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JOÃO PEREIRA DOS SANTOS
BALANÇO SOCIAL DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA RESIDENCIAL DO ESTADO DO PARÁ:
1985 A 2003
BELÉM
2006
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JOÃO PEREIRA DOS SANTOS
BALANÇO SOCIAL DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA RESIDENCIAL DO ESTADO DO PARÁ:
1985 A 2003
Dissertação apresentada ao Programa de
Pós-Graduação, Mestrado em Economia, da
Universidade da Amazônia, para obtenção do
grau de mestre em Economia.
Orientador: Prof. Dr. Estanislau Luczynski.
BELÉM
2006
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S337b Santos, João Pereira dos.
Balanço social da distribuição de energia elétrica residencial do
Estado do Pará: 1985 a 2003. / João Pereira dos Santos. – Belém, 2006.
157 f.: il.
Dissertação (Mestrado em Economia), Universidade da Amazônia.
Programa de Pós-graduação.
Orientador: Prof. Dr. Estanislau Luczynski.
1. ENERGIA ELÉTRICA-distribuição-Estado do Pará. 2. ENERGIA
ELÉTRICA-BALANÇO SOCIAL. I. Título
CDD: 338.47621319811
JOÃO PEREIRA DOS SANTOS
BALANÇO SOCIAL DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA RESIDENCIAL DO ESTADO DO PARÁ:
1985 A 2003
Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação, Mestrado em
Economia, da Universidade da Amazônia, para obtenção do grau de mestre em
Economia
.
BANCA EXAMINADORA
_______________________________________________
Orientador: Prof. Dr. Estanislau Luczynski
_________________________________________________
Examinador: Prof. Dr. Antônio Cordeiro de Santana
__________________________________________________
Examinador: Prof. Dr. João Eustáquio de Lima
DATA: ______ / ______ / 2006.
Aos meus pais Alberto e Celsa, meus grandes incentivadores e financiadores.
AGRADECIMENTOS
A Deus pela saúde e força para não desistir nos momentos mais difíceis.
Aos meus pais que sempre me apoiaram e acreditaram no meu potencial.
Ao Professor Estanislau que confiou em mim e me estimulou com a sua experiência e suas
orientações.
A Simone, coordenadora do acervo da Fundação Trancredo Neves – CENTUR, a Augusta,
Kátia, Karla da SEPOF.
Ao Omir, meu colega de Mestrado, que foi sempre atencioso comigo na SEPOF.
A minha colega de Mestrado Vanusa, mãe do Rodrigo, que me emprestou o
MICROECONOMIC ANALYSIS, do HAL VARIAN.
A minha princesa e colega de Mestrado Zilda que me deu várias provas de amor, nesses dois
anos de Mestrado, sempre disposta a me ajudar e a me escutar nos momentos de desânimo.
Ao Professor Antônio Cordeiro pelas suas cruciais orientações em Microeconomia e
Econometria.
Uma homenagem especial ao Professor Mario Amim, um eterno incentivador.
Ao Professor Bahia por compartilhar o seu conhecimento do setor elétrico.
A CAPES pela bolsa de estudo.
Aos Srs. Arlan e Nilton da Biblioteca da ANEEL pelas informações valiosas.
Aos colegas do mestrado.
RESUMO
Objetiva fazer um Balanço Social da Distribuição de Energia Elétrica Residencial
do Estado do Pará, no período de 1985 a 2003 através do cálculo do excedente econômico,
verificando a sua apropriação entre consumidores residenciais, produtores e a perda de
bem-estar causada pelo monopólio natural da Celpa para a sociedade paraense. Para isso
utilizou-se como teoria de base a Teoria do Consumidor, a Teoria da Firma e a estrutura de
mercado monopólio com ênfase no monopólio natural que é o caso da Celpa e como
instrumental analítico um modelo de expectativas adaptativas para a demanda residencial de
energia elétrica e um modelo econométrico para a curva de custo da distribuição de energia
elétrica residencial do Estado do Pará. Essa técnica identificou que antes do Plano Real o
Excedente dos Consumidores residenciais que podiam pagar pela energia era elevado,
entretanto, o prejuízo da Celpa reduziu indiretamente o excedente do consumidor, pois os
Governos Federal e Estadual subsidiaram a Celpa com recursos provenientes do pagamento
de impostos dos consumidores. Por outro, foi significativa a parcela de consumidores que não
foram atendidos pela Celpa neste período a despeito da função e da responsabilidade da Celpa
de fornecer um produto essencial (energia elétrica) para população. De outra maneira, após o
Plano Real e com o advento da privatização da Celpa, a Empresa adotou um novo modelo de
gestão, aumentando a sua produtividade, reduzindo as perdas de energia de tal forma que
possibilitou o aumento da oferta de energia aumentando o excedente do consumidor e
reduzindo o peso morto.
Palavras-chave: Energia elétrica-balanço social. Energia elétrica-Centrais elétricas. Energia
elétrica-distribuição-Estado do Pará. Excedente Econômico. Modelo Econométrico-demanda
de energia elétrica residencial. Modelo Econométrico-custo da Distribuição de Energia
Elétrica. Monopólio natural. Teoria do Consumidor. Teoria da Firma.
ABSTRACT
Objective to make a Social Balance of the Distribution of Residential Electric
Energy of the State of Pará, in the period of 1985 to 2003, through the calculation of the
economic surplus, verifying its appropriation between residential consumers, producers and
the loss of welfare caused by the natural monopoly of the Celpa for the society of the State of
Pará. For this it was used as base theory the Theory of the Consumer, the Theory of the Firm
and the structure of market monopoly with emphasis in analysis of the natural monopoly that
is the case of the Company. As instrumental of analysis it was used a model of adaptabel
expectations for the residential demand of electric energy and a econometrical model for the
curve of cost of the distribution of residential electric energy of the State of Pará. This
technique identified that before of the Real Plan the surplus of the residential Consumers who
could pay for the energy was high, however, of the damage of the Firm in this period
indirectly reduced the surplus of the consumer, therefore the Federal and State Government
subsidized the Producers with resources proceeding from the payment of taxes of the
consumers. For another one, the parcel of consumers who had not been taken care of by the
Company was raised in this period, in spite of the function and the responsibility of the Celpa
to supply an essential product (electric energy) for the population. In another way, after the
Real Plan and with the advent of the privatization of the Celpa, the Company adopted a new
model of management, increasing its productivity, reducing the losses of energy of such form
that it made possible the increase the supply of energy increasing the surplus of the consumer
and reducing the weight dead.
Keywords: Econometrical Model of the Cost of the Distribution of Electric Energy.
