complexidades presentes nos mercados; portanto, cabe destacar que a regulação deve ser
pensada para condições o mais possível perto do mundo real. Para tanto, a regulação deve
ponderar, principalmente, os seguintes fatores: que sempre vai existir assimetria de
informações entre a firma regulada e o regulador; que os contratos são inerentemente
incompletos e envolvem custos significativos; que a relação de incentivos entre principal e
agente é ampla e complexa, pois envolve diversos grupos de interesses; e que existem
restrições administrativas e políticas que impõem limites à atuação dos reguladores.
“A regulação técnica e econômica de um setor deve pautar-se no conhecimento do
mesmo e de seus agentes, suportando-se em base teórica que assegure consistência
temporal e credibilidade. A consistência nas ações do Regulador, que talvez possa ser
chamada Doutrina Regulatória, sinaliza estabilidade aos agentes econômicos e diminui
sua percepção do risco regulatório” (Krause e Pinto Jr., 1998, p.2).
Vistos os principais aspectos teóricos da regulação econômica da indústria de infra-estrutura,
no próximo capítulo serão exploradas as suas principais formas e características, apresentando
desde os métodos mais consagrados até as recentes inovações nesse campo.
33
CAPÍTULO 3 – MECANISMOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA
Foi visto no capítulo anterior que a regulação econômica visa coibir o exercício do poder de
mercado derivado das situações de monopólio natural. Neste sentido, a intervenção
objetivando disciplinar o comportamento dos participantes do mercado pode envolver desde
as diversas formas de incentivo à competição, até outras formas de controle. A literatura
apresenta uma série de possibilidades e exemplos práticos de como pode ser realizada essa
intervenção no mercado. Entretanto, cabe ressaltar que não existe uma fórmula absoluta, pois
os argumentos apresentados pelos diversos autores demonstram que para cada situação pode
haver um modelo mais adequado.
Dentre as diversas formas como o assunto é apresentado na literatura, nesta dissertação optou-
se por tratá-lo em dois aspectos iniciais: regulação da estrutura do mercado e regulação das
tarifas. Em ambos são feitas subdivisões, apresentados os principais modelos, suas respectivas
vantagens e desvantagens e onde foram ou estão sendo utilizados.
A apresentação dos diversos mecanismos de regulação foi baseada na pesquisa realizada a
diversas fontes bibliográficas, especiamente em livros de microeconomia, Pindyck e
Rubinfeld (1999); em publicações do IPEA, Villela e Maciel (1999), Farina, Azevedo e
Picchetti, (1997), Moraes (1997), Silva (1997), Possas, Ponde e Fagundes (1997); em
publicações do BNDES, Pires e Piccini, (1998) e em estudos acadêmicos, dentre outras.
3.1 Regulação da Estrutura dos Mercados
A estrutura do mercado é uma questão importante para a regulação que pode, através dos seus
atos, modificar tais estruturas, principalmente nos setores de infra-estrutura com atividades de
rede, nos quais tradicionalmente dominou a forma monopolista de mercado. As ações
regulatórias podem servir para quebrar as barreiras à entrada de novos concorrentes,
estimulando práticas competitivas. Deve ser buscada a estrutura de mercado vertical e
horizontal que seja mais eficiente. A estrutura horizontal se refere ao número de atores
participantes em uma indústria, às condições de entrada e saída do mercado e às fusões e
34
aquisições de empresas. Estrutura vertical diz respeito ao grau de participação de um firma
em diferentes estágios da cadeia de produção e estabelece regras para a interconexão de
outras empresas à rede (Gomes, 1998, p.62).
Nas indústrias de infra-estrutura, baseadas em serviços de rede, estão presentes dois
elementos em comum: atividades naturalmente de monopólio, tais como transmissão e
distribuição de energia elétrica e de gás; e atividades potencialmente competitivas, como a
geração de energia elétrica e a produção de gás (Farina et al. 1997, p.53). Esses últimos
necessitam do acesso às redes dos monopolistas para escoar seus produtos, sendo, desta
forma, o acesso às redes importante fator na definição da estrutura do mercado.
Farina, Azevedo e Picchetti (1997, p.53-56) e Gomes (1998, p.62-66) apresentam três
modelos de estruturas genéricos19: monopólio integrado verticalmente; integração vertical e
liberalização; e separação vertical. No primeiro modelo, como se pode ver na Figura 8, a
mesma firma (M) provê ambas as atividades, as de monopólio natural e as potencialmente
competitivas. O preço de acesso para os rivais potenciais não é uma preocupação, ao passo
que os preços para os consumidores necessitam de controle por parte do regulador. O modelo
apresenta a vantagem de menores custos de transação entre os atores participantes e pode ser
vantajoso para pequenos países, desde que sob um aparato regulatório adequado. Esse modelo
foi utilizado em setores de gás e eletricidade, dentre outros, na Grã Bretanha antes da reforma
da indústria de eletricidade.
No modelo de integração vertical e liberalização, demonstrado na Figura 9, uma firma (M)
provê as atividades de monopólio, porém compete diretamente com outras rivais nas
atividades potencialmente competitivas, embora deva conduzir essas atividades através de
uma empresa subsidiária, e não mais integrada, como no caso anterior. Os preços de ambas as
atividades devem ser regulados, sendo relevante o preço de acesso às atividades de
monopólio. Esse modelo foi utilizado na reestruturação da indústria de eletricidade da
Argentina e no sistema de telecomunicações britânico.
19 Bitu e Born (1993, p.27-31) apresentam seis modelos existentes ou propostos para o caso do setor elétrico.
35
Figura 8 - Monopólio integrado verticalmente
Atividades de Monopólio
Natural (redes) Firma M
Atividades Potencialmente
Competitivas Firma M
Regulação de Preços
Consumidores Mercado 1 Mercado 2
Fonte: Farina, Azevedo e Picchetti, 1997, p.55.
Figura 9 - Integração vertical e liberalização
Atividades de Monopólio
Natural (redes) Firma M
Fonte: Farina, Azevedo e Picchetti, 1997, p.55.
Mercado 1
Outras Firmas
Mercado 2
Regulação do Preço
de Acesso Atividades Potencialmente
Competitivas
Regulação de Preços
Consumidores
No modelo de separação vertical, uma firma provê apenas as atividades de monopólio, cujos
preços devem ser regulados. As atividades potencialmente competitivas devem estar a cargo
de outras firmas competidoras sem ligação com firma provedora das atividades de monopólio.
Esse modelo é muito comum nas experiências de privatização de monopólios estatais ou
privados.
36
A regulação tem papel importante, não apenas na definição da estrutura horizontal do
mercado, mas também na vertical. Quanto à estrutura horizontal alguns aspectos devem ser
considerados pela regulação: número ótimo de participantes no mercado; barreiras à entrada e
saída de novos participantes; existência de grandes unidades monopolistas; e fusões e
aquisições. Com relação à estrutura vertical, a regulação deve preocupar-se com:
desintegração vertical do mercado; acesso e interconexão de competidores às redes; separação
e diferenciação dos tipos de negócios (desempacotamento) envolvidos numa indústria;
formação de monopólios em mercados diferentes, mas verticalmente integrados.
Finalizando, cabe ressaltar que, na prática, pode haver outros modelos derivados dos
anteriormente apresentados e que o melhor modelo depende do contexto da indústria em
análise. De qualquer forma, a regulação da estrutura do mercado possibilita uma organização
que juntamente com a regulação de tarifas seja mais eficiente e, assim, desejável.
3.2 Regulação das Tarifas
A regulação tarifária é um dos aspectos mais importantes da regulação dos serviços públicos,
tendo em vista a necessidade, em um regime de monopólio natural, de se garantir tanto a
rentabilidade do investidor quanto a preservação dos interesses dos consumidores. (Pires e
Piccinini, 1998, p.5). As demais restrições, tais como as de informações, de contratos e
administrativas e políticas tornam ainda mais complexa a missão da regulação de resolver as
tensões entre as eficiências alocativa, distributiva e produtiva, além de introduzir mecanismos
de indução à eficiência dinâmica.
A definição das tarifas, tanto em nível quanto em estrutura, deve perseguir alguns princípios
gerais que variam segundo as características de cada setor e respectivos contextos. Os
princípios listados a seguir foram adaptados de Bitu e Born (1993, p.139-140) para o caso das
tarifas integradas do setor elétrico, e que devem obedecer aos seguintes princípios:
a) Princípio de eficiência: estimular o melhor emprego possível dos recursos econômicos
da sociedade, sinalizando aos consumidores a direção do mínimo custo e promovendo
o uso racional e a conservação;
37
b) Princípio de eqüidade: garantir uma certa igualdade de tratamento para os diversos
usuários que utilizam o sistema de forma semelhante;
c) Princípio de equilíbrio financeiro: promover o equilíbrio econômico-financeiro das
firmas provedoras dos serviços, gerando receitas capazes de cobrir os custos, permitir
uma rentabilidade razoável para o capital investido e garantir investimentos em
expansão e melhoria dos serviços;
d) Princípio de simplicidade: ser o mais simples possível, de modo a permitir a perfeita
compreensão dos consumidores;
e) Princípio de estabilidade: ser estabelecida de forma a conservar sua estrutura de
preços durante um tempo razoável, evitando grandes flutuações em períodos curtos;
f) Princípio de justiça: buscar a promoção da justiça social, podendo utilizar esquemas
de subsídio para consumidores de baixa renda.
Cabe ressaltar que muitas vezes pode haver conflitos entre um princípio e outro e que não
existem tarifas ideais.
A seguir são vistos os conceitos que possibilitam referências básicas à análise dos
mecanismos desenvolvidos para a regulação de monopólios naturais.
3.2.1 Políticas primeiro ótimo e segundo ótimo
Numa abordagem tradicional, a regulação pode ser entendida como tendo por regulador o
representante do interesse público, cujo objetivo é aumentar seu bem-estar, sendo a firma
prestadora dos serviços uma monopolista. O regulador atuará através da especificação de
regras que induzam a firma a atingir seus objetivos.
Como visto no capítulo anterior, em um primeiro momento o benefício social seria
maximizado com o preço no nível de mercado competitivo. Desta forma, uma primeira
solução para o regulador seria induzir a firma monopolista a ofertar seu produto com preço
igual ao custo marginal. Tal solução, também denominada primeiro ótimo (first-best),
proporciona a máxima eficiência alocativa. Entretanto, um problema com esta solução é a
eventual geração de lucros negativos para a firma. É o caso de quando o custo marginal é
constante ou decrescente, o que tipicamente ocorre com as indústrias de redes (monopólios
38
naturais), conforme abordado anteriormente. Nessa situação a receita cobrirá somente os
custos variáveis, e o lucro final será negativo no valor do custo fixo. Uma firma que apresente
lucros negativos no médio prazo provavelmente não sobreviverá. Visando atingir o resultado
prescrito pela política primeiro ótimo, é necessária alguma compensação à firma. Uma das
alternativas, por exemplo, é estabelecer um subsídio igual ao prejuízo que a firma registra.
Entretanto, esse problema pode ser resolvido pelo regulador se ele estabelecer um preço igual
ao custo médio de produção. Tal opção, intermediária entre a preço competitivo (igual ao
custo marginal) e o preço monopolista, é também denominada segundo ótimo (second-best).
Neste caso obtém-se uma solução inferior à do primeiro ótimo, mas ainda melhor do que a
liberdade plena ao monopolista, ao se estabelecer o preço igual ao custo unitário de produção.
3.2.2 Regulação pela taxa de retorno
Conhecida também como regulação pela taxa interna ou pelo custo do serviço, é o esquema
tradicionalmente utilizado para a regulação de monopólios naturais. Através desse critério, os
preços devem remunerar os custos totais (fixos e variáveis) e conter certa margem que
proporcione uma taxa interna de retorno atrativa ao investidor. Desta forma, sendo o preço
igual ao custo médio de produção, tem-se a opção do segundo ótimo.
O princípio deste mecanismo de regulação generalizou-se a partir da experiência dos Estados
Unidos iniciada no final do século dezenove, com a regulação de monopólios privados de
serviços públicos. Nos demais países ainda não havia tradição de regulação explícita, pois as
operadoras dos serviços públicos eram, em sua maioria, de propriedade pública [Viscusi,
Vernon e Harrington (apud Pires e Piccini, 1998 p.8)].
Conforme coloca Ramos (1993, p.24), como os serviços públicos demandam aplicação de
recursos significativos na constituição e ampliação dos ativos imobilizados, a fim de garantir
a oferta em condições adequadas, o regulador passa a oferecer uma regra que permite
remuneração “justa” ao capital imobilizado na provisão dos serviços, reduzindo os riscos da
escassez de investimentos. Supõe-se uma dupla preferência envolvida: os produtores preferem
limite na remuneração do capital à incerteza na viabilidade econômica de investimentos de
39
longa duração; e os consumidores sentem-se protegidos contra o abuso do poder de mercado
pelos monopolistas. Trata-se, portanto, de atuar sobre a variável investimento em capital fixo.
“A definição da taxa de retorno é uma forma indireta de determinação de preços, uma
vez que, através de sua aplicação, estes serão reajustados sempre que for necessária a
recomposição da receita, de forma a garantir a taxa de retorno permitida pela agência
reguladora” (Pires e Piccinini, 1998, p.8).
Possas, Ponde e Fagundes (1997, p.88-89) destacam os principais problemas desse
mecanismo como sendo: a dificuldade de avaliar custos, que servem de base para a
determinação do preço, especialmente devido à assimetria de informações entre a firma e o
regulador; o caráter controvertido da definição dos custos (históricos ou de produção); e a
definição da taxa de retorno arbitrada. De modo geral, também é criticado por induzir à
ineficiência (falta de estímulo à redução de custos) e à tendência ao investimento excessivo20,
além de acarretar elevados custos de regulação (obtenção e processamento de informações,
monitoramento de desempenho, consultoria etc.).
Tais problemas fizeram com que, na prática, o mecanismo da taxa de retorno comprometesse
dois objetivos preconizados para uma regulação tarifária ser bem sucedida, a saber: viabilizar
a simplicidade administrativa e induzir a eficiência econômica.
3.2.3 Regulação por limites de preços
Denominada também de regulação pelo preço teto (price-cap), preço máximo, ou controle de
preços, teve origem na Inglaterra na década de oitenta num contexto de reestruturação com
privatização de diversas empresas de infra-estrutura (Villela e Maciel, 1999, p.14).
O mecanismo constitui-se na definição de um preço teto para os preços médios da firma,
corrigido de acordo com a evolução de um índice de inflação, menos um percentual
equivalente a um fator de produtividade, para um período prefixado de anos (geralmente de
quatro a cinco anos). Esse mecanismo pode envolver, também, um fator de repasse de custos
40
para os consumidores (Pires e Piccinini, 1998, p.16). Em sua mais conhecida forma, tem-se a
seguinte equação:
Reajuste = RPI – X + Y (1),
sendo:
RPI = retail price index (índice de preços ao consumidor);
X = fator de produtividade; e
Y = fator de repasse de custos para os consumidores.
O mecanismo propõe uma solução para o problema de falta de incentivo à eficiência
produtiva do mecanismo da taxa de retorno. Conforme Moraes (1997, p.30), têm sido
observadas evidências de aumento de benefícios aos serviços e aos usuários nos setores que
adotaram a regulação pelo preço teto. No Reino Unido, o regime de price-caps é atualmente
utilizado em várias atividades: distribuição de energia elétrica e abastecimento de água, gás
natural e telecomunicações. No México, a tarifa média dos serviços de telecomunicações é
baseada em preço teto. Também nos EUA, as comissões estaduais têm aplicado esse método,
substituindo o tradicional, baseado na taxa de retorno. No Brasil, o mecanismo do preço teto
também está sendo utilizado. A autora destaca em seu artigo (p.11) que dentre os objetivos da
Lei No 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 – Lei Nacional de Concessões – consta:
“... instituição de política tarifária calcada no valor da proposta vencedora, de acordo
com os critérios contratuais, e não mais na garantia de remuneração fixa, visando
estimular a eficiência das empresas concessionárias...”.
Um dos objetivos do mecanismo de preço teto é o de eliminar os riscos e custos da ação
reguladora, sendo uma regra simples e transparente. Entretanto, o mecanismo requer a
definição, pelo regulador, de uma série de variáveis relevantes, como: indexador de preços e
fator de produtividade (fator X); grau de liberdade para a variação de preços relativos; grau de
extensão dos repasses dos custos permitidos para os consumidores (fator Y), e formas de
20 “É comum na literatura a recorrência ao termo efeito Averch-Johnson, que registra a tendência a investimentos
41
incentivo ao investimento e à qualidade do atendimento. Na prática, tem-se observado que a
definição de tais variáveis exige grande esforço do regulador e certo grau de subjetividade. Os
recentes processos revisionais ocorridos na Inglaterra mostraram que algumas das supostas
vantagens desse mecanismo em relação ao da taxa de retorno não estão ocorrendo na extensão
desejada (Pires e Piccinini, 1998, p.15-21).
Diversos autores apontam uma série de limitações do mecanismo de preço teto, podendo-se
destacar: Littlechild (apud Farina et al. 1997, p.69) que apontam as principais desvantagens
como sendo a difícil operação e a redução dos incentivos para a eficiência e a inovação,
distorcendo os padrões de investimento; Villela e Maciel (1999, p.15) destacam a
problemática da determinação do fator X; Ramos (1993, p.57), Possas et al. (1997, p.89) e
Pires e Piccinini (1998, p.15-21) colocam que a firma sujeita a regulação por um preço global
médio, price-cap, poderá estabelecer um subsídio cruzado, favorecendo seu desempenho no
mercado competitivo e/ou com maior elasticidade-preço da demanda, a partir de maior
margem no mercado monopolista e/ou mais inelástico; Yarrow (2001, p.14) coloca que o
preço teto aumenta o custo de capital e não incentiva investimento. “... é comparável, em
termos de negócios, à existência de um consumidor muito grande com substancial poder de
monopsônio”; e segundo Mayer e Vickers (1996, p.17), a regulação pelo preço teto, apesar
de, até recentemente, ter-se mostrado superior à forma americana da taxa de retorno,
atualmente tem sido criticada por apresentar uma série de fraquezas, como: conferir lucros
não merecidos às empresas reguladas e impor demandas insustentáveis aos reguladores.
Contudo, as críticas contra o mecanismo de preço teto parecem ser contestadas pelo seu
crescente uso em diversos setores de vários países. Desta forma, talvez não seja o mecanismo
ideal, mas o melhor dentre as opções. Ainda, observa-se que, na prática, esse mecanismo é
utilizado juntamente com esquemas de tarifas ótimas e mecanismos de incentivo
complementares formando modelos híbridos.
A utilização do mecanismo de receita teto é outra possibilidade a ser utilizada. Apresenta
filosofia similar ao mecanismo de limite de preços, em que a receita pode estar vinculada a
algumas características observáveis da produção da firma e que reflitam o montante de custo
excessivos.” (Ramos, 1993, p.27)
42
fixo. Esse mecanismo faz sentido em empresas de elevado custo fixo, nas quais a variação da
quantidade vendida pouco afeta a variação dos custos totais. Visa, desta forma, reduzir os
riscos advindos de uma flutuação na demanda que afetaria significativamente a receita, sem
que o mesmo se verifique nos custos. A título de exemplo, no caso da distribuição de energia
elétrica, a receita pode ser relacionada ao número de consumidores atendidos, que tem relação
com o custo fixo. Dessa forma, a receita teto reduz a exposição da firma ao risco sistemático,
sem prejudicar o incentivo para contenção de custos e o uso eficiente da energia (Gomes,
1998, p.59).
3.2.4 Tarifas com base nos custos marginais
Conforme visto no capítulo anterior, a indústria de infra-estrutura, geralmente caracterizada
pela prestação de serviços públicos através de redes, apresenta uma natureza produtiva de
múltiplos produtos ou serviços, dentre outras, seja pela diferenciação técnica (por exemplo: o
fornecimento de energia em alta tensão é um produto diferente em termos de valor agregado
do mesmo fornecimento em baixa tensão), seja por questões de demanda (o impulso
telefônico apresenta custos diferenciados em função do horário de utilização). Uma
distribuição adequada dos custos entre os diversos produtos é fundamental para a formação de
preços eficientes. O procedimento tradicional (contábil) para o rateio de custos comuns, em
que a alocação é feita de forma proporcional em função da receita, produção física ou custo
apurado, pela pouca atenção às condições de demanda pelos produtos, mostra-se ineficiente
para a formação dos preços (Ramos, 1993, p.50).