Econometrical Model of the Demand of Residential Electric Energy. Electric energy-social
balance. Electric energy-Power plants of Pará (CELPA). Electric energy-distribuition-Pará
State. Exceeding Energy. Natural Monopoly. Theory of the consumer. Theory of the Firm.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1
Curva de demanda de mercado e a curva de receita marginal associada
34
Figura 2
Lucro anormal do monopólio 35
Figura 3
Caso de encerramento do monopolista: Cvme está acima da Receita
média 36
Figura 4
Não existe curva de oferta para o monopolista: para o mesmo preço
existem duas quantidades oferecidas 37
Figura 5
Perda de bem-estar em decorrência do monopólio 39
Figura 6
Regulamentação de preços 45
Figura 7
Monopólio natural 46
Figura 8
Nível de preços em uma situação de monopólio natural 47
Figura 9
Monopólio estatal e privado da Celpa
64
Figura 10
Consumo e número de consumidores de energia elétrica residencial do
Estado do Pará 75
Figura 11
Tarifa de energia elétrica residencial do Estado do Pará 80
Figura 12
PIB per capita do Estado do Pará 87
Figura 13
Preço médio dos eletrodomésticos, Estado do Pará, 1985-2003 90
Figura 14
Custo da distribuição de energia elétrica residencial
91
Figura 15
Número de funcionários e salário médio 92
Figura 16
Receita operacional líquida da Celpa 93
Figura 17
Monopólio estatal e privado da Celpa 103
APÊNDICE A
Figura 1
Curva de Indiferença 123
Figura 2
Mapa de Indiferença 124
Figura 3
O Conjunto Orçamentário 126
Figura 4
Maximização da Satisfação do Consumidor 128
Figura 5
Minimização do Gasto do Consumidor 132
Figura 6
Efeito Renda e Substituição 134
Figura 7
Demanda Marshalliana e o Excedente do Consumidor 143
Figura 8
Demanda Hicksiana ou Compensada 148
Figura 9
Variações Compensatória (VC) e Equivalente (VE) em situação de
queda de preço 149
Figura 10
Excedente Compensatória (VC) em situação de aumento de
quantidade 150
Figura 11
Excedente Equivalente (EE) em situação de aumento de quantidade 151
Figura 12
Isoquanta 154
Figura 13
Receita Marginal igual ao Custo Marginal para Maximização do
Lucro 157
Figura 14
Problema de Minimização do Custo de Produção de uma firma
competitiva 161
Figura 15
Curvas de Custo de Produção no Curto Prazo 164
Figura 16
Curvas de Custo de Produção de Longo Prazo 166
Figura 17
Excedente do Produtor 167
LISTA DE SIGLAS
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
BANPARÁ – Banco do Estado do Pará
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social
CANAMBRA – Comitê de Estudos Canadenses-Americano-Brasileiro
CCC – Conta de Consumo de Combustíveis Fóseis
CELPA – Centrais Elétricas do Pará
CERJ - Companhia de Eletricidade do Estado do Rio de Janeiro
CHESF – Compañía Hidroelétrica do São Francisco
CMLP – Curva de custo médio de longo prazo
COELBA – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
COFINS – Contribuição para Fins Sociais
CRC – Conta de Resultados a Compensar
CUEFP - Companhia Urbana de Estrada de Ferro Paraense
DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
ELETROBRÁS – Centrais Elétricas Brasileiras
ELETRONORTE – Centrais Elétricas do Norte do Brasil
EME – Escala mínima eficiente
FGV – Fundação Getúlio Vargas
ICMS - Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços
IGP – Índice de Preço ao Consumidor
INEPAR – Inepar S. A. Indústria e Construções
ISEB – Setor Elétrico Brasileiro
LIGHT – Brascan Limited
MAE – Mercado Atacadista de Energia
MQO – Métodos dos Mínimos Cuadrados Ordinários
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico
PIB – Produto Interno Bruto
RGR – Reserva Peral de Reversão
RENCOR – Reserva Nacional de Compensação de Remuneração
RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária
SEB – Setor Elétrico Brasileiro
SEPOF - Secretaria Executiva de Estado de Planejamento, Orçamento e Finanças
SIN – Sistema Interligado Nacional
SUDAM – Superintendencia para o Desenvolvimento da Amazônia
TMA – Tempo Médio de Atendimento
TMS – Taxa Marginal de Sustituição
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO
23
1.1 PROBLEMA 25
1.2 OBJETIVOS 28
1.2.1 Objetivo geral
28
1.2.2 Objetivos específicos
28
1.3 HIPÓTESE 29
1.4 JUSTIFICATIVA 29
2 MARCO TEÓRICO
31
2.1 TEORIA DO MONOPÓLIO 32
2.1.1 Hipóteses fundamentais e estrutura de mercado
32
2.1.2 Causas do monopólio
33
2.1.3 Curva da procura, receita média e receita marginal do monopolista
33
2.1.4 Equilíbrio de curto prazo do monopolista
34
2.1.5 Regra de oferta do monopolista
37
2.1.6 Equilíbrio de longo prazo do monopolista
38
2.1.7 Comparação entre o monopólio e a concorrência perfeita
38
2.2 MONOPÓLIO NATURAL 41
2.3 MONOPÓLIO MAXIMIZADOR DE QUANTIDADE 48
3 REVISÃO DA LITERATURA
49
3.1 ALGUNS ESTUDOS RECENTES NO BRASIL 49
3.2 HISTÓRIA DA ELETRICIDADE NO PARÁ 55
4 METODOLOGIA
62
4.1 MODELO DE ANÁLISE 62
4.1.1 Excedente econômico
62
4.1.2 Equação da demanda de energia elétrica residencial do Estado do Pará
66
4.1.2.1 Modelo de expectativas adaptativas de Cagan e Friedman 68
4.1.3 Curva de custo da distribuição energia elétrica do Estado do Pará
70
4.2 ÁREA DE ESTUDO 72
4.3 FONTE DE DADOS 73
5 DISCUSSÃO DOS RESULTADOS
74
5.1 PANORAMA DO CONSUMO RESIDENCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA 74
5.2 PANORAMA DA TARIFA RESIDENCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA 79
5.3 PANORAMA DO PIB PER CAPITA DO ESTADO DO PARÁ 86
5.4 PANORAMA DO PREÇO MÉDIO DOS ELETRODOMÉSTICOS 89
5.5 CUSTO DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO ESTADO
DO PARÁ
90
5.6 ANÁLISE DA DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA RESIDENCIAL DO
ESTADO DO PARÁ 97
5.7 ANÁLISE DO CUSTO DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
RESIDENCIAL DO ESTADO DO PARÁ
100
5.8 ANÁLISE ECONÔMICA 103
5.8.1 Excedente econômico antes do Plano Real
105
5.8.2 Excedente econômico depois do Plano Real
109
6 CONCLUSÃO
113
REFERÊNCIAS
118
APÊNDICE A
122
1 PREFERÊNCIAS E UTILIDADE
122
1.1 A ESCOLHA QUE MAXIMIZA A UTILIDADE 127
1.2 A FUNÇÃO DE UTILIDADE INDIRETA 130
1.3 DUALIDADE 131
1.4 EFEITO-RENDA E EFEITO-SUBSTITUIÇÃO 133
1.5 ESTÁTICA COMPARATIVA 135
1.6 BENS COMPLEMENTARES E SUBSTITUTOS 137
1.7 ELASTICIDADE 139
1.8 DEMANDA DE MERCADO 141
1.9 A CONSTRUÇÃO DA CURVA DA DEMANDA MARSHALIANA
INVERSA E O EXCEDENTE DO CONSUMIDOR 142
1.10 A CONSTRUÇÃO DA CURVA HICKSIANA E O EXCEDENTE DO
CONSUMIDOR 146
2 TEORIA DA FIRMA
152
2.1 TECNOLOGIA 152
2.2 FIRMAS DE PRODUTO ÚNICO 154
2.3 MAXIMIZAÇÃO DE LUCROS 156
2.4 MINIMIZAÇÃO DE CUSTOS 160
2.5 FUNÇÃO DE CUSTO 162
2.6 O EXCEDENTE DO PRODUTOR 167
23
1 INTRODUÇÃO
A grande tarefa política dos anos 90 foi a reforma ou a reconstrução do Estado.
Entre os anos 30 e os anos 60 do século XX, o Estado foi um fator de desenvolvimento
econômico e social. Nesse período, e particularmente depois da segunda guerra mundial,
assistiu-se a um período de prosperidade econômica e de aumento dos padrões de vida sem
precedentes na história da humanidade. A partir dos anos 70, porém, face ao seu crescimento
distorcido e ao processo de globalização, o Estado entrou em crise e se transformou na
principal causa da redução das taxas de crescimento econômico, da elevação das taxas de
desemprego e do aumento da taxa de inflação que, desde então, ocorreram em todo o mundo
(PEREIRA, 2005).
Diante da exacerbação da crise capitalista nos anos 70, os capitalistas dos países
centrais reagiram, redirecionando o poder de seus respectivos Estados, com políticas que
proporcionassem o crescimento econômico e o resgate das taxas de lucratividade, fase que teve
seu princípio com a introdução da denominada “modernização conservadora”, no início dos
anos 80 nos EUA e na Inglaterra, posteriormente implantada nos demais países centrais,
atingindo a seguir e de forma decisiva a periferia do capitalismo, caso do Brasil, nos anos 90
(GONÇALVES JÚNIOR, 2002).
Em 1993, acompanhando a tendência mundial, teve início no Brasil uma reforma
estrutural e institucional nos setores de infra-estrutura (utilidade pública, serviços públicos e a
indústria de base) que culminou, em 1995, com o anúncio pelo Governo Federal da intenção
de implementar o programa de privatização (“Programa Nacional de Desestatização” e o
“Programa Nacional de Privatização”) para vender as empresas de propriedade do governo,
inclusive, algumas pertencentes ao setor de energia elétrica, que seriam vendidas para o setor
privado.
Neste contexto, a indústria de energia elétrica brasileira passou por uma reforma
estrutural e institucional profunda. Seus principais atrativos eram a busca do aumento da
competição em segmentos potencialmente competitivos, como era o caso da geração de
energia elétrica, e até mesmo em monopólios naturais, como é a situação da distribuição, a
melhoria da qualidade e confiabilidade dos serviços e a tentativa de estimular a entrada de
capitais privados para viabilizar a sua expansão. A reforma visava atacar os pontos de
indefinição da nova regulação, os limites de atuação da mesma e, ao mesmo tempo,
intensificar o papel do agente regulador. Os efeitos dessa reforma expandiriam para a
24
estrutura industrial, a natureza da propriedade das suas empresas e os mecanismos de
regulação (PIRES, 1999).
O processo de reestruturação do segmento de energia elétrica no Brasil seguiu o
paradigma mundial da desverticalização, isto é, houve uma separação das atividades de
geração, transmissão e distribuição. Com a desverticalização viabilizou-se a quebra de outro
paradigma: substitui-se o conceito de "obrigatoriedade de servir" pelo conceito de mercado,
onde o preço se tornou o elemento pelo qual os agentes se orientariam e realizariam as suas
transações. Com isso, a energia elétrica passou a tratada como uma commodity, de modo que
cada consumidor passou a ser visto como um cliente; portanto podendo escolher o seu
fornecedor, de acordo com seus requisitos e disposição a pagar. Para tanto, era necessário o
estabelecimento do livre acesso às redes de transmissão e distribuição, a fim de que nenhum
par gerador-consumidor fosse impedido de realizar uma transação de energia, bastando que
pagassem uma tarifa pela prestação dos serviços das Transmissoras e Distribuidoras de
Energia Elétrica (SILVA; CAMPAGNOLO, 2004).
O processo de privatização das empresas do setor de energia elétrica no Brasil
começou com a venda das companhias de distribuição em 1995. No início, o Governo Federal
vendeu as companhias de distribuição Escelsa do Estado do Espírito Santo e Light do Estado
do Rio de Janeiro. Em seguida, foram vendidas as companhias de distribuição dos Estados da
Bahia, Rio Grande do Sul, São Paulo, Mato Grosso do Sul, Mato Grosso, Sergipe, Rio Grande
do Norte. Depois disso, outros Estados anunciaram a sua intenção de vender as suas
propriedades do setor elétrico, inclusive o Estado do Pará. Ao final de 1998, era esperado que
aproximadamente 70% dos direitos das companhias de distribuição estivessem nas mãos de
agentes privados.
A empresa Centrais Elétricas do Pará (CELPA) era a única distribuidora de
energia elétrica do Estado do Pará, o segundo Estado em extensão territorial do Brasil.
A Lei Estadual 5.979/1996 criou o programa de privatização do Estado do Pará,
que tinha como objetivo principal à venda da Celpa. A sua desestatização ficou sob a direção
de uma comissão técnica que tinha membros do Governo do Estado do Pará, Centrais
Elétricas Brasileira (Eletrobrás) e do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e
Social (BNDES). O Governo do Estado justificava essa decisão argumentando que a entrada
do Setor Privado na Distribuição de Eletricidade funcionaria como instrumento de
desenvolvimento econômico na Região, além de proporcionar uma melhora no bem estar da
população (CELPA, 2003).
25
A privatização da Celpa ocorreu no dia 9 de julho de 1998, a empresa foi vendida
por R$ 960 milhões, o que representou um ágio de apenas 0,1% sobre o preço mínimo. Na
época da privatização, a situação econômica e financeira da Empresa era grave. Isto explica o
fato do consórcio formado pelo Grupo Rede e INEPAR Energia Ltda. ter sido o único a se
qualificar para o leilão. Estes dois grupos arremataram a estatal e ficaram com respectivos
65% e 35% do seu capital votante. Nenhuma dívida foi transferida aos compradores
(ELETROBRÁS, 2005).
1.1 PROBLEMA
Antes do Plano Real, o País havia saído de uma Ditadura Militar para um Governo
Civil. Em 1986, com a morte do Presidente eleito Tancredo Neves, assumiu José Sarney,
quando o País viveu momentos de elevada instabilidade econômica com sucessivos planos
governamentais de estabilização que fracassaram.
No período concomitante ao impeachment do Presidente Fernando Collor (1992), a
tarifa média residencial foi por diversas vezes mantida artificialmente congelada para
controlar a inflação, o que trouxe dificuldade ao Governo Estadual no que diz respeito a
manter em funcionamento a Distribuidora Celpa.
Desse modo, a Companhia funcionou à custa de muitos subsídios dos Governos
Federal e Estadual, tendo muitas vezes que recorrer a empréstimos bancários para saldar suas
dívidas, principalmente com seu quadro de pessoal, no qual cerca de 3.100 empregados
tinham elevados salários.
Neste sentido, existiu um forte razão para que a Celpa permanecesse funcionando,
afinal havia a obrigação jurídica de fornecimento de energia elétrica residencial, em razão de
se constituir um serviço público e gerar importantes externalidades.
Posteriormente, o Governo Federal aproveitou o cenário de estabilização
econômica do País, a partir do Governo do Presidente Itamar Franco, para iniciar uma
reforma estrutural e institucional no setor elétrico que culminou, em 1995, já no Governo do
Presidente Fernando Henrique Cardoso, com o anúncio da intenção de implementar o
programa de privatização para vender as empresas de propriedade do governo. Seus principais
atrativos eram a melhoria da qualidade e confiabilidade dos serviços e a tentativa de estimular
a entrada de capitais privados para viabilizar a sua expansão.
26
O modelo para o setor elétrico brasileiro necessitava garantir o crescimento da
oferta, indispensável ao crescimento econômico e, também, evitar que os custos de produção
e da entrega de energia se tornassem dispendiosos demais para a população e os segmentos
produtivos suportarem (SAUER et al., 2003).
Ainda que tivesse um perfil de capacidade instalada bem diferente do que
acontecia em outros países, a indústria de eletricidade brasileira com seu modelo de
reestruturação seguiu a tendência mundial que consistia na passagem de um modelo de
monopólio para um mercado competitivo buscando grandes mudanças estruturais e
operacionais que incluíram a introdução de novos agentes de mercado, a constituição de um
ambiente dinâmico, a reforma dos entes regulatórios, da operação do sistema e do
planejamento setorial, bem como da privatização das empresas de energia.
Um dos aspectos mais relevantes das reformas introduzidas no setor elétrico foi a
busca de um modelo tarifário que preservasse os interesses dos consumidores, garantisse a
rentabilidade dos investidores e estimulasse a eficiência setorial. Isso foi necessário porque,
apesar da liberalização da indústria e da introdução de regras de mercado, especialmente no
segmento de geração, os setores de transmissão e distribuição de energia elétrica
permaneceram funcionando como monopólios naturais
1
.
Por outro lado, a reforma previa a redução progressiva de consumidores cativos
2
.
Entretanto, para Pires (1999), o percentual de consumidores cativos se manteve bastante
elevado no Brasil, fazendo com que a regulação tarifária exercesse uma função crucial para
garantir que os consumidores finais pudessem se favorecer dos benefícios esperados com as
reformas.
Nesse sentido, o Governo do Estado do Pará iniciou um processo de reestruturação
da Distribuidora Celpa com a intenção de privatizá-la. Neste sentido, a Empresa passou a
funcionar com um novo modelo de gestão com a finalidade de incrementar a arrecadação,
aumentar a produtividade e reduzir os custos de produção. Portanto, apesar de a Companhia
ter sido privatizada apenas em 1998, o processo de privatização da empresa iniciou-se em
1995, pois a partir daí a Celpa foi perdendo as suas características de monopólio natural
1
Ocorre a situação de monopólio natural quando o custo para produzir uma unidade adicional decresce quando
se aumenta a produção, de forma continuada na escala em consideração. Isto corresponde a um custo marginal
decrescente. Nesta situação uma empresa monopolista pode praticar preços menores do que muitas empresas
concorrentes, obtendo ainda assim lucros crescentes (ROSA, 2001).
2
Consumidor cativo é aquele que está recebendo energia elétrica de sua concessionária local com tarifas
estabelecidas pela Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) (SAUER et al., 2003).
27
estatal passando a atuar com as características um monopólio natural privado mesmo estando
ainda em poder do Governo Estadual.
A partir de 1995, a empresa foi informatizada e a Companhia Celpa passou a
exercer um controle rigoroso sobre a arrecadação da venda de Energia Elétrica,
principalmente dos consumidores residenciais, além dos custos gerenciáveis que
compreendiam: pessoais, serviços de terceiros e material que foram reduzidos. Paralelamente,
ocorreu a recuperação da receita devido à redução das perdas de energia elétrica.
Ao mesmo tempo, as tarifas médias de energia elétrica residencial foram
desequalizadas pelo Governo Federal, de tal forma que cada região do país passou a ter a sua
própria tarifa, além do que o preço da energia elétrica residencial começou a ter reajustes
periódicos com a finalidade de recuperar as perdas com a inflação passada.
A partir de 1997, em cumprimento ao estabelecido no Acordo de acionistas
firmado entre o Estado do Pará e Eletrobrás, a Celpa recebeu aportes de capital de cerca de R$
290 milhões, sendo R$ 145 milhões do Governo do Estado do Pará e R$ 145 milhões da
Eletrobrás, por outro lado obteve financiamentos do BNDES de cerca de R$ 380 milhões.
A partir de então, a empresa estava pronta para gerar retornos sociais como nunca
havia acontecido antes, entretanto, em 9 de julho de 1998, chegou ao final o monopólio
natural estatal, com a empresa sendo vendida para o Grupo Rede e INEPAR Energia ltda, sem
a transferência de nenhuma dívida.
De imediato, os donos da Celpa promoveram a reavaliação dos ativos o que
beneficiou a Celpa pela redução da ordem de R$ 325 milhões no pagamento de tributos
(Imposto de Renda e Contribuição Social) durante os 5 anos seguintes.
Desse modo, os novos proprietários da Celpa encontraram uma situação financeira
e econômica nunca antes vivenciada pelo antigo monopólio natural estatal, além do que se
estabeleceram na distribuidora com uma infra-estrutura de Rede de Transmissão e
Distribuição pronta, herdada do monopólio governamental que junto aos recursos financeiros
do Banco do Estado do Pará, da Eletrobrás, e principalmente do BNDES permitiram que a
empresa realizasse melhorias e expandisse os serviços de energia elétrica do Estado do Pará.
Apesar de todos esses contratempos, o monopólio estatal conseguiu construir uma
extensa rede de Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica residencial.
Neste contexto, com a privatização da Celpa, houve a desconfiança dos
consumidores cativos residenciais paraenses com a qualidade dos serviços e com a tarifa
média que seria estipulada pela distribuidora, tendo em vista que a empresa seria a única
28
distribuidora/comercializadora de energia elétrica, podendo planejar a sua atuação de forma
monopolística visando aumentar o seu próprio excedente e reduzir o excedente do consumidor
residencial.
Neste contexto, a avaliação da distribuição dos retornos sociais da privatização da
Celpa se constitui em um instrumento eficiente para avaliar se a sua desestatização foi
benéfica para o consumidor residencial e para o Grupo Rede e INEPAR Energia Ltda.