A tarifa ao custo marginal possui como característica básica um nível tarifário igual à média
dos custos marginais de cada fornecimento específico e uma estrutura tarifária também
diretamente resultante desses custos marginais (Bitu e Born,1993, p.38). Entretanto, o
problema da definição do preço pelo custo marginal para o caso do monopólio natural está
relacionado ao prejuízo com que a firma tem de arcar na política primeiro ótimo (first-best)
(Ramos, 1993, p.51). Segundo Breyer e Viscusi, Vernon e Harrington Jr. (apud Pires e
Piccinini, 1998, p.12-13) e Ramos (1993, p.51), a solução segundo melhor (second-best) para
a distribuição dos custos fixos é a adoção da Regra de Ramsey (Ramsey Pricing Rule) visando
evitar as perdas econômicas para as concessionárias e proporcionar bem-estar para os
consumidores. A regra estabelece que a distribuição dos custos fixos entre os vários produtos
43
deve ser feita por mark-ups sobre os custos marginais, na proporção inversa da elasticidade-
preço da demanda dos consumidores.
Pires e Piccinini (1998, p.13) apresentam algumas dificuldades para a aplicação prática do
critério de tarifas pelo custo marginal no setor elétrico, cabendo destacar: assimetria de
informações; penalização dos usuários de ponta (peak-users) pelo acréscimo dos custos fixos;
análise de custo e benefício para a adoção de medidores adequados, e aquisição de expertise
para a modelagem de previsão das curvas de elasticidade-preço e de curvas de demanda.
Ainda, apontam o confronto com restrições regulatórias relacionadas às características de
serviço público, tais como razoabilidade e preços não-discriminatórios e geograficamente
uniformes. Entretanto, os autores concluem que:
“Apesar de todas estas dificuldades, o critério tarifário baseado no princípio do custo
marginal representa uma evolução em termos de eficiência econômica. Para contornar
tais dificuldades, sua adoção tem ocorrido em conjunto com outros métodos
tarifários.”
Conforme colocam Bitu e Born (1993, p.38), mesmo que se adote algum enfoque tradicional
para a determinação do nível das tarifas, a estrutura tarifária é determinada mais
eficientemente considerando os custos marginais causados ao sistema. A denominada tarifa
integrada é obtida a partir das tarifas ao custo marginal, considerando o equilíbrio financeiro
da firma (indicando o nível tarifário médio adequado) e também aspectos de ordem política,
social, operacional etc.
Tarifas com base nos custos marginais têm sido utilizadas em diversos setores de vários
países: nos setores elétricos do Chile desde 1972, da França desde 1951 e nos EUA; na
Inglaterra para o mercado spot de energia elétrica; dentre outros (Bitu e Born, 1993 e Pires e
Piccinini, 1998).
3.2.4.1 Tipos de estruturas tarifárias baseadas nos custos marginais
As tarifas podem ser estruturadas e discriminadas de forma bastante variada, e na teoria é
possível definir uma tarifa para cada consumidor. Na prática, o grau de sofisticação da
44
estrutura tarifária é limitado por dificuldades diversas, como: derivadas dos sistemas de
medição e cobrança; pela compreensibilidade dos sinais de preço pelos consumidores; pelas
restrições de comercialização etc. (Bitu e Born, 1993, p.43).
A seguir são apresentados alguns tipos de estrutura tarifária adaptados das apresentadas para
o caso do setor elétrico de Pires e Piccinini (1998, p.12) e Bitu e Born (1993, p.43-45):
a) tarifas monômias: são as mais comuns e simples, usando preço único para o produto
consumido;
b) tarifas binômias: são as que incorporam dois componentes, um referente ao consumo e
outro referente à capacidade ou demanda máxima requerida no período de ponta do
sistema;
c) tarifas horo-sazonais: são as diferenciadas conforme o momento de utilização, por
exemplo, horas do dia (ponta e fora de ponta), e estações do ano (período úmido e
período seco);
d) tarifas em blocos: são as que apresentam preços unitários variando de acordo com o
consumo, podendo ser progressiva no caso de conter preços reduzidos para os
primeiros blocos de consumo, normalmente visando beneficiar consumidores de baixa
renda; ou podendo ser decrescente no caso em que o preço diminui com o aumento do
consumo, incentivando o aproveitamento das economias de escala do sistema;
e) tarifas interruptíveis: nestas o consumidor concorda com a suspensão do fornecimento,
normalmente pagando preços mais baixos;
f) tarifas em função do tempo de utilização: determinadas em função do tempo de
utilização dos consumidores, ou seja, em função do seu fator de carga, sendo
classificadas em curta, média e longa utilização;
g) tarifas instantâneas: são aquelas cujos valores apresentam variações em períodos
curtos de tempo, geralmente utilizadas para a comercialização de eventuais sobras do
sistema, compondo algumas vezes o mercado spot;
h) tarifas variáveis em função do preço do produto: consideram, além dos custos de
fornecimento, os preços dos produtos finais produzidos pelos consumidores, sendo
normalmente destinadas aos consumidores intensivos e vinculadas à comercialização
de grandes quantidades.
45
De forma geral, a incorporação do conceito do custo marginal nos critérios tarifários tem
resultado em efeitos relevantes, principalmente: melhor gerenciamento da demanda,
permitindo melhor aproveitamento da capacidade instalada e redução das necessidades de
investimento na expansão dos sistemas; e para a sinalização de preços de energia nos
denominados mercados spot.
3.2.5 Mecanismos de incentivos complementares à tarifação
3.2.5.1 Concorrência para a concessão
Também denominada concorrência por franquias (franchising bidding), consiste na licitação
pelo direito de explorar um monopólio natural. Segundo Gomes (1998, p.53), a competição
por esse direito limitaria o poder de monopólio, possibilitando a prestação do serviço com a
melhor relação preço/qualidade, caso o processo de licitação seja definido pelo menor preço
do serviço, ou possibilitaria maior valor pago ao Estado, caso o fluxo descontado seja o
critério de seleção da vencedora. Trata-se de competição pelo mercado em vez da competição
direta (no mercado), possibilitando também bons resultados em termos de eficiência produtiva
e alocativa, ao se reduzirem custos e preços.
No Brasil esse mecanismo vem sendo usado de acordo com a Lei No 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995 – Lei Nacional de Concessões. Conforme coloca Moraes (1997, p.31):
“A Lei de Concessões prevê que a tarifa do serviço público concedido deve ser fixada
de acordo com o valor da proposta vencedora da licitação...”.
Ainda que atrativo, a esse mecanismo são associadas algumas limitações, a saber: a
possibilidade de colusão entre os concorrentes pela franquia; a assimetria de informações
entre as firmas concorrentes e a atual detentora da concessão, privilegiando-a em relação às
demais; a reversão dos ativos imobilizados à empresa vencedora da licitação; a complexidade
dos contratos envolvidos na outorga da concessão; e o elevado custo de transação (Ramos,
1993, p.41-44 e Gomes, 1998, p.53). Cabe ressaltar ainda que o regulador terá de buscar
instrumentos para resolver o trade-off entre preço e qualidade, inerente a este tipo de contrato
com preços pré-estabelecidos, pois a firma poderá sentir-se estimulada a reduzir seus custos
46
para apropriar-se de lucros extraordinários em detrimento da qualidade dos serviços (Pires e
Piccinini, 1998, p.23). Uma regulação técnica eficiente é necessária nestes casos.
3.2.5.2 Benefício compartilhado
Também denominado escala móvel (sliding scale), lucro ou benefício compartilhado (profit
ou benefit sharing), de maneira geral consiste no compartilhamento de custos (perdas) e
lucros (ganhos), entre a firma e os usuários (Mayer e Vickers, 1996, p.1). Tais mecanismos
não são recentes e ganharam popularidade nos anos oitenta (Gomes, 1998, p.59). Apresentam
uso generalizado nos EUA, principalmente no setor de telecomunicações (Pires e Piccinini,
1998, p.11).
O modelo sugere, por exemplo, limites inferiores e superiores para as taxas de retorno do
investimento, ou para as taxas de distribuição de dividendos. Taxas superiores ao máximo
permitido levarão a firma a repartir parte de seu lucro extra com os consumidores. No sentido
inverso, taxas inferiores ao mínimo estabelecido permitirão que a firma repasse parte do
prejuízo aos consumidores (Gomes, 1998, p.59-60). Um exemplo de aplicação do mecanismo
de benefício compartilhado é apresentado por Laffont e Tirole (apud Gomes, 1998, p.60),
estabelecido em 1986 para a Companhia Telefônica de Nova York (New York Telephone
Company):
Tabela 1 – Exemplo de benefício compartilhado
Taxa de retorno, R (%) Ajuste da receita
Mais de 14% Receitas ajustadas para baixo em ½ (R-15)
Entre 13% e 15% Não há ajustes
Abaixo de 13% Receitas ajustadas para cima em ½ (13-R) Fonte: Laffont e Tirole (apud Gomes, 1998, p.60)
Como principais vantagens do mecanismo, destaca-se a possibilidade de o regulador
beneficiar os consumidores ao reduzir os preços em função dos ganhos de produtividade e
minorar o risco dos investidores ao repassar os eventuais custos não-previstos. Sua
desvantagem refere-se principalmente ao elevado custo regulatório, devido à apuração de uma
47
série de informações, em ambiente sujeito a problemas de assimetria de informações (Pires e
Piccinini, 1998, p.11).
O mecanismo de benefício compartilhado é uma opção a mais para o regulador utilizar
juntamente aos tradicionais taxa de retorno e preço teto, formando modelos híbridos (Gomes,
1998, p.60-61). Nesta linha, o artigo de Mayer e Vickers (1996, p.17), em que o mecanismo
profit-sharing é avaliado em contexto de regulação pelo preço teto com suas fraquezas,
conclui que este pode ser uma boa alternativa para aprimorar as falhas da regulação pelo
preço teto, alcançando, assim, melhores resultados.
3.2.5.3 Comparação de desempenho
Também conhecida como competição comparativa, regulação pelo desempenho ou por
gabarito (yardstick ou benchmark comparation). Procura introduzir estímulo à redução de
custos entre as firmas, reduzir as assimetrias de informação existentes e estimular maior
eficiência econômica [Armstrong et al. apud (Pires e Piccinini, 1998, p.24)].
A idéia consiste basicamente na introdução da disciplina do mercado por meio da comparação
do desempenho de firmas semelhantes em diferentes mercados ou de um protótipo eficiente
(firma-sombra). A avaliação da firma regulada é baseada em seu desempenho relativo.
Argumenta-se que esse mecanismo de regulação “... simula concorrência para estimular
comportamento eficiente” (Villela e Maciel, 1999, p.15). Para se ter um número adequado de
firmas semelhantes, pode-se optar pelo fracionamento, não excessivo, do monopólio,
possibilitando assim a comparação. Mayer e Vickers (1996, p.11) citam que, no Reino Unido,
algumas firmas prestadoras de serviços públicos (utilities), principalmente as de distribuição
de água e energia elétrica, foram privatizadas como monopólios regionais em vez de
nacionais. Nesses casos, existe a possibilidade de usar informações de performance tanto da
indústria como um todo, quanto individuais de cada firma. Segundo Moraes (1997, p.30-38),
outro exemplo de aplicação do mecanismo de comparação de performance pode ser
observado no Chile, no setor elétrico, e também no de telecomunicações, no qual, por
exemplo, a regulação prevê a comparação com uma firma hipotética, constituída com base
nas tendências internacionais de preços e custos, para servir como referencial para a fixação
de tarifas. A autora também destaca que no caso do Brasil:
48
“Os contratos de concessão do setor elétrico já contêm a semente para a implantação
dessa espécie de incentivo, uma vez que prevê, para a revisão tarifária, a ser procedida
após o sétimo ano de reajuste, as alterações nas estruturas de custo e de mercado da
concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto
nacional e internacional, e os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas.”
(Moraes, 1997, p.38).
A experiência tem mostrado que esse mecanismo pode ser utilizado de forma complementar à
regulação. Entretanto, alguns cuidados devem ser tomados. Armstrong et al. apud (Pires e
Piccinini, 1998, p.24) apontam a existência de um trade off entre três variáveis: quantidade de
firmas; eficácia do mecanismo de comparação de performance; e eficiência produtiva. Um
aumento do número de firmas melhora a eficácia do mecanismo, já que possibilita a expansão
da base comparativa à disposição do regulador; porém, pode reduzir a eficiência produtiva
das firmas, ocorrendo perdas de economia de escala e de escopo provocadas pela
fragmentação do mercado. Também, conforme citado por Gomes (1998, p.53-54) e Ramos
(1993, p.46-47), devem ser observados alguns aspectos, a saber: possibilidade de colusão
entre as firmas e a necessidade de uma similaridade da função de produção da firmas
(condições de custo e demanda semelhantes).
Concluindo, os mecanismos de comparação de performance podem ser interessantes para
ampliar a gama de informações disponíveis ao regulador e estimular a eficiência econômica.
Para tanto, além dos cuidados relacionados anteriormente, um aspecto relevante é a carreira
comum que, conforme será visto a seguir, relaciona-se à fragmentação do monopólio.
3.2.6 Modelos híbridos
Os diversos mecanismos até aqui apresentados para a regulação das tarifas apresentam pontos
fortes e fracos. Desta forma, muitas vezes torna-se adequado adotar os chamados modelos
híbridos, que são, em síntese, combinações, específicas para cada caso, das diversas
ferramentas de que o regulador dispõe para a regulação das tarifas. Como exemplo, observa-
se o uso de um dos mecanismos tradicionais de regulação pela taxa de retorno ou por limites
49
de preços, podendo incorporar estruturas tarifárias baseadas nos custos marginais, e ainda
utilizando alguns mecanismos de incentivos complementares à tarifação.
Visando destacar a importância dos modelos híbridos, Burns et al. (apud Gomes, 1998, p.61)
propuseram uma matriz de eficiência e regulação, bastante adequada para resumir toda a
questão tratada nesta seção.
Tabela 2 – Matriz de eficiência e regulação
Eficiência alocativa
Alta Baixa
Alta Modelos híbridos Limite de preços Eficiência
produtiva Baixa Taxa de retorno Monopólio não-regulado Fonte: adaptado de Burns et al. (apud Gomes, 1998, p.61)
Com relação à Tabela 2, o pior caso é o do monopólio não-regulado, pois além de não contar
com incentivos para reduzir custos, consegue, através de seu poder de mercado, praticar
preços elevados, restringindo a oferta dos produtos ou serviços. A regulação pela taxa de
retorno, apesar de limitar os ganhos do monopolista, proporcionando certa eficiência
alocativa, apresenta baixo poder de incentivo à eficiência produtiva, uma vez que não propicia
estímulo para a redução de custos. Na regulação por limite de preços, tem-se maior eficiência
produtiva, através do incentivo à redução de custos, porém sem que essa redução seja
compartilhada com os consumidores, prejudicando a eficiência alocativa. Por fim, os modelos
híbridos oferecem grande número de possibilidades que podem ser adequadamente
combinadas, visando alcançar a eficiência produtiva e alocativa.
3.2.7 Outras questões relevantes para a regulação das tarifas
3.2.7.1 Carreira comum
O mecanismo de carreira comum (common carrier) consiste na dissociação entre o
suprimento básico do serviço e os canais de transporte e distribuição, incentivando a
competição na produção (Gomes, 1998, p.54).
50
Ramos (1993, p.47) destaca que esse mecanismo vem sendo utilizado em uma série de
serviços, dentre os quais, nos casos da geração de eletricidade e da telecomunicação a longa
distância, a utilização comum do canal de transporte, possibilitando a concorrência entre
diferentes produtores, tem resultado na sua descaracterização como monopólios naturais. O
autor ainda aponta outros aspectos interessantes com relação ao mecanismo, a saber:
competição por melhores condições de aquisição do serviço no atacado, inclusive com o
desenvolvimento de mercados spot; redução do poder de mercado das firmas em relação ao
regulador; e melhora da informação disponível tanto ao regulador, quanto aos investidores e
acionistas, criando incentivos à eficiência através do controle corporativo (ver item a seguir).
Para efetivar o mecanismo, os principais aspectos a serem considerados e monitorados são: o
acesso aos sistemas (grid) de transmissão e distribuição que devem garantir uma perfeita
interconexão; a possibilidade de colusão; e a expansão do sistema que deve ser pensada de
forma integrada (Gomes, 1998, p.54) e (Ramos, 1993, p.47).
3.2.7.2 Exclusividade na prestação do serviço
Normalmente a prestação de serviços públicos com necessidade de redes se dá através da
outorga de concessão com direito de fornecimento única e exclusivamente pela
concessionária. Tal exclusividade, limitando a entrada de outro fornecedor, a princípio visa
proporcionar ao investidor a garantia do retorno do capital aplicado. Entretanto, com a
adequada separação das atividades potencialmente competitivas das tipicamente de
monopólio natural, é possível estabelecer a concorrência com o pagamento pelo acesso às
redes. No setor elétrico, por exemplo, o estabelecimento dos chamados clientes livres
possibilita a concorrência nas atividades de produção e comercialização mediante o
pagamento pelo livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição.
3.2.7.3 Competição no mercado de capitais
A competição no mercado de capitais pelo controle acionário da firma (takeover) seria mais
um estímulo ao comportamento eficiente. Entretanto, Ramos (1993, p.49) destaca que a
questão da ameaça de tomada de controle acionário é muito ampla e complexa, dependendo
de uma série de fatores e especificidades de cada caso. Ainda, o autor conclui que o investidor
51
de empresas de serviços públicos teria preferência por menores riscos, o que estimularia um
comportamento condizente com o mecanismo institucional em que a firma se insere.
3.2.7.4 Concorrência com produtos substitutos
Também conhecida como competição monopolista Chamberliana, a concorrência com
produtos substitutos refere-se à concorrência de indústrias que prestam serviços diferentes,
mas com o mesmo objetivo, ou seja, como o próprio nome indica, os serviços ou bens são
substitutos. Essa competição pode levar as firmas a praticarem preços moderados, mesmo que
possuam estrutura de monopólio natural. Nesses casos a regulação econômica pode ser
dispensável (Gomes, 1998, p.51-52).
O setor de energia apresenta bons exemplos desse tipo de mecanismo, como no caso do gás
natural que concorre diretamente com a própria energia elétrica e outros energéticos, tais
como: gás liquefeito de petróleo (GLP), óleos combustíveis, carvão mineral e lenha, dentre
outros. Esse aspecto da competição entre os diversos energéticos é muito relevante no caso da
regulação da atividade de distribuição do gás natural, assunto que será explorado com mais
detalhes no próximo capítulo. As inovações tecnológicas também possibilitam o surgimento
de produtos e serviços substitutos.
Finalizando, cabe ao regulador avaliar até que ponto a competição com produtos ou serviços
substitutos impõe à firma condições de eficiência satisfatórias.
3.2.7.5 Intervalos regulatórios
Normalmente os diversos mecanismos utilizados para regulação tarifária partem de uma
formulação estática. Entretanto, uma análise dinâmica é importante para entendimento dos
efeitos sobre as eficiências (Ramos, 1993, p.30-33).
O período compreendido entre as revisões de preços, conhecido como intervalo regulatório ou
lag regulatório, é caracterizado por incertezas tanto para as firmas quanto para os
consumidores, pois as condições inicialmente estabelecidas podem ser alteradas com o
decorrer do tempo, resultando em benefício ou prejuízo para ambas as partes. A definição do
52
intervalo entre as revisões está diretamente relacionada ao grau de aversão ao risco por parte
dos agentes envolvidos. Por exemplo: um menor intervalo é desejável no caso de grande
aversão ao risco, o que melhora a eficiência alocativa, uma vez que os preços estariam sempre
próximos aos custos. Entretanto, isto traria baixos incentivos à eficiência produtiva, visto que
a firma não seria estimulada a reduzir custos devido ao curto intervalo de revisão tarifária
(Pires e Piccinini, 1998, p.22-23).
Conforme Pires e Piccinini (1998, p.22-23), Gomes (1998, p.57), Ramos (1993, p.30-33) e
Bitu e Born (1993, p.32), alguns aspectos relevantes devem ser considerados na definição do
intervalo regulatório: primeiro, os custos incorridos em cada processo de revisão (pessoal
técnico, audiências, consultorias etc); segundo, os incentivo à redução de custos pela firma
devido ao fato de os preços permanecerem fixos durante um determinado período; e terceiro,
o comportamento da firma ao final do intervalo regulatório que pode trabalhar
estrategicamente tanto os níveis de custos quanto os de investimentos, visando beneficiar-se
na próxima revisão.
De maneira geral, a regulação deve avaliar a questão do intervalo regulatório, principalmente
com relação às variáveis: custo do processo, incentivos à eficiência e partição de ganhos e
riscos entre firma e consumidores. A definição do nível ou da estrutura das tarifas também se
relaciona à questão do intervalo regulatório, conforme será visto a seguir.