Desse modo, este trabalho pretende responder ao seguinte questionamento: como
foram distribuídos os retornos sociais do segmento de distribuição de energia elétrica
residencial do Estado do Pará antes e após a privatização da Celpa, em 1998?
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 Objetivo geral
Avaliar os retornos sociais da Distribuição de Energia Elétrica Residencial do
Estado do Pará através do cálculo do Excedente Econômico no período de 1985 a 2003 e sua
apropriação por consumidores e pela distribuidora Celpa.
1.2.2 Objetivos específicos
Estimar a equação de Demanda de Energia Elétrica Residencial do Estado do
Pará no período de 1985 a 2003.
Estimar a equação do Custo da Distribuição de Energia Elétrica no Estado do
Pará no período de 1985 a 2003.
Medir os retornos sociais da Distribuição de Energia Elétrica Residencial entre
consumidores residenciais e a distribuidora Celpa, através do Cálculo do Excedente do
Consumidor e do Produtor no período de 1985 a 2003.
29
1.3 HIPÓTESE
Após a privatização da Celpa, a melhoria da produtividade da empresa possibilitou
a redução dos custos da distribuição de energia elétrica residencial, ocasionando benefícios
sociais tanto para os consumidores residenciais de energia elétrica, como para a distribuidora
Celpa.
1.4 JUSTIFICATIVA
No início do século XXI, é difícil conceber uma sociedade que não dependa de
energia elétrica no seu cotidiano. Esse produto pode ser encarado como fator de promoção de
qualidade de vida, produção, desenvolvimento econômico e de geração de emprego e renda.
A falta de acesso à energia poderá contribuir para a exclusão social.
O progresso e todos os aparatos que permitem o funcionamento de equipamentos
urbanos hoje não funcionam sem esse bem. O homem desenvolveu e multiplicou aparatos que
requerem a sua utilização. A Internet e o acesso à informação estão intimamente ligados a ele.
A luz elétrica substituiu o lampião e iluminou as ruas; a televisão trouxe a imagem e o som
para o interior das residências; a máquina de escrever cedeu espaço para os computadores; o
progresso tecnológico elevou a sua participação na indústria, nos transportes, nos hospitais,
nas escolas e em muitas outras situações.
Aos direitos fundamentais – a vida, a liberdade, a satisfação das necessidades
básicas de alimentação, saúde, educação e moradia – vêm se somar o direito à energia. Enfim,
a energia elétrica tem sido indispensável, seja por prover praticidade e conforto, ou por
atender às necessidades básicas da população. (SAUER, 2003; MATTOS, 2005).
A Celpa é a única distribuidora de energia elétrica da região, de modo que o bem
estar da população está atrelado ao funcionamento da Companhia. O Estado do Pará possui
dimensões continentais, com uma área territorial de 1.253.164 Km² e 143 municípios, de
modo que fornecer energia elétrica para a Região, tem sido muito dispendioso para a
Empresa.
30
Desse modo, o estudo da demanda e do custo da distribuição de energia elétrica
tem importância estrutural e conjuntural, tanto no planejamento quanto no gerenciamento do
setor elétrico paraense, por exercer impacto direto e/ou indireto sobre os projetos de expansão
da geração, transmissão, e distribuição da empresa Celpa e o programa de investimento da
distribuidora.
Há, ainda, que se considerar o fato de que, com o novo modelo institucional,
caberá às distribuidoras de energia elétrica a contratação do total do mercado por elas
previsto, sendo essas os principais agentes responsáveis pelas estimativas da demanda. De
modo geral, o mercado de uma distribuidora se limita a parcelas de mercado de um único
estado, indicando a importância de análises de demanda e custo regionalizadas (MATTOS,
2005).
Por outro lado, a recente reforma do setor elétrico brasileiro provocou profundas
mudanças estruturais na distribuidora Celpa. O Governo Estadual reestruturou a empresa com
a finalidade de privatizá-la. Os recursos da desestatização seriam utilizados em investimentos
pelo Estado para promover o desenvolvimento.
Neste sentido, para estudar os efeitos em termos de bem estar da política
governamental no setor de distribuição de energia elétrica residencial no Estado do Pára antes
e após a privatização da Celpa, ou em outras palavras, na avaliação da eficiência de tal
política serão utilizados os conceitos de excedente do consumidor, excedente do produtor e
peso morto.
31
2 MARCO TEÓRICO
Kreps (1990), Varian (1992), Mas-Collel et al. (1995), Nicholson (1998) analisam
a escolha do consumidor individual através de suas preferências, enquanto a utilidade se
constitui uma forma de descrever as preferências. A função de utilidade indireta expressa que
o nível ótimo de preferência depende, indiretamente, dos preços de todas as mercadorias e da
renda do consumidor individual.
Uma propriedade importante da função utilidade indireta é a de estabelecer uma
identidade entre a função demanda Marshaliana e a demanda Hicksiana (VARIAN, 1992,
SANTANA, 1999).
Marshall (1920) foi o primeiro a desenvolver os conceitos de excedente do
consumidor e do produtor na economia. Por outro lado, Hicks (1956) redefiniu o excedente do
consumidor, substituindo a análise cardinal (utilidade) pela análise ordinal.
Por outro lado, Varian (1992) utiliza o Teorema do Envelope para resolver o
problema de maximização do lucro e minimização do custo de uma firma que produz uma
única mercadoria (VARIAN, 1992).
Pareto (1984) relacionou o conceito de eficiência com o equilíbrio da demanda e
oferta em um mercado competitivo. De outra maneira Varian (1992), Nicholson (1998)
utilizam os conceitos de excedentes do consumidor e do produtor para demonstrar a eficiência
de mercados de concorrência perfeita e monopólio.
Kreps (1990), Varian (1992), Mas-Collel et al. (1995), Nicholson (1998) analisam
as hipóteses fundamentais, a estrutura de mercado e as causas do monopólio. Em seguida
descrevem as características da curva de demanda, da receita média e marginal do
monopolista.
É feita uma análise do comportamento do monopolista no curto e no longo prazo,
bem como é discutida a regra de oferta do monopólio.
Posteriormente, realiza-se uma comparação entre o comportamento do
monopolista e da concorrência perfeita (vide apêndice A).
Uma estrutura de mercado monopolista importante é o monopólio natural que é o
caso da Distribuidora de energia Elétrica Celpa.
A estrutura de mercado monopólio natural caracteriza-se pela subaditividade de
sua função custos e pela presença de economia de escala e de escopo.
32
2.1 TEORIA DO MONOPÓLIO
2.1.1 Hipóteses fundamentais e estrutura de mercado
As hipóteses fundamentais que caracterizam o comportamento dos produtores e
consumidores no mercado de monopólio são as seguintes (VARIAN, 1992; NICHOLSON,
1998):
1. Os produtores não podem entrar livremente no mercado - a entrada na
indústria está completamente bloqueada;
2. Os produtores fixam os preços (isto é, são fixadores do preço ou price
makers) - cada empresa sabe que a sua decisão de produção tem um efeito direto sobre o
preço de mercado; a curva da procura que um produtor fixador do preço enfrenta é
negativamente inclinada, isto é, o preço diminui à medida que as vendas aumentam, e vice-
versa;
3. Os produtores não se comportam estrategicamente - nenhum produtor
antecipa uma reação por parte dos produtores rivais quando toma decisões, visto não
existirem produtores rivais;
4. Os consumidores são tomadores de preços - cada consumidor assume que
pode comprar tudo o que entender ao preço vigente no mercado, não o influenciando.
Por sua vez, a estrutura do mercado de monopólio, compatível com aquelas
hipóteses, é definida de acordo com os seguintes critérios (VARIAN, 1992; NICHOLSON,
1998):
1. Dimensão e número de consumidores - há um elevado número de
consumidores (ou compradores) no mercado e de pequena dimensão individual, de forma que
as compras de cada um são infinitesimais em relação ao volume agregado de transações;
2. Dimensão e número de produtores - há apenas um produtor (ou vendedor) no
mercado que é, geralmente, de grande dimensão, pelo que as suas vendas representam o total
do volume agregado de transações da indústria; a distinção entre indústria e empresa deixa de
fazer sentido;
3. Grau de substitubilidade do produto - a empresa produz um produto para o
qual não há um substituto próximo. Na prática, é difícil definir esta “proximidade”. Entre os
aspectos a ter em conta e que ajudam a determinar se há ou não substitubilidade próxima, são
33
os seguintes: baixa elasticidade da procura-preço cruzada, curva da procura com inclinação
suficientemente negativa e que é explicitamente tida em conta pela empresa e a não existência
de empresas rivais que reajam às suas decisões de produção;
4. Grau de informação disponível - os consumidores possuem informação
perfeita acerca dos preços prevalecentes no mercado e essa informação é de aquisição livre;
os consumidores tiram vantagem de todas as oportunidades para aumentar a sua utilidade;
5. Condições de entrada - há barreiras legais, tecnológicas ou outras que
bloqueiam a entrada de novas empresas.
2.1.2 Causas do monopólio
Como causas de monopólio, e em associação a tipos diferentes de barreiras à
entrada, tem-se a assinalar quatro casos importantes (VARIAN, 1992; NICHOLSON, 1998):
1) controle por parte de uma única empresa da fonte de abastecimento de uma
matéria-prima;
2) economias de escala, que dão lugar ao aparecimento do monopólio natural;
3) patente de fabricação de determinado produto;
4) atribuição de um mercado a apenas uma empresa (caso do monopólio legal).