3.2.7.6 Regulação do nível ou da estrutura das tarifas
O preço médio é o parâmetro que define o nível das tarifas, que por sua vez define o volume
total de receitas da firma. Já a estrutura tarifária define a relatividade dos preços. A tarifa deve
satisfazer às necessidades financeiras da firma (nível tarifário) e, ao mesmo tempo, atender
aos objetivos de alocação eficiente dos recursos, igualdade e justiça social, estabilidade
relativa de preços, simplicidade e uso racional dos recursos (Bitu e Born, 1993, p.37-38)21. A
regulação pode determinar à firma tanto o nível, quanto a estrutura das tarifas, determinando
os preços e seus componentes para os diversos serviços, classes de usuários etc.
53
No primeiro caso, a firma, que por sua vez tem maior conhecimento dos seus custos e das
demandas do mercado, terá liberdade para estruturar as tarifas da forma que melhor lhe
convier. Por exemplo, a firma pode alterar as tarifas sempre que houver flutuação nos custos,
observando o nível de preço máximo permitido; ou praticar subsídios cruzados para captar ou
manter determinados consumidores. Com essa autonomia da firma, o regulador simplifica seu
dever, porém, corre o risco de que, buscando maximizar seus lucros, a firma pratique uma
estrutura tarifária que não se coadune com seus objetivos.
Já para o segundo caso, o regulador é quem determina a estrutura tarifária levando em conta
seu objetivo maior de maximizar o bem-estar social. Ele teria seu escopo de trabalho
ampliado e a necessidade de uma série de informações sobre as condições de custo e demanda
da firma.
A adoção de uma das opções anteriormente apresentadas depende de cada setor e de suas
especificidades, sendo possíveis também soluções intermediárias, tais como o
estabelecimento de níveis de preços máximos permitidos por segmento de mercado,
possibilitando liberdade à firma para estruturar os preços relativos dentro de cada classe de
consumo nesses segmentos. De qualquer forma, sempre haverá um certo trade off entre a
concessão, ou não, de maior autonomia à firma.
3.2.7.7 Necessidade de integração econômica regional
Considerando que a indústria de infra-estrutura influi no desenvolvimento econômico de
determinada região, e ainda, que as transações comerciais são influenciadas também pelo
conjunto de regras que disciplina a economia regional, um ponto que precisa ser levado em
consideração na definição do aparato regulatório é a necessidade de integração regional. Esta
integração deve ser pensada tanto no âmbito local, estadual e nacional, quanto no âmbito
continental e mundial. Com relação ao primeiro caso, por exemplo, sendo a regulação de
responsabilidade estadual, é interessante que um estado não apresente um esquema
regulatório divergente dos demais, pois pode desenvolver as regiões de forma distinta, além
de ser um empecilho para a comparação de performance entre as firmas de cada estado e,
ainda, para a formação de mercados secundários (spot), importantes para a comercialização de
21 Pires e Piccinini (1998, p.19-20) também abordam a questão, porém, de maneira mais relacionada ao
54
excedentes e o desenvolvimento da integração entre o setor elétrico e o de gás. Quanto ao
segundo caso, observa-se a tendência de união de grupos de países para formar blocos
econômicos, ou áreas de livre comércio, como União Européia, Mercosul, ALCA etc. A
regulamentação é influenciada pelos aspectos de comércio entre esses grupos de países, e as
regras também interferem na viabilidade de transações entre as partes. Os países que
atualmente estão criando áreas de livre comércio, tais como na Europa e na América do Sul,
precisam estabelecer determinados padrões mínimos quanto à regulação de seus mercados.
Conforme argumenta a ANP (2001, p.91):
“Existe em comum uma necessidade de criação de princípios gerais que guiem os
mercados de gás natural de forma a viabilizar a integração econômica pretendida
nestes dois grupos [Europa e América do Sul], reduzindo a incerteza e garantindo a
concorrência não discriminatória, seja entre empresas, seja entre os países.”
Na Europa, a indústria do gás natural está sofrendo uma série de reformas com a
implementação da Diretiva da União Européia (EU gas directive), adotadas com unanimidade
pelos países da União Européia em 1998. Em linhas gerais, essas diretrizes objetivam criar
um mercado de gás aberto dentro da Europa e aumentar a competição, levando em
consideração a segurança do suprimento (IEA, 2000)22.
3.3 Conclusão do Capítulo 3
Sendo necessária para disciplinar as atividades de indústrias de infra-estrutura, a regulação
econômica pode ser implementada através de diversos mecanismos. Dois aspectos principais
desta regulação podem ser tratados: a regulação da estrutura do mercado e a regulação das
tarifas.
Um aspecto fundamental para a regulação econômica é a forma como a indústria está
estruturada em termos das diversas atividades que compõem a sua cadeia produtiva. Nesse
sentido, a regulação da estrutura do mercado trata de buscar uma estrutura de mercado
mecanismo de preço teto (price-cap). 22 A International Energy Agency – IEA, em sua publicação Regulatory Reform: European Gas, de 2000,
apresenta muito bem as reformas regulatórias da indústria de gás que estão ocorrendo na Europa.
55
vertical e horizontal mais eficiente. Quanto à estrutura vertical, podem ser trabalhadas a
separação, ou não, das atividades que sejam efetivamente monopólios naturais, das
potencialmente competitivas. Três modelos de estruturas genéricos foram apresentados:
monopólio integrado verticalmente; integração vertical e liberalização; e separação vertical. A
avaliação da melhor estrutura deve levar em consideração as vantagens e desvantagens de
cada modelo, comparando, frente às características específicas da indústria sob análise, os
potenciais ganhos de eficiência e os respectivos custos. Com relação à estrutura horizontal, a
regulação deve atentar, dentre outras, para: o número de participantes; barreiras à entrada e
saída; grandes unidades monopolistas; e fusões e aquisições.
Quanto à regulação das tarifas, o mecanismo mais tradicional de regulação econômica dos
serviços de infra-estrutura, a regulação pela taxa de retorno, é utilizado pela maioria dos
países para os setores de energia elétrica, telecomunicações, gás canalizado, dentre outros. Tal
mecanismo remunera o custo médio de produção (opção segundo melhor) e, devido a este e
outros aspectos, apresenta algumas deficiências, principalmente a falta de estímulo à redução
de custos, a tendência ao investimento excessivo e os elevados custos de regulação.
No mecanismo de regulação por limite de preços, através do estabelecimento de preços
máximos e de maior tempo de revisão, procura-se estimular as firmas ao comportamento mais
eficiente, principalmente pela redução e melhor alocação dos custos. Diversos países que têm
implementado reformas em suas principais indústrias de infra-estrutura têm substituído o
tradicional mecanismo da taxa de retorno pelo de limite de preços. Entretanto, apesar do
crescente uso desse mecanismo, várias críticas são feitas, principalmente por exigir grande
esforço e certo grau de subjetividade do regulador, em especial para determinar o fator de
produtividade (fator X) e possíveis distorções nos padrões de qualidade e investimento nos
serviços.
A Tabela 3 apresenta uma síntese dos mecanismos básicos de regulação das tarifas,
evidenciando os fatores chaves de cada um e suas respectivas implicações em termos de
incentivo a investimento, eficiência e inovação tecnológica e o necessário aparato regulatório.
Visando sintetizar as informações, na tabela são utilizadas abreviaturas. Por exemplo: a
expressão “> taxa >”, localizada na linha do mecanismo de taxa de retorno com a coluna
incentivo a investimentos, significa que o incentivo a investimentos é maior quanto maior for
56
a taxa de retorno para o mecanismo da taxa de retorno. Já a expressão “> fator X <”, na linha
do mecanismo de limite de preços com a coluna incentivo à eficiência, significa que o
incentivo à eficiência é maior quanto menor for o fator X.
Tabela 3 – Mecanismos básicos de regulação das tarifas
Fatores
chaves
Incentivo a
investimentos
Incentivo à
eficiência
Aparato
regulatório
Inovação
tecnológica
Taxa de
retorno
Informação
Intervalo
Taxa
Grande
> taxa >
Pequeno
> intervalo >
Grande
> informação >
Pequena
> intervalo >
Limite de
preços
Informação
Intervalo
Fator X
Pequeno
> fator X <
Grande
> intervalo >
> fator X <
Grande
> informação >
Relativa
> intervalo >
Fonte: elaboração própria, adaptada de Ramos (1993, p.87)
Na prática, os dois principais mecanismos básicos de regulação tarifária têm sido utilizados
com esquemas de tarifas ótimas e mecanismos de incentivos complementares, visando
aprimorar os pontos fracos, formando assim, modelos híbridos. Tarifas com base nos custos
marginais podem ser utilizadas na elaboração de estruturas tarifárias mais eficientes por
indicarem os reais custos causados ao sistema. A concorrência para a concessão é uma forma
de limitar o poder de mercado, garantindo a prestação do serviço de modo mais eficiente,
diminuindo o preço e melhorando a qualidade.Trata-se de competição pelo mercado em vez
de competição no mercado. Com o mecanismo do benefício compartilhado é possível
compartilhar custos e lucros, entre a firma prestadora dos serviços e os consumidores. Assim,
a firma tem incentivo para o comportamento eficiente, mas repassa parte dos ganhos aos
consumidores. A performance da firma prestadora do serviço regulado também pode ser
avaliada por comparação de seu desempenho com o de outras firmas semelhantes.
Foram também apresentadas no capítulo outras questões relevantes à regulação econômica
das tarifas, das quais destacam-se principalmente: 1) a concorrência com produtos substitutos,
podendo aliviar o aparato regulatório necessário caso a firma monopolista regulada tenha de
concorrer com outros produtos substitutos fornecidos por outras firmas reguladas ou não; e 2)
a necessidade de integração econômica regional, exigindo a aplicação de princípios gerais,
podendo ser tanto no âmbito nacional, quanto continental.
57
Com a apresentação dos principais mecanismos da regulação econômica, fica subentendido
que a aplicação de determinado mecanismo ou conjunto destes vai depender de cada caso. A
ponderação dos pontos positivos e dos negativos para cada esquema de regulação que for
pensado é que determinará a alternativa mais conveniente. No próximo capítulo é apresentada
uma visão geral da indústria do gás natural, com foco na análise da atividade de distribuição e
na avaliação da regulação aplicada nessa atividade.
58
CAPÍTULO 4 – REGULAÇÃO ECONÔMICA DA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS
NATURAL CANALIZADO NO BRASIL
As mudanças recentemente ocorridas na indústria do gás natural fazem parte de um processo
mais amplo, de reforma do papel do Estado na economia. Ao longo de diversas décadas o
desenvolvimento de tais indústrias esteve atrelado ao investimento estatal, e a regulação, por
sua vez, na maioria dos casos, ocorria no interior da empresa.
A avaliação da regulação da indústria do gás natural no Brasil deve levar em consideração o
contexto maior em que essa indústria está inserida. Conforme coloca Krause e Pinto Jr. (1998,
p.2-3):
“O mercado brasileiro de GN pode ser descrito como incipiente, função da sua baixa
penetração na matriz energética e da pequena extensão dos gasodutos em um país de
dimensões continentais. A análise de sua regulação deve ter este ponto presente como
pano de fundo, relativizando as comparações com países onde tal indústria é mais
desenvolvida, ressaltando a necessidade de conceder incentivos para atrair agentes
para o setor.”
Partindo da base teórica levantada nos dois primeiros capítulos, o desenvolvimento do tema
principal da dissertação – avaliação da regulação econômica da distribuição do gás natural
canalizado – segue, então, em duas linhas principais. A primeira descreve a atual regulação
quanto à estrutura de mercado com base nos dois principais marcos legais relacionadas à
indústria brasileira de gás natural, a Constituição Federal e a Lei 9.478/97, também conhecida
como Lei do Petróleo. Na segunda seção destacam-se os principais mecanismos de regulação
das tarifas presentes nas diversas distribuidoras do País, resultantes das pesquisas nos
contratos de concessão com os respectivos estados.
59
4.1 Estrutura do Mercado
Por mais de quatro décadas, no caso da indústria do gás natural, a Petrobras exerceu o
monopólio das diferentes atividades da cadeia, sendo verticalmente integrada. Entretanto, o
questionamento da gestão estatal em setores relacionados à infra-estrutura levou a um
processo de reforma institucional em tais segmentos (ANP, 2002b, p.1).
Atualmente, a indústria do gás natural no Brasil está estruturada, de forma desverticalizada,
em produção, transporte e distribuição. Conforme ilustra a Figura 10, a regulação se encontra
sob responsabilidade tanto da esfera federal, caso das atividades de produção, importação e
transporte, quanto da estadual, caso da atividade de distribuição.
A Lei do Petr
compõem as in
federal, pela reg
No caso brasile
estar localizada
em outros paíse
natural ou aind
Fonte: ANP, 2002b, p.3
Figura 10: Estrutura do mercado e competência regulatória na
indústria brasileira do gás natural
óleo, que estabelece os princípios básicos que norteiam as atividades que
dústrias de petróleo e gás natural, também criou a ANP, responsável, na esfera
ulação das atividades de produção, importação e transporte de gás natural.
iro, o fato de a competência regulatória específica, referente ao gás natural,
na ANP, constitui rara experiência. As reformas da indústria de gás natural
s têm contemplado a criação de uma entidade regulatória específica para o gás
a a fusão com a entidade regulatória do setor de energia elétrica (Colômbia –
60
CREG, EUA – FERC, Reino Unido – OFGAS/OFFER). Em contrapartida, cabe lembrar que
a participação do gás natural na matriz energética brasileira é muito inferior àquela observada
nos países industrializados e mesmo em outros países latino-americanos, como, por exemplo,
a Argentina. Ainda, o gás natural produzido no País provém de reservas de gás associado ao
petróleo (Krause e Pinto Jr., 1998, p.11).
4.1.1 Atividade de produção e processamento
De forma geral, os agentes de produção e processamento extraem o gás dos campos de
produção, em mar ou em terra e, através de uma unidade de processamento, beneficiam o gás
natural para deixá-lo nas condições de uso estabelecidas nas normas pertinentes23.
A Lei do Petróleo estabelece, em seu artigo 21, que os direitos de exploração,
desenvolvimento e produção de gás natural em território nacional pertencem à União,
cabendo à ANP sua administração. Segundo essa Lei, as definições de tais atividades são:
a) exploração: avaliação de eventual descoberta de petróleo ou gás natural, para sua
determinação de comercialidade (avaliar áreas e identificar jazidas);
b) produção: conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural
de uma jazida e preparação para sua movimentação;
c) desenvolvimento: conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as
atividades de produção de um campo de petróleo.
No artigo 23, a mesma legislação prescreve que essas atividades devem ser exercidas
mediante contratos de concessão, precedidos de licitação. Em agosto de 1998 foram
concedidas à Petrobras 397 áreas. A partir de janeiro de 1999 começaram a ser estabelecidas
parcerias entre a Petrobras e outras empresas para exploração de algumas dessas áreas e
outras 33 áreas foram concedidas (BARONE e GIORGI, 2001).
23 Atualmente a Portaria Nº 104, de 8 de julho de 2002, estabelece a especificação do gás natural, de origem
nacional ou importado, a ser comercializado em todo o território nacional.
61
Com relação ao processamento, segundo determinações descritas na Portaria ANP Nº 28 de
1999, ficou estabelecido que a construção, a ampliação e a operação de unidades de
processamento de gás natural são feitas mediante prévia e expressa autorização da ANP.
4.1.2 Atividade de transporte
O transportador é o agente responsável pelo transporte do gás natural a alta pressão, através
de gasodutos, do produtor à distribuidora ou, em alguns casos, diretamente ao consumidor
final.
Para a construção e operação de gasodutos de transporte é necessária autorização da ANP. A
Lei do Petróleo, em seu artigo 56, estabelece que qualquer empresa ou consórcio poderá
receber autorização da ANP para construir instalações e efetuar qualquer modalidade de
transporte, seja para suprimento interno, seja para importação e exportação. A
regulamentação da construção e operação da infra-estrutura de transporte se dá de acordo com
a Portaria ANP N° 170, de novembro de 1998. Desde que essa Portaria entrou em vigor, ANP
autorizou a construção de diversos empreendimentos importantes para o incremento da malha
nacional de gasodutos. Cabe destacar que ainda está em análise uma série de pedidos para
autorização, conforme se vê na Tabela 4, abaixo:
Tabela 4 – Pedidos de autorização para construção e operação de gasodutos – em análise
Instalação Empresa Tipo Extensão (km)
Capacidade (milhões m³/dia)
Gasoduto Cruzeiro do Sul Gasoducto Cruz del Sur do Brasil Construção 410 12
Gasoduto São Carlos – BH Petrobras Construção 500 7,5Gasoduto Itu – Gasan Petrobras Construção 145 6Gasoduto Campinas – Rio Petrobras Construção 480 5,8City-gate de Paracambi (GASVOL) Petrobras Construção - -Estação de Compressão Atibaia (GASBOL) TBG Construção - -Estação de Compressão Guararema (GASBOL) TBG Construção - -
Nota: Os gasodutos marcados em vermelho não são instalações que estão sendo analisadas pela ANP. Sãoapenas atuais sinalizações do mercado quanto a novos gasodutos.
Gasoduto da Integração ADTP Construção nd ndGasoduto do Oeste ADTP Construção 731 nd
Me
tran
Fonte: ANP, 2002b, p.5
rece destaque o fato de que a Lei do Petróleo prevê livre-acesso à infra-estrutura de
sporte em seu artigo 58, conforme segue:
62
“Art. 58. Facultar-se-á a qualquer interessado o uso dos dutos de transporte e dos
terminais marítimos existentes ou a serem construídos, mediante remuneração
adequada ao titular das instalações.
§1º A ANP fixará o valor e a forma de pagamento da remuneração adequada, caso não
haja acordo entre as partes, cabendo-lhe também verificar se o valor acordado é
compatível com o mercado.
§2º A ANP regulará a preferência a ser atribuída aos proprietários das instalações para
a movimentação de seus próprios produtos, com o objetivo de promover a máxima
utilização da capacidade de transporte pelos meios disponíveis. Uma vez construídos
os gasodutos, deve ser garantido o livre acesso de terceiros interessados às redes de
transporte. Estão sob responsabilidade da ANP a certificação de que as tarifas de
transporte são consistentes com as condições de mercado, a mediação de conflitos,
bem como a regulamentação da preferência dos proprietários das redes.”
A regulamentação desta Lei veio com a publicação da Portaria ANP N° 169, de novembro de
1998, que vigorou daquela data até abril de 2001. Como esse regulamento necessitava de
aperfeiçoamento, foi elaborada uma minuta de portaria e disponibilizada para consulta
pública em fevereiro de 2001, recebendo inúmeras sugestões de 25 distintos agentes, entre
representantes da indústria e do meio acadêmico. Segundo a ANP (ANP, 2002b, p.4-7), a
abrangência e a complexidade dos temas relacionados à minuta, aliadas à premência de
expansão da capacidade de dutos no País, a fim de atender às demandas impostas pelo PPT,
levou à publicação, em junho de 2001, da Portaria ANP Nº 98. Essa norma introduziu apenas
uma parte da regulamentação proposta, referente à expansão de capacidade das malhas de
transporte, contida na minuta original. O processo de elaboração de uma regulamentação
definitiva a respeito do livre acesso teve continuidade, optando-se, porém, por segmentar a
norma em uma série de regulamentos distintos, de acordo com os temas incluídos na minuta
original. Assim, o livre acesso às instalações de transporte de gás natural, que seria
regulamentado por apenas uma portaria, está sendo regulamentado pelo conjunto de normas
relacionado a seguir24.
24 Minutas de portaria ficaram disponíveis para consulta pública na página da ANP na internet para
contribuições até setembro de 2002, sendo que as versões finais ainda não foram publicadas.
63
a) Portaria de livre acesso às instalações de transporte de gás natural;
b) Portaria ANP Nº 254 de 11/09/2001 - regulamenta o processo de resolução de
conflito;
c) Portaria de informações a serem enviadas pelos transportadores e carregadores de gás
natural à ANP, ao mercado e aos carregadores;
d) Portaria de cessão de capacidade de transporte de gás natural; e
e) Portaria de critérios tarifários.
Até o momento, o livre acesso tem sido resultado de processos de resolução de conflitos entre
agentes, mediados pela ANP. Os resultados dos conflitos, todos envolvendo a TBG e algum
outro agente, são apresentados na Tabela 5.
Tabela 5 – Resolução de conflitos de livre acesso
Empresa Tipo de Serviço
Volume (milhões m³/dia) Período Mercado
Potencial
Enersil Não-firme 1 set/2000 a set/2001 (renovável por mais um ano) MS e SP
0,8 abr/2001 a ago/20011 set/2001 a dez/2003
Firme CP 2,1 set/2001 a dez/2002
Não-firme SPBritish Gas
Os princ
Petróleo
principa
a) o
t
s
b) g
c) t
Fonte: ANP, 2002b, p.6
ípios que nortearam os pareceres de resolução de conflitos estão baseados na Lei do
(em seus artigos 1º e 58) e na Portaria ANP N° 169 de 1998, agora revogada. Os
is objetivos levados em consideração durante a elaboração desses pareceres foram:
papel do transportador deve ser a maximização do uso de sua infra-estrutura de
ransporte e não deixar de disponibilizar capacidade a fim de proteger o mercado de
eus acionistas;
arantia do livre acesso, a fim de beneficiar o desenvolvimento do mercado;
ratamento não-discriminatório a todos os agentes; e
64
d) promover a competição no segmento de suprimento e produção de gás natural, por
meio da entrada de novos agentes.
4.1.3 Atividade de comercialização
As atividades de comercialização do gás natural produzido em território nacional podem ser
exercidas por qualquer agente, sem necessidade de autorização da ANP. Entretanto, seu preço
é regulado através de ato conjunto dos Ministérios das Minas e Energia e da Fazenda. A
atividade de comercialização de gás importado, entretanto, só pode ser exercida mediante
autorização de importação emitida pela ANP. Os requisitos necessários à obtenção da
autorização estão na Portaria ANP N° 43 de 1998. A Tabela 6, a seguir, sintetiza as
autorizações concedidas, e atualmente válidas, pela ANP para importação de gás natural.
Tabela 6 – Autorizações para importação de gás natural no Brasil
Empresa Importadora País de Origem
Data de Início da Importação
Volume Máximo (milhões m³/dia)
Mercado Potencial
SULGÁS Argentina 2o trim./2000 15 RSEPE – Empresa Produtora de Energia Argentina 4o trim./2001 2,21 Usina de Cuiabá
Pan American Energy Argentina 1o trim./2003 15 RS, SC e PRPan American Energy Bolívia 2o trim./2000 3,5 SPEnron Comercializadora de Energia (ECE) Bolívia janeiro/2003 2,8 Usina de Cuiabá II
BG Comércio e Importação Ltda. Bolívia abril/2001 3 COMGÁS
Petrobras Bolívia julho/1999 30 MS, SP, RJ, MG, PR, SC e RS
Gasocidente Bolívia agosto/2001 4,718 Linepack
Guardian do Brasil Bolívia dezembro/2002 0,150 Uso Próprio (fábrica de vidro)
Nadir Figueiredo Bolívia março/2002 0,100 Uso Próprio (fábrica de vidro)
Fonte: ANP, 2002b, p.7
Apesar de atualmente estarem válidas autorizações que perfazem um montante de mais de 76
milhões m³/dia, o volume de gás natural efetivamente importado está em torno de 15 milhões
m³/dia (setembro de 2002). Desse total, em 2001 vieram da Bolívia 83,7% do volume de gás
importado, enquanto o restante foi proveniente da Argentina (ANP, 2002b, p.7-8).
65
O volume de gás da Bolívia importado pela Petrobras, via Gasoduto Bolívia-Brasil (que corta
os estados de Mato Grosso, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul), são
demandados principalmente pelas companhias locais de distribuição de gás canalizado, e seus
principais consumidores são refinarias, grande indústrias e usinas termelétricas. O volume de
gás argentino atualmente importado pela SULGÁS destina-se exclusivamente ao atendimento
da UTE de Uruguaiana, operada e controlada pela AES, com potência instalada de 600 MW.
4.2 Atividade de Distribuição do Gás Natural Canalizado
Em todas as atividades da indústria do gás natural descritas anteriormente, destacam-se dois
pontos especiais. Primeiramente, a presença dominante ou muito importante da Petrobras e de
suas subsidiárias: na exploração, no desenvolvimento e na produção, tanto do gás nacional
quanto do gás importado da Bolívia, nas atividades de comercialização e no transporte. Se por
um lado esse quadro é conseqüência do desinteresse de outros agentes pelos investimentos no
setor e de barreiras até então existentes à sua entrada, por outro gera dificuldades para o
estabelecimento de um mercado com maior concorrência. Em segundo lugar, em todas as
atividades acima apresentadas a regulação está a cargo da esfera federal, representada pela
ANP. Com efeito, é muito grande o papel dessa agência na garantia de que outros agentes
possam também ter acesso ao mercado e evitar práticas anticompetitivas. Entretanto, no
tocante à atividade de distribuição do gás natural, observa-se uma quebra com relação ao
paradigma das demais atividades.
A Constituição Federal de 1988 garantiu aos estados a exclusividade da exploração do serviço
de distribuição do gás canalizado, conforme segue:
“Art. 25.
§ 2° Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão a empresa estatal,
com exclusividade de distribuição, os serviços locais de gás canalizado.”
Até aquele ano, existiam apenas três empresas estatais de distribuição de gás: a CEG no Rio
de Janeiro, a COMGÁS em São Paulo e a GÁSMIG em Minas Gerais, estando em operação
comercial somente as duas primeiras. Dessa forma, os demais estados foram estimulados a
criar suas próprias companhias de gás. Até 1995 haviam sido criadas onze novas companhias
66
de distribuição. Em sua maioria, conforme representado na Tabela 7, essas companhias foram
estruturadas sob a forma de sociedade de economia mista, com separação entre ações26
ordinárias e preferenciais. Nessa estrutura, o governo dos estados garantia a maioria das ações
ordinárias, enquanto os demais acionistas garantiam a maioria das ações preferenciais. Em
todos os estados a Petrobras detinha controle acionário representada pela sua controlada BR
Distribuidora; na maioria, mas não em todos os estados, outros acionistas privados, em
especial a Gaspart27, também participavam do controle acionário. Tem-se, então, um modelo
de gestão tripartite, com participação de estatal federal, estadual e iniciativa privada.
Entretanto
Constituiç
“A
§ 2
de
reg
26 Ações or
capital (divi27 Empresa
Tabela 7 - Modelo de composição acionária predominante nas
distribuidoras criadas entre 1988 e 1995
• Modelo Predominante:
• Somente empresas privadas – Rio de Janeiro e São Paulo
Fonte: Elaboração própria
Ações Ordinárias
Capital Total
51% Estado
49% Empresas Privadas
17% Estado
83% Empresas Privadas
, em 1995 a Emenda Constitucional N° 5 deu nova redação ao artigo 25 da
ão Federal, definindo que:
rt. 25.
° Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais
gás canalizado, na forma da lei, vedada a edição de medida provisória para a sua
ulamentação.”
dinárias implicam direito a voto, enquanto as preferenciais implicam preferência no recebimento de
dendos).
privada de participação que detém ações de várias distribuidoras de gás do Brasil.
67
Tal determinação possibilitou que os estados explorem o serviço de distribuição do gás
canalizado também através de concessão a empresas privadas. Assim, motivados também pelo
Programa Nacional de Desestatização28, alguns estados da federação adotaram programas de
privatização de suas empresas de distribuição de gás natural, tendo como base a perspectiva
de que, com a transferência da sua propriedade e operação para empreendedores privados,
ocorra um processo simultâneo de aumento de investimentos e eficiência, resultando em
melhor serviço ao menor preço para os consumidores. As duas distribuidoras dos estados do
Rio de Janeiro e de São Paulo, CEG e COMGÁS, foram transformadas em 5 novas
distribuidoras pertencentes a grupos privados.
O Estado do Rio de Janeiro foi o primeiro a privatizar suas distribuidoras de gás: a
Companhia Estadual de Gás da Guanabara – CEG-GB que, com a privatização, em julho de
1997, mudou sua razão social para Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro –
CEG; e a CEG-RIO S.A., também privatizada em 1997. No Estado de São Paulo, após um
processo que teve início com a criação da Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE
em 1997, foram licitadas três áreas de concessão, então adquiridas por três empresas
diferentes, entre junho de 1999 e maio de 2000.
Outro fator que estimulou a criação de novas distribuidoras foram as perspectivas de
desenvolvimento da indústria do gás em locais antes sem alternativa de suprimento. Quanto a
este aspecto, destaca-se a construção do Gasoduto Bolívia Brasil possibilitando a formação
das distribuidoras da região Centro-Oeste e o desenvolvimento da produção de gás no Estado
do Amazonas, região de Urucu, possibilitando a criação das distribuidoras da Região Norte do
País. Assim, foram criadas mais sete distribuidoras estaduais.
A Tabela 8 sintetiza as principais fases de criação das distribuidoras de gás no Brasil,
destacando os quatro fatos mais relevantes, anteriormente descritos.
28 Lei Nº 9.491, de 09 de setembro de 1997, que altera procedimentos relativos ao Programa Nacional de
Desestatização, revoga a Lei Nº 8.031, de 12 de abril de 1990, e dá outras providências.
68
Tabela 8 – Criação das distribuidoras de gás canalizado no Brasil
Fator relevante Distribuidoras criadas
Até a Constituição de 1988 3 no Sudeste, nos estados do Rio de Janeiro,
São Paulo e Minas Gerais.
Até a Emenda Constitucional N° 5 de 1995 11 no Nordeste e no Sul do País.
Após Emenda Constitucional N° 5 –
processos de privatização
3, sendo mais uma no Rio de Janeiro e mais
duas em São Paulo.
Perspectivas de desenvolvimento com as
novas alternativas de suprimento
7, principalmente no Centro-Oeste e Norte do
País.
Atualmente 24 companhias de distribuição. Fonte: Elaboração própria
Atualmente no Brasil são 24 as companhias de distribuição de gás canalizado, das quais 16
estão em operação comercial. A Tabela 9 apresenta essas distribuidoras, assim como a
composição das ações ordinárias de cada uma. A tabela mostra claramente a participação dos
governos estaduais e da Petrobras.
69
Tabela 9 – Companhias distribuidoras de gás canalizado
Estado da Razão Social Sigla Data de Início de Composição ações ordináriasFederação Criação Operação Estado Petrobras Outros
Alagoas Gás de Alagoas S.A. ALGÁS dez-92 ago-94 51,0% 24,5% 24,5%
Amazonas Companhia de Gás do Estado do Amazonas CIGÁS* jan-00 não opera 100,0% - -
Bahia Companhia de Gás da Bahia BAHIAGÁS fev-91 ago-94 51,0% 24,5% 24,5%
Ceará Companhia de Gás do Ceará CEGÁS out-92 jan-94 51,0% 24,5% 24,5%
Distrito Federal Companhia Brasiliense de Gás CEBGÁS* mar-01 não opera - 32,0% 68,0%
Espírito Santo BR Distribuidora BRGÁS - jan-93 - 100,0% -
Goiás Agência Goiana de Gás Canalizado S.A. GOIASGÁS* jun-00 não opera 51,0% 19,5% 29,5%
Maranhão Companhia Maranhense de Gás GÁSMAR* jun-01 não opera 51,0% 21,0% 28,0%
Mato Grosso do Sul Cia. de Gás do Mato Grosso do Sul MSGÁS* mai-98 mai-01 51,0% 49,0% -
Minas Gerais Companhia de Gás de Minas Gerais GASMIG jul-86 nov-95 4,9% 0,0% 95,1%
Paraíba Companhia Paraibana de Gás PBGÁS out-95 out-95 51,0% 24,5% 24,5%
Paraná Companhia Paranaense de Gás COMPAGÁS jul-94 jan-00 0,0% 24,5% 75,5%
Pernambuco Companhia Pernambucana de Gás COPERGÁS set-92 jan-94 51,0% 24,5% 24,5%
Piauí Companhia de Gás do Piauí GASPISA* mai-01 não opera 51,0% 24,5% 24,5%
Rio de Janeiro Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro CEG 1854 (1) 1854 (1) - - 100,0%
Rio de Janeiro Ceg Rio S.A. CEG-RIO jan-97 jan-97 - 25,0% 75,0%
Rio Grande do Norte Companhia Potiguar de Gás POTIGÁS nov-93 mar-95 51,0% 24,5% 24,5%
Rio Grande do Sul
Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul SULGÁS mai-93 jan-97 51,0% 49,0% -
Rondônia Companhia Rondoniense de Gás S.A. RONGÁS* jul-97 Previsão: 2004 51,0% 24,5% 24,5%
Santa Catarina Companhia de Gás de Santa Catarina SCGÁS fev-94 mar-00 51,0% 23,0% 26,0%
São Paulo Companhia de Gás de São Paulo COMGÁS mar-99 1872 (2) - - 100,0%
São Paulo Gás Brasiliano Distribuidora Ltda.* GÁS BRASILIANO ago-99 Previsão: final 2002 - - 100,0%
São Paulo Gás Natural São Paulo Sul S.A. GÁS NATURAL SPS jan-00 out-02 - - 100,0%
Sergipe Empresa Sergipana de Gás EMSERGÁS jan-93 fev-95 51,0% 24,5% 24,5%
Fonte: Elaboração própria; base: ABAR, companhias estaduais de distribuição e agências reguladoras estaduais. * Empresas que ainda não entraram em operação(1) Somente em 1982 passa a distribuir gás natural.(2) Início com autorização do Império - Decreto Nº 5.071 - implantação do gás natural somente no final da década de 1980.
70
Fica evidente que o desenvolvimento da atividade de distribuição de gás canalizado no Brasil
apresenta diversas diferenças, pois cada distribuidora ou grupo delas se situa em contexto
histórico e regional diferente. O suprimento do gás para as distribuidoras também é fator
adicional de diferenças, como será descrito a seguir.
4.3 A Questão do Suprimento do Gás Natural
Atualmente, existem basicamente três diferentes alternativas de suprimento de gás natural
para as distribuidoras: gás nacional, importado da Bolívia e da Argentina. A Figura 11
apresenta as principais alternativas de suprimento de gás em operação e em estudo. A maior
diferença entre essas alternativas reside nas condições comerciais, principalmente de preço.
Figura 11 – Alternativas de suprimento de gás
Fonte: Petrobras
71
O preço do gás natural pode ser determinado de diferentes formas. Pode refletir o custo de
ofertar esse gás – cost plus approach. Nesse caso, o preço do gás deve ser determinado pelo
custo marginal de longo prazo mais taxa de desconto intertemporal – depletion fee – que
reflete o custo de oportunidade de consumir o gás hoje, em lugar de guardá-lo para o futuro.
Este preço representaria o limite inferior de preço para o gás, e essa abordagem seria mais
adequada a países com excedente de oferta que não pode ser exportado e onde a indústria do
gás se encontra mais madura.
Alternativamente, o preço do gás pode ser determinado pelo valor que os consumidores
estariam dispostos a pagar por esse gás – market price approach. Assim, tem-se um sistema
de preços máximos a partir do preço que o mercado se dispõe a pagar (net-back price). Tal
sistema é mais interessante no caso de uma indústria do gás em desenvolvimento, pois visa
garantir a sua competitividade com os demais energéticos substitutos.
4.3.1 Preço do gás de origem nacional
Com relação ao preço do gás nacional, conforme a descrição apresentada pela ANP (2001,
170-171), na última década, embora o preço continuasse a ser regulado pelo governo, mudou
a forma de regulação, passando de preço fechado baseado no preço do óleo combustível para
preço formado por duas parcelas: uma relativa ao custo do transporte, variando conforme a
distância; e outra relativa ao produto (gás), variando de acordo com a cotação do dólar e do
petróleo no mercado internacional.
Até 1999 o preço máximo de venda do gás natural às concessionárias estaduais de
distribuição de gás canalizado era determinado pela Portaria DNC N° 24, de junho de 1994.
Essa Portaria estabelecia um teto para o preço de venda do gás para fins combustíveis, que era
vinculado a um máximo de 75% do preço do óleo combustível do tipo 1A, na base de
distribuição primária, considerada a equivalência energética entre esses produtos. Até esse
momento, não havia a identificação da parcela do preço referente ao transporte do gás até os
pontos de entrega.
Em 1999, as Portarias Interministeriais MF/MME N° 90, 91 e 92 estabeleceram a indexação
dos preços máximos do gás natural aos preços dos óleos combustíveis no mercado
72
internacional. Tal indexação foi feita de forma indireta ao estabelecer que os preços fixados
pelo Governo para os óleos combustíveis estariam referidos a preços nas refinarias produtoras
e não mais nas bases de distribuição. Como decorrência, a paridade de preços entre o gás
natural nacional e o óleo combustível 1A ficou alterada de 75% (base primária) para 86,22%
(base refinaria). Entretanto, em decorrência da forte oscilação dos preços do petróleo, o preço
máximo de venda do gás natural passou a apresentar intensa volatilidade. Desse modo, na
tentativa de restaurar a estabilidade na política de preços do gás natural, o Ministério das
Minas e Energia, em conjunto com o Ministério da Fazenda, decidiu pela edição de nova
regulamentação, baseada em dois objetivos fundamentais:
• separar o preço máximo nos pontos de entrega em duas parcelas, uma referente à
remuneração do produto e outra associada à remuneração dos serviços de transporte; e
• introduzir progressivamente a distância no cálculo dos preços máximos de venda nos
pontos de entrega.
Assim sendo, em fevereiro de 2000 foi publicada a Portaria MF/MME N° 3, que estabeleceu
o preço máximo para a venda do gás natural de produção nacional às distribuidoras estaduais
nos pontos de entrega. Segundo essa Portaria, o preço passou a ser constituído por duas
parcelas: uma referente aos custos de transporte e outra referente aos demais custos até a
entrada do gás no sistema de transporte (produção, transferência e processamento), conforme
segue:
PCG = PGT + TREF (2),
onde:
PGT: preço do gás na entrada do gasoduto de transporte (commodity),
TREF: tarifa de transporte de referência, calculada pela ANP.
É importante esclarecer que o PCG não representa preço máximo para o gás e sim mais uma
referência para o cálculo do preço máximo nos pontos de entrega. Com efeito, as tarifas de
transporte acordadas entre as partes podem ser diferentes das tarifas de referência
73
estabelecidas pela ANP (TREF), e o preço efetivamente pago pelo gás natural também pode ser
diferente da parcela definida como preço do gás na entrada do gasoduto de transporte (PGT).
Conforme aquela Portaria, o preço do gás natural é reajustado trimestralmente, com base em
uma fórmula paramétrica, de forma a permitir, por um lado, maior estabilidade e
previsibilidade ao mercado e, por outro, a convergência entre as regras de variação do gás
nacional e importado. Dessa forma, a cada trimestre, o preço do gás natural será:
(3)
onde:
PGT(ant): valor de PGT vigente no trimestre civil anterior àquele para o qual se esteja
calculando o novo PGT, sendo PGT(0) o valor inicial de PGT, igual a R$ 110,80 / mil m³;
TC: média das taxas de câmbio comercial de venda do dólar norte-americano, relativa
aos meses m-4, m-3 e m-2, sendo TC0 a média das taxas de câmbio no período de
junho a agosto de 1999, inclusive;
F1, F2 e F3: médias das cotações diárias de três óleos internacionais dos meses m-4,
m-3 e m-2, sendo F10, F20 e F30 as médias das cotações diárias no período de junho a
agosto de 1999, inclusive.
A elaboração dos valores referentes à tarifa de transporte ficou a cargo da ANP que, em junho
de 2000, através da Portaria ANP N° 108, estabeleceu as Tarifas de Transporte de Referência
(TREF) para o cálculo dos preços máximos do gás natural de produção nacional para vendas à
vista às empresas concessionárias de gás canalizado, a partir de 1° de julho de 2000.
Atualmente, a definição da TREF é baseada na Portaria ANP N° 45 de abril de 2002 que
revogou a anterior, 108.
Com relação à introdução da distância no cálculo da TREF, dado que o sistema até
recentemente em vigor estipulava preços iguais em todos os pontos de entrega do País, a
Portaria estabeleceu no Art. 4º que:
74
“As TREF estabelecidas por meio desta Portaria consideram 60% dos custos de
transporte proporcionais à distância e serão revisadas até 1° de julho de cada ano, de
forma a refletir melhor a correta identificação e alocação de custos entre os usuários.”
Também, a Portaria define em seu Art. 5º que “As TREF estabelecidas nesta Portaria serão
atualizadas no dia 1º de julho de cada ano, pela variação do Índice Geral de Preços de
Mercado (IGP–M) ... ”.