2.1.3 Curva da procura, receita média e receita marginal do monopolista
A curva da procura de um monopolista possui as mesmas propriedades gerais da
curva da procura agregada da indústria num mercado de concorrência perfeita. Ela resulta da
agregação das curvas da procura ordinárias individuais dos consumidores que têm inclinação
negativa (à exceção do caso dos bens inferiores de Giffen) (NICHOLSON, 1998).
Relembrando, ela pode exprimir-se da seguinte forma: )y(pp
yy
= , na sua forma inversa.
A receita média do monopolista,
Rmed , tal como para a empresa concorrente
perfeita, coincide com a função procura, )y(ppRMe
yy
==
. Porém, a receita marginal é
34
igual a:
)
1
1(pRMg
p ,y
y
η
+=
, sendo
p ,y
η
a elasticidade-preço da procura, conforme foi
demonstrado na secção 2.2.3 do Capítulo 2 - equação 84 (Apêndice A) (VARIAN, 1992;
NICHOLSON, 1998):
Figura 1: Curva de demanda de mercado e curva de receita marginal associada
Fonte: NICHOLSON, 1998.
Como se vê na
Figura 1,
a Rmg
do monopolista está sempre abaixo da curva da
procura, exceto quando o nível de produção é nulo, caso em que coincidem. Portanto,
matematicamente, tem-se que:
Rmgp
y
>
para
0y
>
(1)
Uma diferença fundamental entre o monopolista e o concorrente perfeito reside no
fato do monopolista ter de baixar o seu preço – para a última unidade vendida e as restantes –
se pretender aumentar as suas vendas, daí que a sua receita marginal não coincida com a curva
da procura (NICHOLSON, 1998).
2.1.4 Equilíbrio de curto prazo do monopolista
O monopolista tem como objetivo a maximização do seu lucro, sendo que no curto
prazo ele deve ter em conta os custos econômicos relevantes e, portanto, só deve manter-se no
35
mercado se conseguir cobrir os custos variáveis médios, o que, em geral, consegue tendo em
conta o preço elevado que fixa para o seu produto.
Supondo que o monopolista tem como objetivo a maximização do lucro, o
equilíbrio de curto prazo será dado por (VARIAN, 1992; NICHOLSON, 1998):
(2) )()()()( max
p
yCTyRTyCTyyp
cpcy
y
−=−=
π
Sendo a condição de 1ª ordem igual a:
(3) )()(
yCMgyRMg
pc
=
E a condição de 2ª ordem igual a:
(4)
p
dy
dCMg
dy
dRMg
c
<
O nível ótimo de produção será aquele em que a receita marginal iguala o custo
marginal, desde que a curva do custo marginal tenha inclinação superior a da curva da receita
marginal, o que pressupõe curvas de custos em forma de U. Esta condição é verificada se a
curva da receita marginal for decrescente e intersectar a curva do custo marginal no seu ramo
ascendente. Note-se que a Rmg pode cruzar duas vezes o Cmg no seu ramo descendente,
surgindo duas quantidades potencialmente ótimas de acordo com a equação (3). A quantidade
de fato escolhida terá de satisfazer também a equação (4), o que se verifica quando, em valor
absoluto, a inclinação do Cmg for superior à da Rmg (VARIAN, 1992; NICHOLSON, 1998).
A Figura 2 ilustra um caso de equilíbrio de curto prazo de um monopolista. O
lucro total (ou lucro anormal) é dado pelo retângulo
ABCp
M
y
, associado à quantidade ótima
M
y unidades e ao preço
M
y
p
.
Figura 2: Lucro anormal do monopólio
Fonte: NICHOLSON, 1998.
36
Tendo em conta a equação 84 (Apêndice A) acima referida e a condição (3),
constata-se que esta última pode escrever-se da seguinte forma:
(5)
1
p ,yy
y
P
CMgp
η
−=
−
Que é a equação conhecida por índice de Lerner ou regra de mark-up, e que nos dá
a medida do poder de mercado do monopolista, ou seja, poder de manipulação do preço por
uma empresa. Com efeito, esta relação mostra que o poder de mercado de um monopolista é
inversamente proporcional à elasticidade da procura do bem que ele produz. No caso extremo
de uma procura infinitamente elástica, o poder de mercado (e o mark-up) é nulo, implicando
que CMgp
y
= , tal como acontece em concorrência perfeita. Quanto mais rígida for a procura
do bem Y, maior será o poder de mercado do monopolista (NICHOLSON, 1998).
Por outro lado, a Figura 3 ilustra que a condição de 1ª ordem é uma condição
necessária, mas não suficiente, de maximização do lucro. Com efeito, para a quantidade
M
y e
o preço
M
y
p
, o monopolista não só não cobre os custos fixos como não cobre todos os custos
variáveis (0C), daí que faça sentido encerrar as suas atividades. Pode-se, então, enunciar a
seguinte condição de encerramento para o monopolista no curto prazo: O monopolista deverá
deixar de produzir sempre que a receita média seja inferior ao
cp
CVMe , para qualquer nível de
produção (VARIAN, 1992; NICHOLSON, 1998).
Figura 3: Caso de encerramento do monopolista: o CVme está acima da receita média
Fonte: VARIAN, 2003.
37
2.1.5 Regra de oferta do monopolista
Em concorrência perfeita, definiu-se uma relação entre a quantidade oferecida de
um bem e o respectivo preço, conhecida pela curva da oferta do produto (Apêndice A).
Porém, no monopólio não existe uma relação unívoca entre a quantidade oferecida e o preço
do bem, porque o monopolista não aceita o preço como dado pela Figura 4.
Figura 4: Não existe curva de oferta para o monopolista: para o mesmo preço existem duas
quantidades oferecidas
Fonte: NICHOLSON, 1998.
Neste sentido, supõe-se uma curva da procura inicial
0
D que se desloca para
1
D
.
Aplicando a condição de maximização do lucro, o monopolista oferece inicialmente
M
0
y
unidades de produto, onde o CMg intersecta
0
RMg , ao preço
M
y
p
. Após a deslocação da
curva da procura, a empresa passa a oferecer
M
1
y unidades, onde o CMg intersecta a nova
curva da receita marginal,
1
RMg
, e o preço pode ser, de novo,
M
y
p
. Constata-se, assim, que a
um dado preço, podem corresponder diferentes níveis ótimos de produção.
Com efeito, quando a curva da procura do monopolista se altera, a elasticidade-
preço da procura a um dado preço pode alterar-se tanto para mais como para menos, o que
determinará a quantidade procurada. Em outras palavras, fixando-se, agora, a receita marginal
associada as duas situações diferentes de curvas da procura, o preço e a quantidade de
equilíbrio serão diferentes em função da elasticidade de cada curva. A condição expressa na
equação (3
) é, pois, uma regra de oferta, não sendo possível derivar a partir dela uma função
38
oferta, tal como em concorrência perfeita. Pode-se, então, evidenciar que: no caso do
monopólio, não existe uma relação única entre o preço e a quantidade oferecida, mas um
ponto de oferta para cada curva da procura que o monopolista enfrenta (VARIAN, 1992;
NICHOLSON, 1998).
2.1.6 Equilíbrio de longo prazo do monopolista
O equilíbrio do monopolista simples que maximiza o lucro no longo prazo é dado
pelas condições (3) e (4), sendo agora relevante a curva do custo marginal de longo prazo
)CMg(
p L
.
Tal como na Figura 2, verifica-se que, contrariamente ao caso do mercado de
concorrência perfeita, o monopolista terá um lucro anormal no longo prazo, embora em
princípio menor do que o lucro no curto prazo. Haveria, assim, lógica para a entrada de novas
empresas no mercado. Porém, são barreiras legais, de informação ou tecnológicas,
imperfeições no mercado de capitais, etc., que permitirão vingar a sua posição de único
produtor.
Note-se que o objetivo de maximização do lucro é discutível para um monopolista
se existir ameaça de entrada de empresas rivais. A prevenção dessa entrada pode ser um
objetivo alternativo de grande relevância, se, por exemplo, as empresas potencialmente
concorrentes puderem desenvolver substitutos para os recursos controlados pelo monopolista
ou produtos sucedâneos dos que beneficiam de patentes controladas pelo monopolista
(VARIAN, 1992; NICHOLSON, 1998).
2.1.7 Comparação entre o monopólio e a concorrência perfeita
Teoricamente, em qualquer relação ofertante-consumidor, o que se busca é a
maximização do bem-estar social, sendo esta alcançada através da otimização dos excedentes
do consumidor e do produtor. Diz-se que esta situação de Pareto-eficiente ou Pareto-ótimo é
obtida quando se torna impossível aumentar o bem-estar de um individuo sem piorar a
39
situação de qualquer outro (HENDERSON; QUANDT, 1978; FERGUSON, 2003;
WESSELS, 2002).
O excedente econômico total por unidade pode ser definido como a diferença entre
o máximo que o consumidor está disposto a pagar por uma unidade de um bem e o custo
marginal de se produzir essa unidade do bem (VARIAN, 2003; PINTO JUNIOR; SILVEIRA,
1999).
A condição que maximiza este excedente é o valor da produção, representado pelo
incremento da oferta (preço pago) adquirido por um consumidor, igualado ao custo de
incrementar a oferta, isto é, o seu custo marginal (MANKIW, 1998). Neste ponto, não há
condições de melhorar nenhuma posição sem que piore a do outro. A realização de trocas
adicionais só seria possível em detrimento do benefício de uma das partes (PINTO JUNIOR;
SILVEIRA, 1999; WESSELS, 2002).
Geralmente em uma situação de monopólio, como a firma opera em um preço
superior ao seu custo marginal, para o consumidor há uma perda, representada por uma menor
quantidade ofertada )(
m
y a um nível de preço maior )(
m
p do que se a firma estivesse
operando em uma situação de mercado competitivo (FERGUSON, 2003; HALL;
LIEBERMAN, 2003; VARIAN, 2003).
Esta referida situação, representada na Figura 5, é ineficiente do ponto de vista de
Pareto, pois entre
m
y e
c
y existe toda uma amplitude do produto onde as pessoas estão
dispostas a pagar mais por uma unidade do produto do que custa produzi-lo e, portanto, há
potencial para melhoria de Pareto.
Figura 5: Perda de bem-estar em decorrência do monopólio
Fonte: VARIAN, 2003.
40
Em relação ao produtor, a quantidade extra produzida será vendida por um preço
onde ).()(
mm
yCMgpyP >> Como todas as outras unidades do produto estão sendo
vendidas pelo mesmo preço de antes e, ainda, com o da venda da unidade extra o produtor
obtém um excedente, pode-se dizer que cada lado do mercado está em situação melhor e que
não houve nenhuma piora (FERGUSON, 2003; HALL; LIEBERMAN, 2003; VARIAN,
2003).
A razão para tal fato é que o nível de produção eficiente é aquele que justamente
iguala a disposição de pagar uma unidade extra ao custo de produzi-la, ou seja, a combinação
),(
cc
yP que representa o preço e a quantidade no mercado competitivo (MANKIW, 1998;
PINTO JUNIOR; SILVEIRA, 1999).
A área
dc
+
, mostrada na Figura 5, mede o peso morto do monopólio, prejuízo
social ou desperdício do monopólio (HENDERSON; QUANDT, 1978; AWH, 1979;
FERGUSON, 2003), ou seja, o quão pior está a situação dos consumidores que pagam o preço
do monopólio ao invés dos que pagam o preço competitivo. Por outro lado, a área
dc
+
recebe o nome de
triângulo do bem estar (AWH, 1979) quando ocorre o acréscimo líquido de
bem-estar à medida que a indústria aumenta o nível de produção de monopólio para o nível de
concorrência perfeita.
Assim, a área
a
não é considerada um peso morto à medida em ocorre uma
transferência do consumidor ao monopolista. Mesmo que o consumidor esteja em uma
posição pior, não há alteração do excedente (MANKIW, 1998; WESSELS, 2002; VARIAN,
2003).
Matematicamente, o peso morto da área
dc
+
pode ser calculado pela seguinte
fórmula (MAS-COLLEL, 1995):
(6) pCmg(Q(p))d-(Q(p)
1M
Y
P1 C
Y
P
P
Constata-se, pois, que o lucro anormal do monopolista, também conhecido por
renda de monopólio, é apropriado pelo monopolista aos consumidores quando a indústria
deixa de operar em condições concorrenciais.
Similarmente, sendo fedc
+
+
+
o valor para a sociedade da produção a mais em
concorrência perfeita, a área fe
+
representa o valor dos recursos produtivos transferidos da
indústria em concorrência perfeita para outras indústrias quando passa a operar em condições
de monopólio; a área
dc
+
(peso morto) representa uma perda para a sociedade.
41
Portanto, o excedente econômico total não se altera com as variações dos
excedentes dos consumidores e produtores, desde que não haja peso morto e a diferença entre
o valor máximo que o consumidor está disposto a pagar e o custo marginal de produzir uma
unidade permaneça o mesmo (MANKIW, 1998; WESSELS, 2002).
2.2 MONOPÓLIO NATURAL
A discricionariedade do monopolista em decidir seus níveis de preço e produção,
objetivando a maximização de seu lucro, reduz o nível de eficiência econômica percebido em
um cenário competitivo. O menor volume de produção e o maior preço praticado pelo
monopolista imputam um custo à sociedade, na medida em que uma parcela menor de
consumidores passa a adquirir o produto pagando um preço superior ao anteriormente
estipulado. Tais práticas, intrínsecas a uma estrutura de mercado monopolista, resultam na
adoção de preços acima dos custos marginais incorridos no processo produtivo, portanto, não
satisfazendo a condição de maximização de bem-estar apontada por Pareto (1984).
Por outro lado, existem situações em que as economias de escala tornam desejável
a existência de um monopólio, na medida em que o fornecimento de determinado bem ou
serviço por mais de uma empresa acarretaria um custo marginal social líquido maior do que o
percebido por uma firma única. Surgem assim os monopólios naturais, estrutura de mercado
na qual a empresa monopolista é caracterizada pela subaditividade de sua função custos,
situação onde uma única firma minimiza custos ao produzir, exclusivamente, um determinado
bem ou serviço, com base na tecnologia disponível.
Monopólios naturais foram sempre associados à existência, no longo prazo, de
custos marginais de produção ou de custos médios (menos restritivos) decrescentes com a
escala de produção. É o que se denomina economia de escala, que torna o custo de produção
por uma única empresa menor que o de duas ou mais empresas atuando, separadamente, no
mesmo mercado e que inviabiliza a competição entre os produtores e a livre escolha dos
usuários (TERRY, 2003).
No caso do monopólio natural, a estrutura de custos é caracterizada por economias
de escala em todos os níveis da faixa relevante de produção, entendida como a região onde a
curva da demanda de mercado cruza com uma curva de custo médio de longo prazo (CMLP),
42
o que implica que a Escala de Produção Mínima Eficiente (EME) da planta é tão grande que
supre toda a demanda de mercado (TAVARES, 2003).
Historicamente, uma série de características econômicas leva os setores de infra-
estrutura a serem considerados monopólios naturais, pois exigem investimentos intensivos em
capital e a execução dos projetos envolve longo prazo de maturação. Além disso, os serviços
de infra-estrutura estão sujeitos a obrigação jurídica de fornecimento, em razão de se
constituírem como serviços públicos e gerem importantes externalidades (PIRES; PISCINNI,
1998).
Os ganhos de especialização são uma das fontes das economias de escala no setor
elétrico. A natureza do serviço exige mão-de-obra altamente especializada bem como bens de
produção igualmente especializados, construídos sob estritos requisitos técnicos e
praticamente inúteis em outras atividades que não a produção de energia (fato esse que
representa os elevados custos irrecuperáveis associados a essa indústria) (TAVARES, 2003).
A indivisibilidade técnica, compreendida como a possibilidade de expansão
produtiva a taxas constantes, com custo médio decrescente, em função do uso de
equipamentos anteriormente subutilizados (bens discretos) é outra fonte potencial de
economia de escala verificada no setor elétrico (TAVARES, 2003).
Outra fonte potencial de economia de escala está diretamente associada ao
tamanho da planta produtiva, entendida, nesse contexto, como a somatória de todas as plantas
das firmas que integram essa indústria, e as relações de custos de mão-de-obra de manutenção
bem como os estoques de peças de reposição, sendo ainda relevantes as diminuições de custos
com a manutenção de capacidade de reserva a ser utilizada em momentos de manutenção ou
de falha do processo produtivo (LOOTY; SZAPIRO apud TAVARES, 2003).
A capacidade de alternância entre geração hidrelétrica e termelétrica é uma
possível fonte de economias de escala ao nível multi-planta decorrente da possibilidade de
flexibilização da operação, possibilitada pela capacidade de compensação do fluxo produtivo
entre as multi-plantas, no caso da ocorrência de flutuações produtivas entre as mesmas, ou no
caso da redução da demanda, quando é possível interromper a operação das plantas de maior
custo, utilizando a capacidade instalada de modo mais eficiente (TAVARES, 2003).
Atuando no mesmo sentido, também pode haver vantagens localizadas, como por
exemplo, na produção simultânea de bens diferentes por uma única empresa. É a denominada
economia de escopo que também costuma estar associada, às vezes, a monopólios naturais
(TERRY, 2003).
43
Entretanto, a economia de escala não é condição necessária para o surgimento do
monopólio natural que costuma ocorrer em condições menos restritas. Por exemplo, o custo
médio pode ser crescente com o volume produzido, mas, ainda assim, o custo de produção por
uma única empresa ser menor do que o de duas ou mais empresas atuando no mesmo
mercado, ou seja, subaditividade de custo (TERRY, 2003).
Para solucionar este paradoxo, Baumol (1995) e Baumol et al. (1982) propuseram
uma caracterização mais geral para os monopólios naturais, ligando-os ao conceito de
subaditividade de custo, ou seja, a se, no longo prazo, o custo de produção de um ou mais
bens por uma única empresa ou um conjunto de empresas, atuando solidariamente, é inferior
ao total dos custos de quaisquer produções individuais dessas mesmas empresas, atuando em
separado (o custo de produzir o todo é menor que o custo de produzir as partes) (TERRY,
2003).