A Lei do Petróleo, de agosto de 1997, dispõe sobre a desregulamentação dos preços de todos
os derivados de petróleo e gás natural a partir de trinta e seis meses da sua publicação, ou
seja, agosto de 2001. No entanto, a estrutura de monopólio que configura hoje a indústria de
gás natural no Brasil levará ainda diversos anos para modificar-se. E mesmo a entrada, no
médio prazo, de algum novo produtor, ou de novas alternativas de gás importado, deverá
modificar mercados locais específicos, não afetando a estrutura de monopólio local nas
demais regiões. A manutenção de uma política de preços regulados é a mais adequada por um
período de tempo ainda consideravelmente longo, até a consolidação dos diversos mercados
regionais.
4.3.2 Preço do gás importado da Bolívia
O projeto de importação do gás boliviano para o Brasil foi objeto de discussão por quase meio
século, tornando-se realidade no início do ano 2000 com a conclusão do Gasoduto Bolívia-
Brasil29. Para viabilizar o projeto, sua capacidade de transporte foi originalmente dividida em
quatro grupos, conforme a Tabela 10.
A maior parte do gás importado da Bolívia é comercializada pela Petrobras seguindo as
condições comerciais dos contratos assinados entre 1996 e 1997 com as distribuidoras
estaduais do sul e do sudeste do País. Esses contratos apresentam muito poucas variações de
um estado para outro e contemplam a capacidade de transporte TCQ.
29 Descrição mais detalhada sobre o projeto do Gasoduto Bolívia-Brasil em BNDES (2000) e em Passos (1998).
75
Tabela 10 – Capacidade do Gasoduto Bolívia-Brasil
Denominação TCQ –
Transportation
Capacity Quantity
TCO –
Transportation
Capacity Option
TCX –
Transportation
Capacity Extra
TCY –
Capacidade
Adicional
Descrição Capacidade
inicialmente
contratada com as
distribuidoras
estaduais em regime
de garantias (take or
pay).
Opção de capacidade
de transporte paga
antecipadamente para
volume adicional
destinado ao
fornecimento a usinas
térmicas.
Capacidade acima
da TCQ e TCO até
atingir o total de
30 milhões de
m³/dia.
Capacidade
adicional, além dos
30 milhões, que
poderá ser obtida
com novos
investimentos no
gasoduto.
Volume
correspondente
18 milhões de
m³/dia.
6 milhões de m³/dia. 6 milhões de
m³/dia.
Além dos 30
milhões de m³/dia.
Fonte: Elaboração própria baseada em BNDES (2000) e Passos (1998)
Nesses contratos, o preço do gás à distribuidora no ponto de entrega, denominado preço no
city gate (PCG), sem impostos, a ser pago pelas distribuidoras à Petrobras, é composto das
parcelas do gás (PT) e transporte (TT), segundo a fórmula:
PCGi = PTi + TTi (4),
onde:
PCGi = Preço do gás natural entregue pela Petrobras à Distribuidora, no trimestre i;
PTi = Preço do gás na Bolívia no trimestre i;
TTi = Tarifa de transporte do gás natural no trimestre i.
A parcela da tarifa de transporte (TT), uniforme em toda a extensão do gasoduto (tarifa
postal), por sua vez, divide-se em tarifa de capacidade e tarifa de movimentação, sendo a
seguinte a fórmula de cálculo:
TTi = TCi + TMi (5),
onde:
76
TCi = Tarifa de capacidade no trimestre i;
TMi = Tarifa de movimentação no trimestre i.
As parcelas de capacidade e movimentação são atualizadas, ano a ano, por 15% e 100%,
respectivamente, de um índice que mede a inflação dos Estados Unidos.
A parcela do gás (PT) é reajustada trimestralmente por uma cesta de óleos norte-americanos e
europeus, conforme segue:
PTi = PC0 x ƒ (cesta de óleos combustíveis) (6),
onde:
PC0 = Preço base do gás para cada ano contratual;
Cesta de óleos combustíveis (F1, F2 e F3) = médias das cotações diárias de três óleos
internacionais dos meses m-3, m-2 e m-1.
Para os primeiros 18 milhões de m³/dia de gás importado (TCQ), o preço base (PC0) variará a
cada ano de fornecimento de um valor inicial de 0,95 a 1,06 US$/MMBTU.
Os preços acima citados de venda às companhias distribuidoras estaduais são todos cotados
em dólar americano e convertidos para real na data de pagamento das faturas. Ainda, sobre o
preço final há incidência do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS,
cujo percentual pode variar de estado para estado, e das contribuições do PIS e do COFINS.
4.3.3 Comparativo entre as condições comerciais do gás nacional e do importado da
Bolívia
Conforme visto anteriormente, existe hoje uma relativa diferença entre as condições
comerciais do gás nacional com relação ao gás importado da Bolívia, conforme
esquematizado na Tabela 11.
77
Tabela 11 – Condições comerciais do gás nacional e do importado
Origem nacional Importado da Bolívia*
Regulação Agência Nacional do Petróleo – ANP Conforme contratos de compra e venda
assinados entre a Petrobras e as
distribuidoras estaduais.
Preço no city gate Formado pelas parcelas do gás e
transporte, inclusas as contribuições do
PIS e do COFINS.
Formado pelas parcelas do gás e
transporte, não inclusas as
contribuições do PIS e do COFINS.
Parcela do gás Cotado em real, com reajuste trimestral
em função das variações de uma cesta
de óleos internacionais e da cotação do
dólar.
Cotado em dólar, com reajuste
trimestral em função da variação de
uma cesta de óleos internacionais.
Parcela do transporte Cotado em real, com atualização anual
pelo IGP–M. Varia de acordo com a
distância.
Cotado em dólar, com atualização anual
pela inflação norte-americana. Não
varia com a distância (tarifa postal).
Fonte: Elaboração própria baseada em BNDES (2000) e Passos (1998)
* Considera o gás atualmente fornecido pela Petrobras dentro da capacidade do TCQ às distribuidoras do sul e
do sudeste do País.
As diferentes condições comerciais, conforme destacado na tabela acima, causam grande
disparidade de preços entre as duas principais fontes de suprimento de gás natural às
distribuidoras. Na Figura 12, o gráfico mostra a evolução da diferença em relação ao preço,
desde o início de operação do Gasoduto Bolívia-Brasil no ano de 2000 até novembro de 2002.
78
Figura 12 – Gráfico comparativo entre o preço do gás nacional e importado
Valores com PIS e COFINS e sem ICMS.GN nacional - RJ: preço para venda à distribuidora do Rio de Janeiro; fonte: Petrobras.GN importad - SC: preço para venda à distribuidora de Santa Catarina; fonte: Distribuidora.
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
jan-00 abr-00 jul-00 out-00 jan-01 abr-01 jul-01 out-01 jan-02 abr-02 jul-02 out-02
R$/
m³
Gás nacional - RJ
Gás importado - SC
Conforme demonstra o gráfico acima, a diferença entre o preço do gás de origem nacional
com relação ao importado da Bolívia tem-se mantido em patamar muito elevado. Em média o
gás importado tem apresentado preço mais de 50% superior ao do gás nacional, no período e
para as distribuidoras do gráfico acima. Convém ressaltar que na assinatura dos contratos de
fornecimento de gás entre a Petrobras e as distribuidoras estaduais, por volta de 1996, essa
diferença seria de no máximo 10%. Isto, dado que o preço máximo do gás importado seria de
85% do óleo combustível do tipo 1A, enquanto que para o gás de origem nacional seria de
75% desse óleo.
Julga-se adequada a definição de uma política de preços que esteja de acordo com o atual
estágio de amadurecimento da indústria de gás natural no Brasil, permitindo o
desenvolvimento da infra-estrutura de transporte e distribuição e a multiplicação do número
de participantes, tanto pelo lado da oferta quanto da demanda.
A questão do suprimento do gás natural juntamente com o diferente histórico de cada grupo
de distribuidoras acaba sendo fator relevante no seu desenvolvimento. Essas características
vão interagir diretamente com a regulação econômica aplicada em cada distribuidora, como se
verá adiante.
79
4.4 Agências de Regulação Estaduais
Conforme colocado anteriormente, enquanto as atividades de produção, importação e
transporte de gás natural são reguladas no âmbito federal pela ANP, a distribuição de gás
canalizado é concessão estadual30 e, dessa forma, deve ser regulada por agências locais.
Sendo assim, diversos estados estruturaram suas respectivas agências estaduais de regulação,
conforme a Tabela 12 a seguir. Nos estados onde as agências de regulação ainda não foram
criadas, ou ainda não estão estruturadas para cumprir suas funções, a regulação ainda está a
cargo de secretarias estaduais correspondentes, normalmente as de planejamento, minas e
energia ou desenvolvimento.
Em sua grande maioria as agências de regulação criadas são multissetoriais, ou seja, sua
atuação abrange grande número de serviços concedidos pelo Estado, como os serviços de
energia elétrica, transporte, gás, saneamento e telecomunicações. Outra possibilidade é a
organização de agências unissetoriais que atuam em um ou mais serviços correlacionados.
Como exemplo, tem-se o caso da Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE do
Estado de São Paulo, que atua somente na regulação dos serviços de energia elétrica e gás31.
As agências unissetoriais a princípio conseguem, ao focar com maior precisão suas
atividades, obter maior eficácia de atuação. A maior facilidade de coordenação das diferentes
equipes envolvidas nas atividades da agência possibilitam maior conhecimento técnico do
setor regulado, alcançando mais rapidamente uma “reconhecida excelência” na regulação de
determinada atividade. As agências multissetoriais tendem a encontrar dificuldades para atuar
em atividades muito distintas; todavia, a troca de experiências específicas, obtidas nas
diversas atividades reguladas pela agência, contribui para o desenvolvimento de uma
“inteligência regulatória” no ambiente da instituição e, também, para a elaboração de
regulação mais integrada entre os diversos setores. Outra aparente vantagem das agências
multissetoriais seria a redução de custos: um órgão que congregue todos os setores e serviços
30 Há indefinição quanto às atribuições regulatórias no tocante à distribuição de gás. A Constituição estabelece
que “os estados da federação têm o direito de explorar os serviços locais de gás canalizado”, mas não lhes dá o
poder de regular a exploração de tais serviços. Está em tramitação no Congresso Nacional um Projeto de Lei
(1.827/96, de Inácio Arruda, do PC do B–CE) que visa regulamentar o §2°do Art. 25 da Constituição. 31 Discussão mais ampla sobre as agência de regulação estaduais é apresentada por Queiroz (2001).
80
regulados tenderia a ter custo menor do que a soma dos custos das várias entidades
necessárias para regular os mesmos setores e serviços num mesmo território (QUEIRÓZ,
2001, p.160-162).
Tabela 12 – Agências reguladoras estaduais
Estado da Federação Razão Social Sigla Área de Atuação Data de
Criação
Alagoas Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Alagoas ARSAL Energia elétrica; transporte; gás; saneamento;
telecomunicações e outros. set-01
Amazonas Agência Reguladora dos Serviços Públicos Concedidos do Estado do Amazonas ARSAM Transporte; gás e saneamento. nov-01
Bahia Agência de Regulação dos Serviços Públicos de Energia, Transportes e Comunicação da Bahia AGERBA Energia elétrica; transporte; gás e
telecomunicações. mai-98
Ceará Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ceará ARCE Energia elétrica; transporte; gás e saneamento. dez-97
Goiás Agência Goiânia de Regulação, Controle e Fiscalização de Serviços Públicos AGR Energia elétrica; transporte; gás; saneamento;
telecomunicações; petróleo e mineração. dez-99
Mato Grosso do Sul
Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Mato Grosso do Sul AGEPAN Energia elétrica; transporte; gás;
telecomunicações e mineração. dez-01
Mato Grosso Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado de Mato Grosso AGER/MT Energia elétrica; transporte; gás; saneamento;
telecomunicações; mineração e outros. jan-99
Pernambuco Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados de Pernambuco ARPE Energia elétrica; transporte; gás; saneamento;
telecomunicações e outros. dez-00
Rio de Janeiro Agência Reguladora de Serviços Públicos Concedidos do Estado do Rio de Janeiro ASEP-RJ Energia elétrica; transporte; gás e saneamento. fev-97
Rio Grande do Norte
Agência Reguladora de Serviços Públicos do Rio Grande do Norte ARSEP Energia elétrica e gás. dez-99
Rio Grande do Sul
Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Rio Grande do Sul AGERGS Energia elétrica; transporte; gás; saneamento;
telecomunicações e outros. jan-97
Santa Catarina Agência Catarinense de Regulação e Controle SC/ARCO Energia elétrica; transporte; gás; saneamento; telecomunicações e outros. jan-00
Sergipe Agência Reguladora de Serviços Concedidos do Estado de Sergipe ASES Energia elétrica; transporte; gás e saneamento. jun-98
São Paulo Comissão de Serviços Públicos de Energia CSPE Energia elétrica e gás. out-97
Fonte: Elaboração própria, base: ABAR, companhias estaduais de distrabuição e agências reguladoras estaduais.
4.5 Regulação Econômica da Distribuição
Para melhor entendimento da regulação econômica aplicada nas distribuidoras de gás do País,
podem ser separados grupos que apresentem mecanismos de regulação idênticos ou com
princípios similares. O agrupamento das distribuidoras com características semelhantes
quanto aos esquemas de regulação presentes nos contratos de concessão para prestação dos
serviços de distribuição de gás canalizado nos diversos Estados leva à formação de três
grupos básicos, conforme apresentado na Tabela 13.
81
Tabela 13 – Principais esquemas de regulação dos serviços de distribuição de gás
Grupo Distribuidoras Características
1 Três do Estado de
São Paulo:
COMGÁS, GÁS
BRASILIANO e
GÁS NATURAL
SPS.
Contratos de concessão assinados entre os anos de 1999 e 2000, com prazo
de 30 anos e possibilidade de prorrogação por mais 20. Regulação tarifária
por limite de preços, com revisões qüinqüenais, conforme definida no
processo de licitação para a exploração da concessão. Estado dividido em 3
áreas de concessão possibilita também a comparação de performance entre
as concessionárias.
2 Três.
Rio de Janeiro:
CEG e CEG-RIO
Minas Gerais:
GASMIG.
Contratos de concessão assinados em 1997 no caso do RJ e 1995 no caso
de MG, ambos com prazo de 30 anos. Regulação tarifária por limite de
preços, com revisões qüinqüenais no Estado do Rio de Janeiro e trienal no
Estado de Minas Gerais.
3 Dezoito dos Estados
do Nordeste, Sul,
Norte e Centro-
Oeste.
Contratos de concessão assinados a partir de 1993, com prazos que variam
de 30 a 50 anos. A regulação tarifária é feita pelo mecanismo da taxa de
retorno, com revisões anuais das planilhas de custo. Contemplam
mecanismo de incentivo do tipo benefício compartilhado na forma de
repasse de aumento de produtividade.
Fonte: Elaboração própria baseada em pesquisa aos contratos de concessão dos estados com as distribuidoras
4.5.1 Grupo 1 – distribuidoras do Estado de São Paulo
Visando à privatização e à reestruturação dos serviços de gás canalizado que até então eram
concedidos à estatal COMGÁS, em 1997 foi criada, no Estado de São Paulo, a Comissão de
Serviços Públicos de Energia – CSPE32, iniciando assim a experiência regulatória nesse
Estado (Barone e Giorgi, 2001). Esta agência, responsável pela regulação estadual dos
serviços de energia elétrica e gás natural, é vinculada ao Governo Estadual, mas com
autonomia administrativa e decisória.
Um ano mais tarde, em 1998, o Estado formulou uma estratégia de desenvolvimento do setor
de gás canalizado visando alcançar, simultaneamente, a disponibilidade de nova fonte de
energia para todos os segmentos de usuários, a ampliação da participação do gás natural na
matriz energética, a redução das emissões e o desenvolvimento da indústria com eficiência e
32 A Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE foi criada através da Lei Complementar No 833, de 17
de outubro de 1997.
82
competitividade. A realização de tais objetivos configurou-se em duas abordagens: a
definição de três áreas de concessão e a instituição de uma regulação técnica e econômica
(Santos, 2001). Tais objetivos foram consolidados em março de 1999 com a promulgação do
Decreto Estadual No 43.88933, que estabelece as regras de prestação dos serviços de
distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo. Dessa forma, ficou estabelecido que
nos contratos de concessão deve estar presente uma série de regras, sendo as principais
versando sobre: serviço adequado; prazo, prorrogação, extinção e revogação da concessão;
atividades extra-concessão; encargo das concessionárias; encargo do poder concedente;
direitos e obrigações dos usuários; exclusividade da concessão; metas obrigatórias; tarifas;
contabilidade obrigatória; penalidades; fiscalização e qualidade da prestação do serviço
concedido.
Para estimular a competição entre empresas, conforme Figura 13, foram criadas três áreas de
concessão no Estado de São Paulo, onde três empresas diferentes, através de leilão público,
adquiriram o direito de explorar o serviço de distribuição de gás natural por 30 anos, podendo
ser prorrogado, uma vez, por no máximo 20 anos. Atualmente em atividade, a COMGÁS –
Companhia de Gás de São Paulo, privatizada em junho de 1999 (comprada pelo consórcio
British Gas – Shell), opera na capital do Estado, região de Campinas, Santos e Vale do
Paraíba, compreendendo 177 municípios. A região Norte e Noroeste, onde se encontra a
segunda área, concedida em dezembro de 1999 e que abrange 375 municípios, será explorada
pela Gás Brasiliano Distribuidora Ltda, pertencente à italiana Agip, ainda não em operação
comercial. A outra área de concessão, concedida em maio de 2000, é a da Região Sul do
Estado, a ser explorada pela Gás Natural São Paulo Sul S.A., abrangendo 93 municípios, e
que entrou em operação comercial recentemente (Schwyter, 2001).
33 O Decreto Estadual No 43.889, de 10 de março de 1999 “Aprova o Regulamento de Concessão e Permissão da
Prestação de Serviços de Distribuição de Gás Canalizado no Estado de São Paulo”.
83
Figura 13 – As três áreas de concessão do Estado de São Paulo
SOROCABA
REGISTRO
PRINCIPAIS CIDADES
REDE DO GASODUTO : CAMPOS - GUARAREMA
TRECHO RIO GRANDE (BOLÍVIA) - GUARAREMA (SP)
ÁREA DE CONCESSÃO DA COMGÁS
ÁREA SUL ÁREA DE CONCESSÃO DA GÁS BRASILIANO
LEGENDA
SANTOSANEL METROPOLITANO
CITY GATE EXISTENTE
TRECHO PAULÍNEA - PORTO ALEGRE
GASODUTO BRASIL - BOLÍVIA:
GAS BRASILIANOGAS BRASILIANO
GÁSGÁSNATURALNATURAL
SPSSPS
COMGÁSCOMGÁS
SOROCABA
REGISTRO
PRINCIPAIS CIDADES
REDE DO GASODUTO : CAMPOS - GUARAREMA
TRECHO RIO GRANDE (BOLÍVIA) - GUARAREMA (SP)
ÁREA DE CONCESSÃO DA COMGÁS
ÁREA SUL ÁREA DE CONCESSÃO DA GÁS BRASILIANO
LEGENDA
SANTOSANEL METROPOLITANO
CITY GATE EXISTENTE
TRECHO PAULÍNEA - PORTO ALEGRE
GASODUTO BRASIL - BOLÍVIA:
GAS BRASILIANOGAS BRASILIANO
GÁSGÁSNATURALNATURAL
SPSSPS
COMGÁSCOMGÁS
A
co
elé
qu
ind
ab
inj
no
a c
ge
po
de
ob
co
im
ati
es
Fonte: Santos, 2001
definição de três áreas de concessão foi fundamentada, inicialmente, por uma política de
mpetição dentro do próprio Estado, como já ocorria com o setor de distribuição de energia
trica, ou seja, qualquer das concessionárias seria impelida a oferecer aos usuários preços e
alidade dos serviços mais vantajosos que as concorrentes, com o intuito de atrair novas
ústrias para sua área de concessão. Além disso, com a definição de três áreas de concessão
riam-se três frentes de desenvolvimento, pois uma única empresa teria dificuldades para
etar recursos suficientes para realizar os elevados investimentos exigidos na extensão de
vas redes de distribuição, de forma a abranger todas as regiões do Estado. Por conseguinte,
riação de três áreas possibilita o atendimento de metas de investimento exigentes, em área
ográfica extensa e em prazos reduzidos (Santos, 2001). Ainda, outra vantagem é a
ssibilidade de comparação das informações das três concessionárias, permitindo a formação
benchmarks para fins comparativos de performance. Tal mecanismo é viabilizado com a
rigatoriedade da implantação de um Plano de Contas comum, que objetiva adequar a
ntabilidade das empresas para a separação das atividades de comercialização e distribuição,
pondo o registro em separado das despesas e custos pertinentes a cada uma dessas
vidades. Tal separação permite a segregação dos custos e despesas voltadas
pecificamente para exploração dos serviços públicos de gás canalizado, obtendo-se
84
informações essenciais para as revisões tarifárias, discriminação das parcelas da margem de
distribuição relativas a comercialização e distribuição, fiscalização econômico-financeira e
reversão de ativos operacionais.
A regulação econômica do serviço de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo
é, sem dúvida, a mais ampla e desenvolvida de todos os estados brasileiros, por isto será mais
bem detalhada adiante. Os contratos de concessão das três áreas do Estado de São Paulo são
idênticos e apresentam os seguintes aspectos principais:
4.5.1.1 Exclusividade
A exclusividade é válida pelo prazo total de concessão quanto ao sistema de distribuição.
Quanto à atividade de comercialização, a exclusividade pelo prazo de concessão vale para os
consumidores residenciais e comerciais. Para os consumidores industriais, de termeletricidade
e de co-geração, é válida por 12 anos; após esse período, tais consumidores poderão adquirir
gás de outros comercializadores. Segundo Santos (2001), durante os doze anos de
exclusividade, novos supridores serão desenvolvidos, a exemplo dos blocos licitados pela
ANP, e iniciarão a fase de produção (5 a 10 anos), introduzindo no mercado novos supridores
de gás. As instalações para o escoamento da produção de gás nacional e de gás importado
também deverão ser desenvolvidas nos próximos anos, ampliando a malha de gasodutos de
transporte e, portanto, a oferta de capacidade firme, essencial para a confiabilidade do
suprimento.
Com relação à exclusividade da concessionária na comercialização de gás canalizado a
usuários dos segmentos residencial e comercial, durante todo o prazo de concessão, conforme
aponta Santos (2001), numa primeira análise este dispositivo poderia acenar em direção
contrária a uma regulação voltada à introdução da livre concorrência. Contudo, o objetivo do
órgão regulador não foi proteger a concessionária, garantido-lhe um mercado cativo, mas
antes evitar que os usuários de baixo consumo fossem obrigados a assumir custos adicionais
que naturalmente ocorreriam com a implantação de procedimentos de medição e faturamento
que permitissem a existência de vários supridores. A experiência de outros países na
liberalização desses mercados corrobora a manutenção da exclusividade na comercialização.
Nos países com invernos rigorosos, onde os consumidores desses segmentos têm a opção de
85
escolha entre diversos supridores, a parcela da tarifa referente ao gás (commodity) é elevada
devido ao uso intenso do gás em calefação e aquecimento de água. Em São Paulo, a parcela
referente a gás e transporte representa de 10 a 15% da tarifa atualmente praticada, portanto a
commodity pouco influi no preço final, não se justificando a liberação da comercialização em
tais condições. E mais: a experiência internacional tem demonstrado que, em países onde
ocorreu a desregulamentação, com a abertura do mercado para consumidores residenciais e
comerciais de gás canalizado ou energia elétrica, o descontentamento dos usuários é
generalizado. A falta de domínio sobre termos técnicos, contratos e condições de faturamento
torna difícil a decisão de escolha por um supridor; em conseqüência, o usuário acaba
preferindo manter o suprimento com a mesma empresa que lhe presta o serviço de
distribuição.
4.5.1.2 Livre acesso após a exclusividade do contrato de concessão
O consumidor poderá tornar-se livre após o período de exclusividade e, dessa forma, a
concessionária não pode proibir, nem discriminar, o livre acesso dos interessados em usar o
sistema de distribuição, em caso de haver disponibilidade do sistema. O livre acesso deve ser
realizado mediante pagamento pelo serviço de distribuição, ou seja, pelo acesso aos dutos de
distribuição.
4.5.1.3 Integração vertical
A concessionária é impedida de fornecer mais do que 30% do volume total a empresas
vinculadas a ela. Existe também restrição para que a concessionária atue em empresas de
geração térmica, e estimula que outras empresas atuem nesse mercado. A regulação ainda
condiciona que todos os contratos celebrados entre a concessionária e outras empresas do
grupo controlador sejam aprovados pela CSPE.
4.5.1.4 Metas mínimas e atendimento ao mercado
A regulação estabelece uma série de obrigações para a concessionária, tais como: acréscimo
de número mínimo de consumidores; substituição e aferição de medidores; expansão e
renovação de redes de distribuição; e instalação de equipamentos de correção de pressão e
86
temperatura. Além dessas, existe a obrigação de cumprir o Programa de Qualidade do
Fornecimento do Produto, Serviço e Atendimento Comercial.
No caso de atendimento a mercados não-próximos da rede da concessionária, os contratos
permitem a participação financeira do consumidor na parcela não-economicamente viável da
obra de expansão, permitindo também a instalação provisória de sistemas de propano-ar e a
cobrança, em casos considerados excepcionais, de tarifas diferenciadas.
4.5.1.5 Regulação das tarifas
Os contratos prevêem a fixação de tarifas limite (máximas) por segmento e classe de
consumo, com permissão de aplicar descontos nas tarifas. As tarifas serão revisadas a cada
ciclo correspondente a 5 anos decorridos após a assinatura do Contrato de Concessão.
As margens de distribuição serão reajustadas a cada ano. Nos primeiros 5 anos (1° ciclo), as
tarifas máximas serão corrigidas anualmente através da seguinte fórmula:
T = Pg + Pt + Md * VP (7),
sendo:
T = tarifa teto vigente;
Pg = preço do gás alocado à tarifa;
Pt = preço do transporte alocado à tarifa;
Md = margem de distribuição alocada à tarifa;
VP = índice de variação de preços anual – IGP–M.
Esse esquema de reajuste representa que as tarifas terão variação nos seguintes casos:
anualmente, aplicando-se o índice IGP–M na parcela correspondente à margem de
distribuição (Md). As parcelas Pg (preço médio ponderado do gás) e Pt (preço médio
ponderado do transporte do gás) serão reajustadas a cada variação nos seus preços. Essas
variações são analisadas pela CSPE através de: aprovação prévia dos contratos de aquisição e
transporte de gás natural realizados pela concessionária, podendo limitar o repasse de
87
variações de custos desses itens, quando considerado excessivo pela CSPE; aprovação prévia
de todos os contratos de fornecimento com volumes acima de 500 mil m³/mês; análise das
condições de garantia de recebimento de gás pela concessionária (take or pay e ship or pay),
pois se entende que esses itens fazem parte do risco do seu negócio; e ainda, podem ser
incorporadas às tarifas variações que afetem os custos da concessionária e, conseqüentemente,
o seu equilíbrio econômico-financeiro quando da assinatura do Contrato de Concessão.
As tarifas serão revistas a cada ciclo de 5 anos, em termos de nível e estrutura. A partir do 2°
ciclo, será calculada a Margem Máxima (MM), cujo cálculo, em real por m³, será feito através
da seguinte equação:
MMt = Pt + Kt (8),
sendo:
Pt = valor da Margem Máxima em R$/m³;
Kt = Termo de Ajuste em R$/m³.
Para o cálculo da parcela Pt, será utilizada a fórmula:
Pt = Pt-1 * (1 + (VP – X)) (9),
sendo:
X = fator de eficiência da concessionária que deverá ser compartilhado com os
consumidores.
O valor de Pt-1 será proposto pela concessionária, que calculará a Base Tarifária, a ser
aprovada pela CSPE, de modo a gerar receitas suficientes para cobrir: custos de operação,
manutenção, tributos, encargos e impostos (exceto imposto de renda), depreciação e obtenção
de rentabilidade considerada como razoável.
88
A Base Tarifária será calculada pela concessionária considerando:
• valor da base de ativos;
• plano de investimentos da concessionária;
• receitas e custos operacionais, não-operacionais e financeiros;
• projeção de volumes a distribuir;
• custo médio de capital projetado.
Anualmente, em todos os anos de cada ciclo, será comparada a Margem Máxima (fixada pela
CSPE para todos os anos de cada ciclo) com a Margem Obtida pela Concessionária. Se a
Margem Obtida (MO) for maior que a Margem Máxima (MM), será compensada pelo fator
de ajuste Kt. O ajuste será calculado da seguinte maneira:
Kt = (( MM t-1 – MO t-1) * ((1 + rt-1) * Vt-1) / Vt (10),
sendo:
Kt = termo de ajuste para o período t (R$/m³);
MM t-1 = Margem Máxima fixada para o ano t-1;
MO t-1 = Margem Obtida no ano t-1;
rt-1 = taxa média de juros do ano anterior;
Vt-1 = volume de gás natural distribuído no ano anterior;
Vt = volume de gás natural distribuído no ano t.
O fator X é o índice, em percentual, que expressa a tendência da eficiência da empresa e será
fixo ao longo dos cinco anos de cada ciclo. Para seu cálculo, a CSPE levará em conta fatores
como: a tendência histórica da eficiência da concessionária, padrões internacionais de
eficiência da indústria do gás, índices de produtividade de longo prazo, economias de escala e
comparações com outras concessionárias do País.
4.5.1.6 Regulação da qualidade
89
Na regulação da qualidade encontram-se os seguintes parâmetros de controle:
• Fixação de Indicadores de Qualidade do Produto e Serviço: poder calorífico, pressão
do gás e percentagem de perdas;
• Segurança do Fornecimento: concentração de odorantes, índices de vazamento e
tempo de atendimento de emergência;
• Qualidade de Atendimento ao Usuário.
A regulação do serviço de gás canalizado aplicada pelo Estado de São Paulo através da CSPE
é bastante completa e transparente em termos de mecanismos de controle pela agência
reguladora. É utilizada a tarifação por limite de preços com revisões qüinqüenais visando
estimular a eficiência; por outro lado, os investimentos e a qualidade do atendimento são
garantidos via sistema de metas mínimas e regulação específica para a qualidade.
4.5.2 Grupo 2 – distribuidoras dos Estados do Rio de Janeiro e de Minas Gerais
Este grupo é composto por três distribuidoras: as duas concessionárias que operam no Estado
do Rio de Janeiro, a Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro (CEG) que atende a
região metropolitana e a Ceg Rio S.A. (CEG-RIO), voltada para o atendimento do interior do
Estado; e a Companhia de Gás de Minas Gerais (GASMIG). A regulação da atividade de
distribuição de gás canalizado aplicada em cada um dos dois Estados apresenta diferenças;
porém, optou-se por agrupá-las devido ao uso do mecanismo de regulação tarifária por limite
de preços e por estarem, em termos de regulação, entre os grupos 1 e 3.
4.5.2.1 Aspectos gerais da regulação do Estado do Rio de Janeiro
Até 1997 a distribuição de gás canalizado no Estado do Rio de Janeiro estava a cargo da
Companhia Estadual de Gás do Rio de Janeiro – CEG. Com a privatização, em julho de 1997,
a CEG mudou sua razão social para Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro.
Também nesse ano é criada a Ceg Rio S.A., voltada para a expansão dos serviços de
distribuição de gás natural canalizado no interior do Estado.
90
A regulação dos serviços de distribuição de gás canalizado no Estado do Rio de Janeiro está a
cargo da Agência Reguladora de Serviços Públicos Concedidos do Estado do Rio de Janeiro
(ASEP–RJ), criada em fevereiro de 1997 pela Lei Estadual No 2.68634, que também dispõe
sobre sua estrutura e funcionamento. A privatização e a estruturação das duas concessionárias
ocorreram também em 1997 quando foram assinados, em julho, os contratos de concessão
com prazo de 30 anos e possibilidade de prorrogação.
Quanto à exclusividade no fornecimento, o contrato prevê que consumidores que queiram
adquirir mais de cem mil metros cúbicos de gás por dia poderão fazê-lo diretamente do
produtor, dependendo tal aquisição, nos 10 primeiros anos da concessão, de prévia e expressa
anuência da concessionária. Em qualquer caso, durante todo o prazo de concessão, fica
assegurado à concessionária o recebimento da margem de distribuição, ou seja, equivalente à
diferença entre o valor limite da tarifa para o tipo de consumidor em questão, e o preço que a
própria concessionária paga na aquisição de gás da supridora.
De acordo com a Lei Estadual N° 2.752 de 199735, a regulação tarifária é apresentada no
contrato de concessão. O mecanismo de tarifa limite é aplicado na forma de valores limites
máximos, podendo a concessionária cobrar tarifas diferenciadas em função das características
técnicas e dos custos específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de
consumidores. Contendo os limites tarifários a serem praticados pela concessionária por tipo
de gás, classe de consumidor e faixa de consumo, a estrutura tarifária é indicada no contrato
de concessão, o qual permite que a concessionária apresente à Agência Reguladora, em
conjunto com a proposta e com a revisão das tarifas contratualmente fixadas, sugestão de
revisão da estrutura tarifária.
A revisão da tarifa limite será realizada a cada cinco anos, com base no custo dos serviços,
incluída a remuneração do capital, considerando-se, ainda, a necessidade de estimular o
aumento da eficiência operacional através da redução de custos, da evolução efetiva desses
custos, da produtividade da Concessionária e da comparação com indicadores do setor de gás.
34 A Lei Estadual No 2.686, de 13/02/1997, cria, estrutura, dispõe sobre o funcionamento da agência reguladora
de serviços públicos concedidos do Estado do Rio de Janeiro - ASEP-RJ e dá outras providências. 35 A Lei Estadual No 2.752/1997, de 02/07/1997, dispõe sobre os critérios de fixação e revisão das tarifas do
serviço público concedido de gás canalizado no Estado do Rio de Janeiro e dá outras providências.
91
A remuneração do capital será apurada através da aplicação de percentual sobre a base de
ativos, sendo: na primeira revisão qüinqüenal, aplicado o percentual de doze por cento; e da
segunda revisão qüinqüenal em diante, o percentual será calculado a partir de uma fórmula36
que considera uma taxa livre de risco, somada ao “risco Brasil” e outra taxa de risco do setor.
A atualização do valor das tarifas limite será realizada anualmente com base no IGP–M,
publicado pela Fundação Getúlio Vargas, ou em prazo menor sempre que ocorrer variação
nos custos de aquisição do gás.
4.5.2.2 Aspectos gerais da regulação do Estado de Minas Gerais
Os serviços de distribuição de gás canalizado no Estado de Minas Gerais foram concedidos,
em julho de 1995, por um período de 30 anos, prorrogáveis, à Companhia de Gás de Minas
Gerais (GASMIG), sociedade de economia mista criada em julho de 1986, controlada pela
Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG). O contrato garante a exploração dos
serviços de gás canalizado com exclusividade à concessionária por todo o prazo da concessão.
Quanto à regulação das tarifas, o contrato de concessão dispõe que:
“As tarifas do serviço de distribuição serão fixadas e aprovadas pelo CONCEDENTE
para cada segmento consumidor, de forma a remunerar o capital investido e a cobrir
todas as despesas realizadas pela concessionária para a prestação do serviço ao
respectivo segmento consumidor.”
O contrato é omisso em detalhes quanto aos prazos e formas de atualização e revisão das
tarifas. Tais critérios têm sido regulamentados por resoluções da Secretaria de Estado de
Minas e Energia37 que definiu que as tarifas serão reajustadas conforme dois componentes: o
36 A fórmula para remuneração do capital é: rf + [β x (prêmio de risco)] + rb, onde rf é a taxa real livre de
risco; β é o parâmetro que relaciona o risco sistemático (não diversificável) do setor; prêmio de risco é a
diferença entre o retorno esperado do mercado como um todo e a taxa livre de risco (rf); e rb é o “risco Brasil”. 37 A Resolução Estadual Nº 002/2002, de 21/01/2002, da Secretaria de Estado de Minas e Energia, dispõe sobre
os valores máximos e os critérios de reajuste das tarifas de gás natural canalizado para consumo industrial no
âmbito da Companhia de Gás de Minas Gerais – GASMIG. Nesta mesma linha são as resoluções anteriores: Nº
08/2001, de 26/11/2001, e Nº 002/2001, de 14/02/2001.
92
custo de aquisição do gás e o custo de distribuição. O custo de aquisição do gás será
reajustado sempre que o gás comprado pela GASMIG tiver seu preço de compra reajustado.
Já o custo de distribuição será reajustado anualmente pela variação acumulada do IGP–M.
A cada três anos as tarifas serão revisadas devendo a Concessionária apresentar ao Poder
Concedente o detalhamento de seus custos para a definição da nova tabela de tarifas a serem
praticadas. O contrato permite à concessionária adotar tarifas diferenciadas para cada
segmento de consumidor, levando em conta os seguintes parâmetros: volume; sazonalidade;
ininterruptibilidade; perfil de consumo diário; fator de carga; valor do energético a substituir e
investimento marginal na rede distribuidora.
O contrato de concessão não dispõe sobre metas de investimentos, qualidade e outras. Quanto
a investimentos, coloca que a Concessionária deverá promover todas e quaisquer obras,
instalações, redes e equipamentos, nas áreas cujos estudos apontem viabilidade econômica
seguindo os critérios do contrato.
4.5.3 Grupo 3 – distribuidoras dos Estados do Nordeste, Sul, Norte e Centro-Oeste
Neste grupo estão as restantes dezoito distribuidoras que possuem contratos de concessão
muito semelhantes entre si. Destas, onze foram criadas no Nordeste e no Sul do País, entre
1992 e 1995, enquanto as outras sete foram criadas a partir de 1997, principalmente nas
regiões Nordeste e Centro-Oeste. Uma das poucas diferenças existentes nos contratos de
concessão com os respectivos Estados é quanto ao prazo da concessão, que é de 50 anos para
a maioria das primeiras onze distribuidoras, enquanto para as últimas sete é, para a maioria,
de 30 anos, prorrogáveis por mais 30.
Para todas essas distribuidoras, os contratos de concessão garantem os direitos de exploração
dos serviços de distribuição de gás canalizado, a todo e qualquer consumidor ou segmento,
com exclusividade por todo o prazo da concessão. Os investimentos deverão ser realizados
pela distribuidora, desde que os estudos apontem a sua viabilidade.
Com relação às tarifas, estas deverão ser propostas pela distribuidora de forma a remunerar o
capital investido. Trata-se de regulação pelo mecanismo da taxa de retorno. A metodologia
93
para o cálculo da tarifa média é descrita em anexo específico do contrato. Dessa forma, a
distribuidora pode praticar determinada estrutura tarifária ao seu mercado, desde que a tarifa
média fique dentro do limite da tarifa calculada conforme a metodologia do contrato. A
metodologia prevê que anualmente seja calculada uma tarifa média conforme abaixo:
TM = PC + MB (11),
sendo:
TM = tarifa média em R$/m³;
PC = preço de compra, englobando preço do gás e o preço do transporte;
MB = margem bruta de distribuição.
O preço de compra normalmente segue os respectivos contratos de compra e venda de gás
entre a distribuidora e o supridor, geralmente a Petrobras. A margem bruta de distribuição
visa cobrir os custos de distribuição e remunerar o capital investido, sendo calculada pela
seguinte fórmula:
MB = CCP + COP + DEP + AJ + PR + RM (12),
sendo:
CCP = custo do capital;
COP = custo operacional;
DEP = depreciação;
AJ = ajustes;
PR = aumento de produtividade;
RM = reserva de modernização.
Para o cálculo do custo de capital e do custo operacional é utilizada uma taxa de remuneração
de 20% ao ano. Para o cálculo da depreciação, na maioria dos casos é utilizada uma taxa de
94
10% ao ano38. A conta de ajustes visa compensar para mais ou para menos a diferença entre
os custos estimados e os reais. O aumento de produtividade é uma conta que reparte entre a
distribuidora e o cliente o aumento de produtividade, ou seja, 50% da redução de custo
unitário verificado de um ano para o outro é repassada ao cliente, enquanto os demais 50%
ficam com a distribuidora. Finalmente, a reserva de modernização permite que sejam
adicionados à tarifa até 5% do somatório dos custos a título de formação de reserva destinada
a modernização e ampliação do sistema.
4.6 Avaliação dos Mecanismos de Regulação das Tarifas
A regulação da atividade de distribuição do gás canalizado no Brasil, como se viu aqui, pode
ser avaliada frente aos mecanismos de regulação das tarifas apresentados no capítulo 3. A
Tabela 14 resume as principais diferenças observadas entre os três grupos de distribuidoras
acima mencionados.
4.6.1 Regulação das tarifas
Os mecanismos básicos de regulação das tarifas são diferentes nas diversas companhias do
País. De forma geral, observa-se que as concessões do grupo 3, firmadas a partir do início dos
anos noventa, estabelecem regulação pela taxa de retorno, basicamente devido à cultura de
regulação vigente na época. Já nas concessões mais recentes, dos grupos 1 e 2, firmadas a
partir de 1997 com a entrada em vigor da Lei Nacional de Concessões, é utilizada a regulação
por limite de preços com revisões qüinqüenais para os Estados de São Paulo e Rio de Janeiro
e trienais para Minas Gerais.