A subaditividade de custo se caracteriza quando:
Para,
∈
=
Si
is
,YY ;Si,YY
iS
∈≠
(7)
se tenha,
∈
<
Si
;is
CC
com,
;0)Y,C(r
e;Si;0)Y,C(r
sss
iii
=
∈=
onde:
:Y
i
- quantidade produzida do bem, pela empresa i, atuando em separado;
:C
i
- custo total de produção da empresa i, atuando em separado;
0)Y,C(r
iii
=
: relação de produção em condições isoladas da empresa i, que relaciona os
pares viáveis de custo e produto )Y,(C
ii
:Y
s
- quantidade produzida pelo conjunto solidário ou empresa única S;
:C
s
- custo total de produção do conjunto solidário ou empresa única S;
0)Y,C(r
sss
=
: relação de produção do conjunto solidário ou empresa única S, que relaciona
os pares viáveis de custo e produto )Y,(C
Ss
.
O conceito abrange os casos de economias de escala e de escopo, sendo aplicável,
tanto à produção de um único bem, como a de vários. Esta condição significa que uma firma
44
pode produzir a quantidade demandada pelo mercado a um custo menor do que duas ou mais
firmas. O caso mais comum é o monopólio natural com custos médios decrescentes.
Essa configuração de mercado é comum na indústria de distribuição de energia
elétrica. Existem altos custos relativos em levar a linha de distribuição de energia a um
usuário, mas constantes ou decrescentes custos marginais em lhe prover o serviço. Como
resultado, o custo marginal nesta atividade é constante ou decrescente, e o custo médio
decrescente em relação ao aumento da produção (VAKHITOVA apud TAVARES, 2003).
Porém, na medida em que os monopólios naturais baseiam-se na existência de
significativas economias de escala, portanto, sendo inviável o processo competitivo dentro do
mercado, caberia ao Estado a regulação do preço e das quantidades ofertadas pela firma única
estimulando, artificialmente, através de mecanismos regulatórios um comportamento
concorrencial do agente econômico, mesmo estando este em situação de monopólio
(VARIAN, 2003).
A Figura 6 ilustra os efeitos da regulamentação de preços.
mm
Q e P são
respectivamente, o preço e quantidade que prevaleceriam caso não existisse regulamentação.
Supõe-se que o preço seja regulamentado de modo a não ultrapassar
1
P . Uma vez que a
empresa não pode cobrar mais do que
1
P para níveis de produção até
1
Q , sua nova curva de
receita média será uma linha horizontal passando por
1
P . Para níveis de produção superiores a
1
Q , a nova curva de receita média é idêntica à antiga curva de receita média, pois para tais
níveis de produção a empresa cobrará menos do que
1
P e, portanto, não sofrerá os efeitos os
efeitos da regulamentação (PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
A nova curva de receita marginal da empresa corresponde à sua nova curva de
receita média, e é representada pela linha preta nessa ilustração. Para níveis de produção até
1
Q , a receita marginal é igual à receita média. Para níveis de produção maiores do que
1
Q , a
nova curva de receita marginal é idêntica à curva original. A empresa produzirá a quantidade
1
Q , pois este é o nível de produção no qual a sua curva de receita marginal intercepta sua
curva de custo marginal. Pode-se verificar que, ao preço
1
P e quantidade
1
Q , a perda bruta
decorrente do poder de monopólio torna-se menor (PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
45
Figura 6: Regulamentação de preços
Fonte: PINDYCK; RUBINFELD, 2004.
À medida que o preço é reduzido ainda mais, a quantidade produzida continua a se
elevar e a perda bruta vai diminuindo. Para o preço
C
P , no qual a curva de receita marginal e
a curva do custo marginal se interceptam, a quantidade produzida encontra-se aumentada até
seu nível competitivo e a perda bruta decorrente do poder de monopólio foi eliminada.
Reduzindo-se o preço ainda mais, por exemplo, até
3
P , ocorrerá uma redução da quantidade.
Isto equivaleria à imposição de um preço teto em uma indústria competitiva. Seus resultados
seriam uma escassez igual a )QQ(
3
'
3
−
e uma perda bruta como se houvesse regulamentação
(PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
À medida que o preço continua a diminuir, a quantidade produzida vai caindo e a
escassez cresce. Finalmente, quando o preço é reduzido a níveis inferiores a
4
P , que é o custo
médio mínimo, a empresa perde dinheiro e encerra suas atividades.
A regulamentação de preços é mais freqüentemente posta em prática em relação a
monopólios naturais, como empresas de serviços públicos regionais. A Figura 7 ilustra o caso
de um monopólio natural. Observa-se que o custo médio é sempre declinante, portanto o custo
marginal encontra-se sempre abaixo do custo médio. Na ausência de regulamentação, a
empresa optaria por produzir a quantidade
m
Q ao preço
m
P . Em termos ideais, o órgão
regulamentador estaria disposto a pressionar para baixo o preço da empresa até que atingisse
o nível
C
P , contudo a empresa não poderia mais cobrir seus custos médios e encerraria suas
46
atividades, a não ser que recebesse subsídios que compensassem esses prejuízos. A melhor
alternativa é, portanto, o preço
r
P , no qual ocorre a interseção da curva do custo médio e da
curva de receita média. Assim, a empresa não estará obtendo lucro de monopólio e seu nível
de produção será o mais alto possível, sem que ela tenha de encerrar suas atividades
(PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
Figura 7: Monopólio natural
Fonte: PINDYCK; RUBINFELD, 2004.
Assim, a regulação do preço assume importância uma vez que a mesma pode
interferir na condição de alocação do excedente de maneira a maximizá-lo. A tarefa principal
do regulador consiste em fixar regras que compatibilizem o interesse dos consumidores com a
garantia da firma permanecer operando, principalmente em se tratando de monopólio natural.
O estabelecimento do preço pelo custo marginal (CMg), mesmo utilizando-se o
custo marginal de longo prazo (CMgLP), pode levar a dois diferentes problemas quanto à
lucratividade de uma empresa elétrica em regime de monopólio: lucratividade excessiva ou a
incapacidade de compensação de custos (Figura 8). Esses problemas derivam do fato de que
o apreçamento ao custo marginal não inclui os custos irrecuperáveis (Sunk costs), mas
representam, apenas, custos adicionais incorridos com a unidade adicional que é demandada.
Um preço que é baseado no custo marginal levará ao lucro se o custo marginal for superior ao
custo médio (que inclui custos fixos e variáveis) e ao prejuízo se o custo marginal for inferior,
como ocorre no monopólio natural (TAVARES, 2003).
47
O problema dos custos irrecuperáveis, decorrente do apreçamento pelo custo
marginal, pode inviabilizar a existência da empresa. Os altos investimentos iniciais na
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, comparados aos relativamente
pequenos custos de produção implicam, necessariamente, em um custo médio superior ao
custo marginal, resultando prejuízos crescentes caso o apreçamento tenha como base o custo
marginal. Nesse caso, somente a concessão de subsídios pode evitar que a firma venha a
interromper suas operações (TAVARES, 2003).
Figura 8: Nível de preços em uma situação de monopólio natural
Fonte: VARIAN, 2003.
Na ausência de subsídios ou transferências, o monopólio natural terá de conseguir
lucros não negativos e operar sobre ou acima da curva de custo médio. Nesse ponto, a
empresa venderá seu produto ao custo médio de produção, de modo que os custos são
cobertos, mas alcançará uma produção pequena demais com respeito ao nível eficiente de
produção. Esta condição é conhecida como segunda melhor para um monopolista natural
(VARIAN, 2003).
Há um estabelecimento de preços para as firmas permitindo, apenas, que as firmas
obtenham o breakeven (preços = custos médios). O problema dos reguladores é o de conhecer
com exatidão os verdadeiros custos da empresa. (PINTO JUNIOR; SILVEIRA, 1999;
PINDICK; RUBINFELD, 2004; VARIAN, 2003).
A possibilidade de fixação do preço em função do custo médio permite que a firma
opere sem incorrer em perdas. Os consumidores são beneficiados por esse apreçamento, pois
podem adquirir uma quantidade maior do bem a preços menores. Embora essa condição seja
sub-eficiente – as perdas de peso morto são minimizadas – a implementação dessa solução
apresenta sérias dificuldades, especialmente, por exigir que o regulador seja capaz de impor a
48
operação da firma em um nível de minimização de custo de produção, cuja remuneração é
fixada em função dos custos, em um contexto de assimetria de informações (TAVARES,
2003).
A outra solução para o problema do monopólio natural é deixar o governo operá-
lo. A solução ideal neste caso é operar o serviço com preço igual ao custo marginal e fornecer
um subsídio com um montante fixo para manter a empresa em operação. Os subsídios de
montante fixo podem não refletir operação ineficiente por si, mas, apenas, refletir os grandes
custos fixos associados a esses serviços de utilidade pública (VARIAN, 2003).
Tratando-se de monopólio estatal é possível ajustar-se o preço ao nível do custo
marginal fazendo com que o nível de bem-estar social seja privilegiado em detrimento do
lucro.