Tabela 14 – Mecanismos da regulação econômica
Mecanismo Grupo 1 Grupo 2 Grupo 3
Regulação das tarifas Limites de preços, com
reajustes anuais pelo preço
Limites de preços com
reajustes anuais pelo preço
Taxa de retorno com
revisão anual das planilhas
38 Algumas distribuidoras, como é o caso da COMPAGÁS, do Estado do Paraná, alteraram a taxa de
depreciação de 10% para 3,33% ao ano.
95
do gás e pelo IGP–M.
Revisões tarifárias
qüinqüenais.
do gás e pelo IGP–M.
Revisões tarifárias
qüinqüenais no RJ e
trienais em MG.
de custo para cálculo da
tarifa média.
Concorrência para a
concessão
Sim, através de processo
de licitação, vencendo o
maior valor pago pela
concessão.
Sim no RJ através de
processo de licitação,
vencendo o maior valor
pago pela concessão. Não
em MG.
Não.
Benefício
compartilhado
Sim, através do fator X. Sim, através do fator X. Sim, através da conta de
aumento de produtividade.
Comparação de
performance
Sim, entre as três áreas de
concessão, facilitada pelo
Plano de Contas comum.
Não diretamente. Não diretamente.
Exclusividade Grandes clientes podem
ser livres a partir do 12°
ano.
No RJ os grandes clientes
podem ser livres a partir
do 10° ano.
Sim, para todos os
segmentos e pelo tempo
de contrato.
Intervalos
regulatórios
5 anos. 5 anos no RJ e 3 em MG. Anual.
Regulação do nível ou
da estrutura tarifária
Nível e estrutura. Nível e estrutura. Nível.
Fonte: Elaboração própria baseada em pesquisa aos contratos de concessão com os respectivos estados
A utilização de tarifas com base nos custos marginais não é diretamente observada. A
prática corrobora os argumentos apresentados no capítulo 3 (item 3.2.4) de que a adoção de
critérios tarifários baseados nos princípios dos custos marginais, apesar de representar
evolução em termos de eficiência econômica, é complexa em termos de aplicação. Muitos
contratos de concessão definem apenas a tarifa média máxima a ser praticada pela
concessionária, que por sua vez monta a estrutura tarifária de acordo com seus critérios. O
balizador para a definição da estrutura tarifária é muito mais a condição da demanda, ou seja,
a competição com os produtos substitutos, do que os custos, embora estes também sejam
considerados. Algumas agências de regulação apenas homologam as estruturas tarifárias
propostas, enquanto outras as definem como tarifas máximas a serem praticadas, sendo
diferenciadas por segmento e classe de consumo. Observa-se que as distribuidoras utilizam
um enfoque mais tradicional para a determinação do nível tarifário, e para a definição das
96
estruturas são utilizados alguns conceitos de tarifação pelo custo marginal, haja vista os
seguintes principais tipos de estruturas tarifárias encontradas nas distribuidoras:
a) tarifas monômias: contemplando somente um único valor, são utilizadas na maior
parte das distribuidoras para o segmento de gás natural veicular (GNV);
b) tarifas binômias: incorporam um componente referente ao consumo e outro referente à
capacidade; são encontradas na GASMIG e na SCGÁS;
c) tarifas em blocos: preço unitário varia com o consumo. As chamadas tarifas em
cascata são as mais comuns, encontradas na maioria das distribuidoras para os
segmentos industrial, de co-geração, de geração térmica, comercial e residencial.
Os demais tipos de estrutura tarifária não são tão comuns e são utilizados em casos mais
específicos de cada distribuidora. Ainda, os Estados do Rio de Janeiro e de São Paulo estarão
realizando a primeira revisão tarifária de suas distribuidoras em breve, em 2002 e em 2004
(para a COMGÁS), respectivamente. Nessas revisões as distribuidoras terão a chance de
propor às respectivas agências de regulação novas estruturas tarifárias.
Quanto aos mecanismos de incentivos complementares à tarifação, contata-se que são
também utilizados de forma diversa. A concorrência para a concessão foi utilizada nas
concessões dos Estados de São Paulo e Rio de Janeiro. Em tais licitações o critério de disputa
foi o maior preço pago pela concessão, gerando boa receita para os cofres públicos.
Mecanismos de benefício compartilhado podem ser encontrados nos contratos das
distribuidoras do grupo 3, na forma de ganho por aumento de produtividade que caracteriza
um repasse de 50% da redução de custo unitário que, comprovadamente, a concessionária
conseguir obter durante o ano. Nos grupos 1 e 2 o mecanismo de benefício compartilhado está
implícito na forma do fator de produtividade (fator X) do cálculo da revisão da tarifa por
limite de preços.
Outro mecanismo de incentivo que também poderá ser utilizado é o de comparação de
performance, principalmente nas concessionárias do Estado de São Paulo, grupo 1, com
estruturas de regulação semelhantes e utilizando um Plano de Contas padronizado pela CSPE.
Entretanto, nada impede que uma comparação entre as outras distribuidoras possibilite boa
97
avaliação para o regulador, se este tomar os devidos cuidados com relação às estruturas de
demanda e de custos de cada caso.
De forma geral, a prática da regulação econômica das distribuidoras de gás avaliadas é
baseada em modelos híbridos, ou seja, a regulação usa os mecanismos tradicionais de
regulação pela taxa de retorno (Grupo 3) ou por limite de preços (Grupos 1 e 2), incorporando
mecanismos complementares à tarifação.
4.6.2 Outras questões relevantes para a regulação das tarifas
O mecanismo de carreira comum consiste em dissociar o suprimento básico do serviço dos
canais de distribuição. No caso da indústria do gás, tal mecanismo se traduz no livre acesso
aos dutos de transporte e distribuição. Quanto à atividade de transporte, apesar de garantido
pela Lei do Petróleo, o livre acesso ainda não está claramente regulamentado e definido, o que
vem dificultando as negociações nesses termos. Com relação aos sistemas de distribuição, o
mecanismo de carreira comum está diretamente ligado à garantia de exclusividade na
prestação dos serviços, presente nos contratos de concessão. Observa-se que apenas no caso
das três distribuidoras do Estado de São Paulo e das duas do Estado do Rio de Janeiro, o
contrato permite que no décimo segundo e no décimo ano, respectivamente, os grandes
clientes fiquem livres para contratar outro fornecedor de gás, pagando somente à distribuidora
pelo uso do sistema de distribuição.
Com relação à competição no mercado de capitais, além de o Brasil não cultivar uma
tradição de investimentos e de grandes movimentações no mercado de capitais, a própria
composição acionária das distribuidoras dificulta que a competição no mercado de capitais
seja efetivamente um estímulo à eficiência e adequada performance por parte das
distribuidoras. A Tabela 9 demonstra claramente que essa competição é dificultada pela
participação dos governos estaduais e da Petrobras na maioria das companhias.
A concorrência com produtos substitutos é aspecto relevante da indústria do gás no Brasil.
Embora a atividade de distribuição do gás natural seja monopólio natural, seu serviço, o
fornecimento de um energético, sofre grande pressão competitiva de uma série de outros
98
produtos substitutos. Com relação aos principais usos do gás natural, a Tabela 15 destaca os
principais energéticos concorrentes:
Tabela 15 – Energéticos concorrentes do gás natural
Segmento de
mercado
Principais usos Energético
concorrente
Considerações
Residencial Cocção, aquecimento de
água para banho e
calefação.
GLP e energia elétrica. Tarifas de energia elétrica
são reguladas.
Comercial Cocção, aquecimento de
água e caldeiras.
GLP, óleo diesel e energia
elétrica.
Óleo diesel e GLP
apresentam preços livres,
variando em função da
cotação no mercado
internacional.
Industrial Aquecimento de água,
caldeiras, fornos diversos,
secadores, dentre outros.
GLP, óleos combustíveis,
carvão mineral, lenha e
energia elétrica.
Lenha e carvão mineral
apresentam restrições
operacionais e ambientais,
porém, variam pouco em
função de preços externos.
Geração de energia
elétrica.
Motores e turbinas a gás
para geração de energia
elétrica.
Energia elétrica produzida
por hidrelétricas, por
biomassa, energias
alternativas, dentre outras.
Setor elétrico como um
todo apresenta uma série
de indefinições.
Veicular Veículos de passeio
(carros) e de transporte
público (ônibus).
Gasolina, álcool e óleo
diesel.
Gasolina e diesel estão
atrelados ao mercado
internacional. Álcool
ainda dependente de
políticas governamentais.
Fonte: Elaboração própria
A competição com os produtos substitutos faz com que, mesmo sendo a atividade de
distribuição de gás um monopólio, os preços do gás natural praticados pelas distribuidoras
sejam também regulados pelo mercado. Tal aspecto é reforçado pelo fato de a maioria das
distribuidoras estar entrando no mercado tendo de deslocar os produtos substitutos. Em
muitos casos, para fazer frente a essa competição, as distribuidoras necessitam praticar preços
abaixo das tarifas máximas permitidas pelos contratos de concessão.
99
Quanto aos intervalos regulatórios, conforme descrito anteriormente, nas distribuidoras dos
Grupos 1 e 2 que utilizam a regulação por limite de preços, os intervalos entre as revisões
tarifarias são de 5 anos no caso dos Estados de São Paulo e Rio de Janeiro, e de 3 anos em
Minas Gerais. Essas tarifas também são reajustadas anualmente por um índice de preços,
normalmente o IGP–M. Nas distribuidoras do Grupo 3, todas com regulação tarifária por taxa
de retorno, as revisões são anuais. Convém salientar que esses intervalos referem-se a revisão
e reajuste da margem das distribuidoras, pois, como o custo de aquisição do gás varia
conforme contrato com o supridor, é muitas vezes repassado às tarifas independentemente dos
prazos de reajuste ou revisão.
Quanto à regulação do nível ou da estrutura das tarifas, a regulação das três distribuidoras
do Grupo 1, Estado de São Paulo, determina que nos primeiros cinco anos (primeiro ciclo), as
concessionárias devem praticar as tabelas determinadas pela Agência Reguladora (CSPE). A
partir da primeira revisão, segundo ciclo, as distribuidoras poderão propor novas estruturas
tarifárias, considerando: a compatibilidade com a margem máxima da concessionária; que não
haja discriminação indevida entre usuários; e que não se estabeleça subsídio entre os
diferentes serviços de distribuição de gás canalizado. Para as distribuidoras do Grupo 3, os
contratos de concessão estabelecem uma metodologia para o cálculo de uma tarifa média
máxima, permitindo à distribuidora maior autonomia ao propor ao concedente um estrutura
tarifária que deverá resultar em uma tarifa média inferior à permitida pelo cálculo do contrato
de concessão. Quanto às distribuidoras do Grupo 2, as do Rio de Janeiro apresentam critério
semelhante ao das do Grupo 1, enquanto a de Minas Gerais tende mais para o critério das do
grupo 3.
A necessidade de integração econômica regional parece ponto pouco observado na
elaboração e na prática da regulação econômica das distribuidoras. Sendo a regulação da
atividade de distribuição de responsabilidade estadual, certa uniformidade entre os
regulamentos dos diversos estados facilitaria, no futuro, o desenvolvimento da indústria do
gás, facilitando e ampliando as negociações entre os agentes. Esse tema se torna mais
relevante ainda quando se pensa em um mercado secundário (spot) de gás, fundamental para o
desenvolvimento da integração entre o setor elétrico e o de gás. Ainda, considerando a
integração econômica entre blocos de países, em especial o Mercosul, conforme é
100
apresentado na Figura 11, já existem alguns projetos em operação e outros em estudo que
integram os diversos países. Tal integração física deve ser complementada com uma
integração de regulamentos, guardada a devida singularidade de cada nação.
4.7 Conclusão do Capítulo 4
Após ter sido inicialmente desenvolvida de forma verticalmente integrada,
predominantemente pela Petrobras, a indústria do gás natural no Brasil está hoje estruturada
de forma desverticalizada, com a separação das atividades de produção, transporte e
distribuição. Com exceção da atividade de distribuição, que é regulada na esfera estadual, a
regulação das demais se encontra sob responsabilidade da esfera federal, através da ANP. A
atividade de distribuição é marcada também pela participação de diversos agentes na
constituição das companhias distribuidoras, enquanto nas demais atividades ainda se observa
a presença dominante da Petrobras.
A criação das companhias distribuidoras nos diversos estados da federação se deu em etapas
distintas. Até a promulgação da Constituição Federal de 1988, havia somente três empresas
nos estados do Sudeste. Depois disso, e até o ano de 1995 foram criadas onze novas
distribuidoras, principalmente na forma de sociedades de economia mista. Após a Emenda
Constitucional Nº 5, de 1995, que permitiu a concessão dos serviços, houve a criação de mais
três distribuidoras, com as privatizações nos Estados do Rio de Janeiro e de São Paulo.
Finalmente, as perspectivas de alternativas de suprimento viabilizaram a criação de mais sete
empresas, totalizando hoje 24, das quais 16 estão em operação comercial.
Além das diferentes etapas de criação das distribuidoras, outro aspecto que tem influenciado
seu desenvolvimento é a questão do suprimento do gás, mais especificamente a diferença
entre as condições comerciais de venda às distribuidoras do gás nacional em relação ao
importado. Tal diferença precisa ser corrigida para um desenvolvimento mais harmônico da
indústria do gás como um todo.
Sendo a distribuição de gás canalizado uma concessão estadual, diversos estados estruturaram
suas respectivas agências estaduais de regulação. Porém, em muitos estados estas, ou não
foram ainda criadas, ou ainda não estão estruturadas para cumprir suas funções. Nesses
101
estados, a regulação ainda está a cargo de secretarias estaduais ou órgãos afins que,
entretanto, algumas vezes carecem de estrutura para tal tarefa. Em sua grande maioria, as
agências de regulação criadas são multissetoriais, à exceção do Estado de São Paulo, que
optou pela organização de uma agência unissetorial atuando somente na regulação dos
serviços de energia elétrica e gás. Conclui-se, pois, que a regulação da atividade de
distribuição do gás canalizado apresenta desenvolvimento diferenciado, observando-se alguns
estados com alto padrão de organização, como São Paulo, enquanto em outros essa
organização praticamente inexiste.
Com base na pesquisa realizada aos contratos de concessão dos diversos estados, foi possível
enquadrar a regulação econômica aplicada à atividade de distribuição em três grupos
principais, de acordo com os principais mecanismos de regulação das tarifas. O primeiro
grupo é formado pelas três distribuidoras do Estado de São Paulo. A divisão do Estado em
três áreas de concessão, quando da licitação para as empresas privadas, já mostra o aspecto da
concorrência para concessão, ampliação da capacidade de investimento no estado e
possibilidade da comparação de desempenho, esta última viabilizada também pela adoção de
um plano de contas específico. Dos trinta anos de concessão com possibilidade de
prorrogação por mais vinte, as concessionárias não detêm exclusividade para a atividade de
comercialização de gás para grandes clientes a partir do décimo segundo ano. A regulação
tarifária é feita por limite de preços com revisão qüinqüenal. Especificações de metas
mínimas para atendimento aos mercados garantem os investimentos e os padrões de qualidade
dos serviços prestados.
O segundo grupo é formado pelas distribuidoras dos Estados do Rio de Janeiro e Minas
Gerais. Estas apresentam características um pouco diferentes entre si, porém foram reunidas
num mesmo grupo por situarem-se num patamar intermediário entre os grupos um e três. No
Rio de Janeiro houve, em 1997, licitação para a concessão dos serviços de distribuição de gás
nas duas áreas, a metropolitana e a do interior do Estado. Nesse Estado, a regulação prevê o
término da exclusividade para o segmento industrial a partir do décimo ano dos contratos. Em
ambos os Estados, para regulação tarifária é utilizado o mecanismo de limite de preços, com
revisões qüinqüenais no caso do Rio de Janeiro e trienais no caso de Minas Gerais.
102
No terceiro grupo, no qual estão as distribuidoras dos estados do Nordeste, Sul, Norte e
Centro-Oeste, os contratos de concessão se assemelham e prevêem a regulação tarifária pela
taxa de retorno com revisões anuais. A exclusividade é válida para todos os segmentos por
todo o prazo de concessão, que varia de 50 a 30 anos. Trata-se de regulação muito menos
elaborada que nos demais grupos, considerando ainda a incipiente estrutura para a regulação,
seja pela falta de agências reguladoras, seja pela falta da devida estrutura para operação de
tais agências.
Na prática, a regulação, principalmente das distribuidoras do grupo três, vem sendo feita pelo
próprio mercado, pois como essas distribuidoras estão em plena fase de expansão, exige-se a
competitividade do gás para ganhar mercado de outros energéticos, impondo-se a manutenção
de tarifas em patamares competitivos. Essa competitividade também deve ser observada pelas
distribuidoras com relação às tarifas dos estados vizinhos. É muito difícil manter uma
diferença de tarifas entre dois estados próximos sem adequada justificativa.
A avaliação dos mecanismos de regulação das tarifas, realizada com base nos mecanismos
apresentados no capítulo três, permitiu destacar as principais diferenças entre os grupos de
distribuidoras. Quanto às outras questões relevantes para a regulação das tarifas, destaca-se
que a concorrência com os energéticos substitutos está sendo fundamental e que pouca
atenção tem sido dada à questão da integração regional, tanto no âmbito nacional, quanto no
de blocos de países vizinhos.
103
CAPÍTULO 5 – CONSIDERAÇÕES FINAIS
Neste último capítulo do trabalho são apresentas algumas conclusões do estudo da regulação
econômica do serviço de distribuição de gás canalizado no Brasil e sugeridos alguns trabalhos
futuros que possam agregar mais conteúdo ao tema proposto.
5.1 Conclusões
O objetivo principal desta dissertação foi caracterizar a regulação econômica da distribuição
do gás natural canalizado no Brasil. O tema se justifica pela falta de publicações na área do
gás que tratem mais especificamente da regulação da atividade de distribuição e também pela
chegada do gás natural ao Sul do Brasil em 2000, exigindo a estruturação do aparato
regulatório nessa região.
No segundo capítulo foi possível caracterizar o serviço de distribuição de gás canalizado e
justificar a necessidade da regulação econômica nessa atividade. A distribuição de gás integra
a chamada indústria de infra-estrutura, caracterizada pela relação com a prestação de serviço
público e pela necessidade de redes para o seu provimento, o que induz o estabelecimento de
monopólios, naturais, cuja estrutura de custos é tal que estes são minimizados com a atuação
de uma única firma. Tal estrutura monopolista, embora possibilite menores custos,
proporcionará poder de mercado à empresa atuante, que poderá agir contra o interesse da
sociedade. A regulação para disciplinar o comportamento desses agentes é importante, tanto
para o investidor que procura segurança para seus investimentos, quanto para o usuário que
necessita de serviço adequado a preços justos. Entretanto, dada a superioridade da solução
competitiva, a regulação deve privilegiar essa alternativa sempre que for possível, evitando as
complexidades de um controle mais direto da atividade regulada, como assimetrias de
informações, contratos, relações entre agente e principal, restrições administrativas e
políticas, dentre outras.
O terceiro capítulo apresentou os principais mecanismos para a regulação econômica da
indústria de infra-estrutura, assim como suas respectivas vantagens e desvantagens. A base da
104
regulação econômica de determinada atividade é a estrutura do mercado, tanto vertical quanto
horizontal, devendo ser buscada a mais eficiente. Atualmente estruturas do tipo monopólio
integrado verticalmente estão sendo substituídas por estruturas com separação vertical,
possibilitando a convivência de atividades naturalmente de monopólio, com atividades
potencialmente competitivas. Entretanto, como essas últimas necessitam do acesso às redes
dos monopolistas para escoar seus produtos, esse acesso aparece como ponto de suma
importância para o sucesso de tal estrutura.
A regulação tarifária deve ter em vista garantir, de um lado, a rentabilidade do investidor e, de
outro, preços justos aos consumidores. O mecanismo mais tradicional, a regulação pela taxa
de retorno, visa remunerar o custo médio de produção, mas é criticado por induzir ao
investimento excessivo, não estimular a redução de custos e resultar em elevados custos de
regulação. Alternativamente, no mecanismo de regulação por limite de preços, através do
estabelecimento de preços máximos e de um maior tempo de revisão, procura-se estimular as
firmas ao comportamento mais eficiente, principalmente pela redução e melhor alocação dos
custos. As principais críticas ao mecanismo são, também, quanto aos elevados custos de
regulação, quanto à necessidade de certo grau de subjetividade do regulador para a
determinação do fator de produtividade (fator X) e possíveis distorções nos padrões de
qualidade e investimento nos serviços.
Na prática, os dois principais mecanismos básicos de regulação tarifária têm sido utilizados
com estruturas tarifárias baseadas nos custos marginais e com mecanismos de incentivos
complementares, tais como: concorrência para concessão, benefício compartilhado e
comparação de desempenho, formando modelos híbridos. A despeito dos diversos
mecanismos apresentados e suas possíveis combinações, cabe observar que para cada situação
pode haver um modelo mais adequado.
Considerando a base teórica apresentada nos capítulos 2 e 3, no quarto capítulo foi
desenvolvido o tema principal da dissertação: a regulação econômica da distribuição do gás
natural canalizado no Brasil. Foram avaliadas as diversas companhias responsáveis pela
prestação dos serviços de distribuição de gás canalizado no País, destacando os mecanismos
atualmente utilizados para a regulação dessa atividade.
105
Da descrição da estrutura do mercado e suas respectivas atividades, feita no início do
capítulo, concluiu-se que a indústria do gás natural no Brasil está estruturada, conforme
determina a Lei do Petróleo, de maneira desverticalizada, em produção, transporte e
distribuição, sendo da esfera federal, através da ANP, a responsabilidade pela regulação das
primeiras atividades, enquanto é da esfera estadual a regulação da atividade de distribuição.
Contudo, embora haja previsão legal de estrutura de separação vertical que possibilite a
concorrência nas atividades de produção e comercialização do gás, sendo as atividades de
transporte e de distribuição reguladas pelas esferas federal e estadual, respectivamente, tal
separação vertical, praticamente, ainda inexiste de fato. A Petrobras continua dominando as
atividades de produção e processamento, tanto no Brasil, quanto na Bolívia e, mais
recentemente, em outros países. Na atividade de transporte a Petrobras é acionista majoritária
da Transpetro e da TBG, tendo participação também na GTB. Como ainda não ficou
estabelecida uma regulamentação definitiva sobre o livre acesso às instalações de transporte,
dois casos exigiram a arbitragem da ANP para solucioná-los. A pequena participação de mais
agentes no setor, dentre outros, é conseqüência do risco regulatório percebido pelos
potenciais investidores. O País precisa de planejamento para o setor energético como um
todo. Para o caso do gás natural, é necessária uma estratégia de desenvolvimento para o
energético, implicando, se necessário, a edição de uma Lei do Gás, pois atualmente o seu
tratamento pela Lei do Petróleo é incompleto e de modo marginal.
A questão do suprimento do gás demonstra a falta de uma clara política para o gás natural no
País. A formação do preço do gás com base na cotação do petróleo internacional, dólar e
inflação americana é questionável. Esse energético, diferentemente do petróleo, não pode ser
comercializado sem uma infra-estrutura de gasodutos, sendo uma commodity regional.
Também, a diferença de condições comerciais entre o gás de origem nacional e o importado
da Bolívia, em que o gás importado tem apresentado preços mais de 50% superiores ao do gás
nacional, acaba até por comprometer o desenvolvimento econômico de determinadas regiões
do País.
A Constituição Federal de 1988, em seu artigo 25, com redação alterada em 1995 pela
Emenda Constitucional N° 5, definiu que cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante
concessão, os serviços de gás canalizado. Dessa forma, diversas distribuidoras foram criadas,
106
atendendo a maioria dos estados brasileiros. Atualmente as 24 distribuidoras existentes
contam com a participação acionária de diversos agentes, incluindo os próprios estados, a
Petrobras e demais sócios privados. Entretanto, foi mostrado que o desenvolvimento dessas
distribuidoras ocorreu de maneira bem diversa, resultando em um quadro bastante
heterogêneo, contendo desde companhias recém-criadas, até outras já com milhares de
consumidores. Esta situação se reflete nas agências de regulação estaduais, pois enquanto
algumas apresentam estrutura adequada para desempenhar suas funções, outras ainda carecem
de condições operacionais para iniciar suas atividades. Cabe destacar que, à exceção do
Estado de São Paulo, os demais estados estão estruturados em agências reguladoras
multissetoriais que precisarão preparar-se para regular a atividade de distribuição do gás de
forma integrada com os demais setores e com os demais estados.
A pesquisa realizada nos contratos de concessão das diversas distribuidoras permitiu
identificar os principais mecanismos de regulação das tarifas utilizados. Foram identificados
três grupos com características semelhantes, os quais foram avaliados em relação aos
mecanismos de regulação das tarifas apresentados no capítulo três, permitindo identificar
claramente suas diferenças. A Figura 14 apresenta uma síntese dos grupos identificados,
relacionado-os à realidade de cada uma das cinco regiões brasileiras.
Com relação à regulação das tarifas, observa-se nos grupos 1 e 2 a utilização do mecanismo
de regulação tarifária por limite de preços. A grande crítica a esse mecanismo, a falta de
estímulo aos investimentos e à manutenção da qualidade do serviço, é contrabalanceada por
um plano de qualidade e por um plano de metas de atendimento ao mercado, aliados também
a um plano de contas que facilita a informação ao regulador. Entretanto, permanece a crítica
quanto à subjetividade na determinação do fator X. Nas distribuidoras do grupo 3 a regulação
é muito menos elaborada e é utilizado o mecanismo da taxa de retorno com revisão anual das
planilhas de custos. A principal crítica ao mecanismo recairia na indução ao investimento
excessivo e na falta de estímulo à redução de custos; mas talvez ambos não sejam tão cruciais
nesta fase de expansão em que se encontram essas distribuidoras, pois seus escassos recursos
devem ser investidos com a melhor eficiência possível na expansão das redes de distribuição.
A regulação dos grupos 1 e 2 (RJ) prevê a perda da exclusividade para grandes clientes a
partir do 12o e 10o anos, respectivamente, após assinatura dos contratos de concessão, visando
107
desenvolver a concorrência, também na atividade de comercialização do gás. Isto não está
previsto nos contratos das distribuidoras do grupo 3. A avaliação da implantação dessa
alternativa, para os segmentos de maior consumo e a partir de determinado prazo, deve
considerar a maturidade desses mercados, não prejudicando os investimentos na expansão das
redes de distribuição, dentre outros.
s
Fonte: Elaboração
Regulaç
Grupo 3 – Es
Sul, Norte e C• Taxa de retor
• Revisões anu
• Exclusividad
concessão
• Sociedades d
governos, P
(maioria)
Grupo 2 – Es• Limite de pre
• Revisões qüi
(MG)
• Grandes clie
(RJ)
Grupo 1 – Es• Limite de pre
• Revisões qüi
• Grandes clien
• Três áreas de
• Metas de qua
Figura 14 - Grupos de regulação e realidades regionai
própria
ão Semelhante Realidades Regionais
Norte • Gás da bacia amazônica (em implantação)
• Mercado em desenvolvimento
• Sem agências reguladoras estruturadas
Centro-oeste • Gás importado da Bolívia (em implantação)
• Mercado em desenvolvimento
• Sem agências reguladoras estruturadas
Sul • Gás importado da Bolívia e da Argentina
• Mercado em desenvolvimento
• Agência reguladora estruturada no RS
Nordeste • Gás nacional
• Mercado em desenvolvimento
• Algumas agências reguladoras estruturadas
Sudeste • Gás nacional e importado
• Mercado desenvolvido (SP e RJ)
• Agências reguladoras estruturadas (SP e RJ)
tados do Nordeste,
entro-oeste no
ais
e por todo o período de
e economia mista com
etrobras e privados
tados do RJ e MGços
nqüenais (RJ) e trienais
ntes livres no 10o ano
tado de São Pauloços
nqüenais
tes livres no 12o ano
concessão
lidade e investimentos
108
Importante também para o trabalho das agências de regulação é a introdução de um plano de
contas padronizado para o setor de gás, a exemplo do Estado de São Paulo, focando a
separação entre as atividades de distribuição, tipicamente monopólio natural, e as de
comercialização, em que certa competição pode ser estimulada.
O aprimoramento da regulação no âmbito estadual pode ser concretizado com a promulgação
de uma Lei do Gás em cada estado, como a Lei 43.889/99, do Estado de São Paulo, que
estabelece o marco regulatório dos serviços de distribuição de gás canalizado, também com
vistas a eventual futura privatização.
Apesar de ser atividade monopolista, a distribuição do gás natural canalizado enfrenta a
concorrência dos demais energéticos substitutos, convivendo com a elasticidade da demanda
em função do preço e demais condições de venda. Atualmente ocorre uma regulação pelo
mercado, principalmente onde o gás natural está sendo introduzido, pois as distribuidoras
necessitam praticar tarifas competitivas com os demais energéticos.
Convém destacar o importante papel das entidades de associação das distribuidoras de gás –
ABEGAS e das agências de regulação – ABAR, dentre outras, na disseminação da
informação entre os diversos agentes, visando ao desenvolvimento de uma regulação mais
harmônica entre os diversos estados da federação.
De forma geral, os objetivos deste trabalho de dissertação foram atingidos ao conseguir
identificar e caracterizar a regulação aplicada à atividade de distribuição de gás canalizado no
País. O tema abordado permanece aberto a outros estudos, pois a regulação de determinada
atividade deve ser dinâmica, refletindo as políticas setoriais e as necessidades, tanto dos
usuários, quanto dos investidores.
5.2 Sugestões para Trabalhos Futuros
Como sugestão para trabalhos futuros, visando avançar no realizado nesta dissertação e
complementá-lo, dentre outras, pode ser estudada a regulação da atividade de distribuição em
outros países; pode ser feito um trabalho de entrevista com técnicos do setor; e cabe também
109
uma pesquisa para identificar como as distribuidoras conseguem adaptar-se estrategicamente
ao atual contexto regulatório.
A avaliação da regulação da atividade de distribuição em outros países certamente contribuirá
para melhor entender o atual contexto regulatório brasileiro, permitindo identificar
alternativas para questões problemáticas. Entretanto, há de se ponderar as diferenças
existentes entre cada nação, ou grupo delas, pois são essas características que possibilitam ou
não a utilização de determinado modelo regulatório. Experiências interessantes certamente
poderão ser obtidas da avaliação da regulação da atividade de distribuição em alguns países,
como Estados Unidos, que possuem uma longa história de concessão dos serviços de gás
canalizado ao setor privado; dos países europeus, cujo desenvolvimento da indústria do gás
contou com grande participação do Estado, embora recentemente tenham aplicado mudanças
profundas visando ao incremento da eficiência e à integração ao mercado comum europeu; e
da Argentina, que, além de ter uma indústria de gás muito desenvolvida, já é parceiro
comercial do Brasil, no âmbito do Mercosul.
Outro estudo interessante para complementar esta dissertação é a realização de entrevistas
com técnicos do setor, visando captar a opinião de cada um com relação à atual regulação da
atividade distribuição de gás canalizado. É importante que sejam escolhidos entrevistados que
representem os diversos agentes envolvidos no setor, como: consumidores, grandes, pequenos
e de diversos segmentos de mercado; técnicos de agências reguladoras, de distribuidoras e de
outras atividades da cadeia produtiva do gás; e especialistas do meio acadêmico.
A identificação das alternativas de adaptação estratégica do segmento de distribuição de gás
canalizado ao contexto regulatório em que a distribuidora está inserida também pode gerar um
bom trabalho. Poderiam ser avaliadas as possíveis estratégias de posicionamento da
distribuidora diante de seus clientes, dos diversos segmentos e frente às entidades
reguladoras, acionistas, colaboradores e à sociedade como um todo.
110
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ANP – Agência Nacional de Petróleo. Site: http://www.anp.gov.br/
CSPE – Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São Paulo. Site:
http://www.cspe.sp.gov.br/
MME – Ministério das Minas e Energia. Site: http://www.mme.gov.br/
PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A. Site: http://www.petrobras.com.br/
PORTAL GÁSENERGIA – Site: http://www.gasenergia.com.br/
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ANEXOS
A seguir estão relacionadas algumas das leis, resoluções e portarias que formam a base da
recente legislação brasileira sobre a regulação da indústria do gás natural.
Constituição Federal
Ato Data Resumo Informativo
Artigo 25 nov-88 Os Estados organizam-se e regem-se pelas Constituições e leis que
adotarem, observados os princípios desta Constituição.
Emenda Constitucional Nº 5 ago-95
Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os
serviços locais de gás canalizado, na forma da lei, vedada a edição de
medida provisória para a sua regulamentação.
Legislação Federal
Ato Data Resumo Informativo
Lei Nº 9.986/2000 jul-00 Dispõe sobre a gestão de recursos humanos das agências reguladoras
e dá outras providências.
Portaria MME/MF Nº 3 fev-00 Estabelece os preços máximos de venda do gás natural de produção
nacional para venda à vista às concessionárias de gás canalizado.
Decreto Nº 2.455
jan-98
Implanta a Agência Nacional do Petróleo – ANP, autarquia sob
regime especial, aprova sua Estrutura Regimental e o Quadro
Demonstrativo dos Cargos em Comissão e Funções de Confiança e
dá outras providências.
Lei No 9.478/97 – Lei do Petróleo
ago-97
Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao
monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política
Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras
providências.
Lei No 9.074 jul-95
Estabelece normas para outorga e prorrogações das concessões e
permissões de serviços públicos e dá outras providências.
Complementa a Lei No 8.987.
Lei No 8.987 – Lei Nacional das
Concessões de Serviços Públicos fev-95 Lei nacional de concessões. Dispõe sobre o regime de concessão e
permissão da prestação de serviços públicos previsto no Art. 175 da
Constituição Federal, e dá outras providências.
118
Portarias Técnicas ANP
Ato Data Resumo Informativo
PORTARIA ANP Nº 104 jul-02
Estabelece a especificação do gás natural, de origem nacional ou
importado, a ser comercializado em todo o território nacional.
REVOGA: a Portaria ANP Nº 128, de 28 de agosto de 2001.
Portaria ANP No 45
abr-02
Estabelece as Parcelas Referenciais de Transporte (TREF) para o
cálculo dos preços máximos do gás natural de produção nacional
para vendas à vista às empresas concessionárias de gás canalizado.
REVOGA: as Portarias ANP Nº 108, de 28 de junho de 2000, Nº
101, de 26 de junho de 2001 e Nº 130, de 29 de agosto de 2001.
Portaria ANP No 254 set-01 Regulamenta a resolução de conflito de que trata o art. 58 da Lei Nº
9.478, de 6 de agosto de 1997.
Portaria ANP No 115
jul-01
Delega à Superintendência de Comercialização e Movimentação de
Gás Natural, poderes para o atendimento ao disposto no art. 4° da
Portaria ANP N° 98 de 22 de junho de 2001 e para o
acompanhamento da realização do Concurso Aberto pelas empresas
autorizadas a operar instalações de transporte de gás natural.
Portaria ANP No 098
jun-01
Determina a elaboração do Manual do Concurso Aberto pelos
transportadores, detalhando os procedimentos de oferta e alocação
de capacidade para o serviço de transporte firme decorrente da
expansão de suas instalações de transporte de gás natural.
Portaria ANP No 032
mar-01
Regulamenta o exercício da atividade de revenda varejista de Gás
Natural Veicular – GNV em posto revendedor que comercialize
exclusivamente este combustível.
REVOGA: a Portaria MME Nº 28, de 12/01/1996.
Portaria ANP Nº 243
out-00
Regulamenta as atividades de distribuição e comercialização de gás
natural comprimido (GNC) a granel e a construção, ampliação e
operação de Unidades de Compressão e Distribuição de GNC.
REVOGA: as Portarias DNC Nº 26 de 7 de novembro de 1991 e Nº
24, de 29 e setembro de 1993.
Portaria ANP Nº 118 jul-00
Regulamenta as atividades de distribuição de gás natural liqüefeito
(GNL) a granel e de construção, ampliação e operação das centrais
de distribuição de GNL.
Portaria ANP Nº 028
fev-99
Estabelece a regulamentação para o exercício das atividades de
construção, ampliação de capacidade e operação de refinarias e de
unidades de processamento de gás natural e o Regulamento Técnico
nº 001/99.
REVOGA: as Resoluções CNP Nº 3, de 14/05/59 e Nº 10, de
05/10/71.
Portaria ANP No 170
nov-98
Estabelece a regulamentação para a construção, a ampliação e a
operação de instalações de transporte ou de transferência de
petróleo, seus derivados e gás natural, inclusive liqüefeito (GNL),
dependem de prévia e expressa autorização da ANP.
REVOGA: a Resolução CNP Nº 1/77, de 18/01/77, as Portarias
CNP Nº 235, de 14/05/80 e ANP Nº 44, de 15/04/98.
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Portaria ANP No 43
abr-98
Estabelece a regulamentação para a importação de gás natural.
ALTERADO: o parágrafo 1º, do art. 3º (republicada no DOU em
22/05/98) e o art. 3º, alínea "a" e art. 4º (republicada no DOU de
24/01/2001) OBS.: retificada no DOU de 16/02/2001.
Portarias Conjuntas ANP / INMETRO
Ato Data Resumo Informativo
PORTARIA ANP/INMETRO Nº 001
jun-00
Aprova o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás
Natural, que estabelece as condições e requisitos mínimos para os
sistemas de medição de petróleo e gás natural, com vistas a garantir
resultados acurados e completos.
Portarias Conjuntas ANP / ANEEL / ANATEL
Ato Data Resumo Informativo
PORTARIA ANP/ANEEL/Anatel Nº
002 mar-01 Aprova o Regulamento Conjunto de Resolução de Conflitos das
Agências Reguladoras dos Setores de Energia Elétrica,
Telecomunicações e Petróleo.
PORTARIA ANP/ANEEL/Anatel Nº
001 nov-99 Aprova o Regulamento Conjunto para Compartilhamento de Infra-
estrutura entre os Setores de Energia Elétrica, Telecomunicações e
Petróleo.
Legislações Estaduais
Estado de São Paulo
Parte I – Geral
Ato Data Resumo Informativo
Decreto Nº 43.889 mar-99
Aprova o Regulamento de Concessão e Permissão da Prestação de
Serviços Públicos de Distribuição de Gás Canalizado no Estado de
São Paulo.
Decreto Nº 43.036 abr-98
Aprova o Regulamento da Comissão de Serviços Públicos de
Energia – CSPE, criada pela Lei Complementar Nº 833, de 17 de
outubro de 1997.
Decreto Nº 43.835 fev-99 Aprova o Regimento Interno da Comissão de Serviços Públicos de
Energia – CSPE e dá providências correlatas.
Lei Complementar Nº 833 out-97
Cria a Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE, entidade
autárquica com sede e foro na cidade de São Paulo, vinculada à
Secretaria de Estado de Energia.
120
Parte II – Outorga de Concessão
GÁS NATURAL SÃO PAULO SUL S.A.
Ato Data Resumo Informativo
Contrato de Concessão Nº
CSPE/03/2000 mai-00 Contrato de Concessão para Exploração de Serviços Públicos de
Distribuição de Gás Canalizado celebrado entre o Estado de São
Paulo e a GÁS NATURAL SÃO PAULO SUL S.A.
Decreto Nº 44.674
jan-00
Dispõe sobre a outorga de concessão para exploração dos serviços
de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo, em área
que compreende os municípios que atualmente integram as regiões
administrativas de Sorocaba e Registro, doravante denominada área
sul, à empresa ou consórcio de empresas vencedores da licitação a
ser instaurada e dá outras providências.
GÁS BRASILIANO DISTRIBUIDORA LTDA.
Ato Data Resumo Informativo
Contrato de Concessão Nº
CSPE/02/1999 dez-99 Contrato de Concessão para Exploração de Serviços Públicos de
Distribuição de Gás Canalizado celebrado entre o Estado de São
Paulo e a GÁS BRASILIANO DISTRIBUIDORA LTDA.
Decreto Nº 44.201
ago-99
Dispõe sobre a outorga de concessão para exploração dos serviços
de distribuição de gás canalizado na área Noroeste do Estado de São
Paulo à empresa ou consórcio de empresas vencedores da licitação a
ser instaurada e dá outras providências.
COMPANHIA DE GÁS DE SÃO PAULO – COMGÁS
Ato Data Resumo Informativo
Contrato de Concessão Nº
CSPE/01/1999 mai-99 Contrato de Concessão para Exploração de Serviços Públicos de
Distribuição de Gás Canalizado celebrado entre o Estado de São
Paulo e a Companhia de Gás de São Paulo – COMGÁS.
Decreto Nº 43.888
mar-99
Dispõe sobre a outorga de concessão para exploração dos serviços
de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo à
Companhia de Gás de São Paulo – COMGÁS simultaneamente à
sua privatização e dá outras providências.