A sociedade pode manter um monopólio natural operando com preço igual ao
custo marginal através de subsídios, numa quantidade igual ao lucro perdido. Por outro lado,
alguns autores argumentam que subsidiar um monopólio privado pode ser pelo Governo
inaceitável apesar de economicamente eficiente. Se os custos de administração são baixos e o
monopólio é subsidiado através da receita tributária fixada de uma maneira eficaz, a
sociedade estará em uma melhor situação em relação à ausência de regulação. Nesse caso, o
subsídio consistiria numa transferência de riqueza, sem implicações quanto à eficiência
econômica (TAVARES, 2003).
2.3 MONOPÓLIO MAXIMIZADOR DE QUANTIDADE
Outra característica relevante do Setor Elétrico Brasileiro (ISEB) para o presente
Estudo, especialmente na fase em que esteve na sua maior parte sob controle estatal, quanto á
forma de operação no sistema elétrico brasileiro é que o mesmo adota um comportamento
equivalente ao de um monopólio maximizador de quantidade.
Essa hipótese teórica implica que o monopolista não oferta a quantidade
correspondente ao trecho elástico de demanda (hipótese na qual estaria maximizando o seu
lucro), operando no trecho inelástico, próximo a quantidade total demandada pelo mercado. A
opção desse modelo é pela produção relacionada com a maior receita total que satisfaça um
lucro mínimo, embora um nível menor de receita possa gerar o lucro máximo (TAVARES,
2003).
49
3 REVISÃO DA LITERATURA
3.1 ALGUNS ESTUDOS RECENTES NO BRASIL
Modiano (1984) estimou as elasticidades-renda e preço de diferentes classes de
consumidores no período de 1963 a 1995, a partir de dados anuais, segundo duas
especificações alternativas para a determinação do consumo de energia elétrica. Estimativas
estatisticamente significativas da sensibilidade do consumo às tarifas reais de energia elétrica
foram obtidas com o modelo de ajustamento instantâneo para as classes residencial, comercial
e outros e com o modelo de ajustamento parcial para a classe industrial.
Modiano (1984) concluiu que, para as classes residencial, comercial e industrial,
as elasticidades-preço de curto prazo eram, respectivamente, -0,118, -0,062 e -0,451; as
elasticidades-preço de longo prazo eram -0,403, -0,183, -0,222; as elasticidades-renda de
curto prazo eram 0,332, 0,362 e 0,502 e as elasticidades de longo prazo eram 1,13, 1,068 e
1,360.
Desse modo, no trabalho de Modiano (1984), a utilização comercial demonstrou
menor sensibilidade à tarifa média em relação ao consumo residencial. As utilizações
industriais no curto prazo demonstraram sensibilidade aos preços superiores em magnitude à
classe residencial. No longo prazo, os resultados obtidos sugeriram elasticidade-preço de
energia elétrica inferior à unidade para as três classes de consumo. Todas elas demonstraram
significativa sensibilidade à evolução da renda real da economia. No longo prazo, as
estimativas sugeriram elasticidade-renda superior à unidade para todas as classes de
consumidores.
Andrade e Lobão (1997) procuraram melhorar as estimativas feitas por Modiano
(1984) para as elasticidades preço e renda da demanda residencial de energia elétrica no
Brasil. Na busca de fazer esta contribuição , usaram um modelo econométrico que estimava a
quantidade demandada de energia elétrica por residência em função não apenas da tarifa deste
serviço e da renda, mas, também, em função do preço dos equipamentos eletrodomésticos.
Para esses autores, a elasticidade-renda da demanda captava não apenas o efeito
direto que a renda tinha sobre o uso desse serviço, mas, também, o seu efeito indireto via
impacto sobre a quantidade de eletrodomésticos. Além disso, estimaram o efeito do preço
destes produtos sobre a demanda de eletricidade residencial, o qual refletiu implicitamente a
50
relação entre este preço e o estoque de eletrodomésticos e a pressão que o estoque tem sobre a
quantidade demandada de energia.
A despeito de a elasticidade-renda incorporar, implicitamente, estes efeitos direto e
indireto, as estimativas do modelo, feitas em diferentes métodos, mostraram-se bastante
inelásticas em relação a esta variável, o mesmo acontecendo em relação às duas outras
variáveis explicativas: a tarifa de energia elétrica e o preço dos eletrodomésticos. De acordo
com Andrade e Lobão (1997), apesar de estas elasticidades serem baixas, isso não implicava
que seus efeitos poderiam ser negligenciados, principalmente observando-se as grandes
quedas reais nas tarifas médias cobradas por este serviço e, também, nos preços reais dos
equipamentos eletrodomésticos.
Schmidt e Lima (2002; 2004) procuraram contribuir para as estimações de
algumas elasticidades, dentre elas, as elasticidades-renda e preço da demanda por energia
elétrica no Brasil, nas três classes: residencial, comercial e industrial. De forma geral, esses
autores obtiveram resultados um pouco distintos para as elasticidades-preço na classe
residencial dos dois estudos, anteriormente, realizados para o Brasil (MODIANO, 1984;
ANDRADE; LOBÃO, 1997). O trabalho de Schmidt e Lima (2002; 2004) obteve um valor
intermediário aos dois, -0, 085, sendo mais próximo ao de Andrade e Lobão. Já para as
demais classes de consumo, apenas Modiano realizou estimações e seus resultados, para as
elasticidades-preço, apresentaram valores bem próximos aos deste, que foram: -0,174 para o
comercial e 0,545 para o industrial. No concernente à elasticidade-renda, no caso residencial,
o valor encontrado, 0,539, ficou entre os obtidos por Modiano e Andrade e Lobão. Os casos
comercial e industrial, 0,636 e 1,916, respectivamente, não contemplados no trabalho de
Andrade e Lobão, os valores obtidos foram superiores aos encontrados em Modiano.
No trabalho realizado por Bentzen e Engsted (1993) apud Schmidt e Lima (2002;
2004) as estimações foram realizadas para a demanda total de energia para a Dinamarca, no
período compreendido entre 1948 e 1990, a partir de dados anuais. Os resultados foram os
seguintes: as elasticidades-preço de curto-prazo e longo-prazo foram, respectivamente, -0,135
e -0,465, enquanto as elasticidades-renda de curto prazo e longo prazo foram respectivamente,
0,666 e 1,213.
Já no trabalho realizado por Houthakker (1951) apud Schmidt e Lima (2002;
2004), em que as estimações sobre a demanda total de energia elétrica foram realizadas para
42 províncias na Grã-bretanha no período de 1937 a 1988, as elasticidades-preço e renda de
longo prazo foram respectivamente, -0,8928 e 1,166.
51
Dois trabalhos, neste mesmo assunto, foram realizados, também, por Westley
(1984; 1989) apud Schmidt e Lima (2002; 2004). Em ambos os estudos estimaram-se as
elasticidades-preço e renda de longo prazo, sendo o primeiro para Portugal e o segundo para a
Costa Rica. Para o primeiro país, as elasticidades-preço e renda alcançaram, respectivamente,
-0,56 e 0,42; e para o segundo país, ficaram em torno de -0,5 e 0,5, respectivamente.
Podem-se citar, também, os trabalhos de Sill e Joutz (1997), Wills (1981), Smith
(1980) e Donatos e Mergos (1991) apud Schmidt e Lima (2002; 2004) que estimaram a
demanda de energia elétrica para o caso residencial. Os três primeiros para os Estados Unidos
e o último para a Grécia. As elasticidades preço e renda, respectivamente, para Silk e Joutz
foram -0,48 e 0,52 (longo prazo) no período entre 1949 e 1993, e para Smith ficaram nos
intervalos entre -0,18 e -1 e 0,66 e 1,53 (curto prazo), no período entre 1957 e 1972. Já para
Wills, a elasticidade-preço de longo prazo foi -0,25 em 1975. Ele fez um cross section entre
vinte e sete distritos de Massachusetts e não estimou a elasticidade de renda. Donatos estimou
tanto para o curto quanto para o longo prazo no período entre 1961 e 1986. Seus resultados
foram: para o curto prazo, -0,21 e 0,53 e para o longo prazo, -0,58 e 1,5. Beenstock et al.
(1999) apud Schmidt e Lima (2002; 2004) estimaram as elasticidades preço de longo prazo
para Israel, entre 1965 e 1995, para os casos industrial e residencial. No primeiro caso o
resultado foi -0,435 e no segundo, 0,579. Já Cristopoulos (2000) apud Schmidt e Lima (2002;
2004) estimou a demanda por energia industrial (diesel, eletricidade e petróleo) para a Grécia,
entre 1970 e 1990, e a elasticidade preço foi -0,11.
Matos (2005) estimou as elasticidades-preço e renda da demanda industrial de
energia elétrica no Brasil, utilizando dados anuais que cobriram o período de 1974 a 2002.
Os resultados encontrados por Matos (2005) mostraram que a demanda de energia
elétrica, no longo prazo, era inelástica ao preço. No curto prazo, em função da elasticidade
estimada não ter sido estatisticamente significativa, verificou-se que o preço da energia não
influenciava a quantidade demandada. Assim, o aumento nas tarifas e/ou a cobrança de multas
como forma de inibir o consumo não era a melhor alternativa. Em grande parte, o relativo
sucesso do programa de racionamento, implementado a partir de junho de 2001, decorreu
mais precisamente da ameaça de corte de fornecimento do que da própria cobrança de multas.
Para Matos (2005), o fato da demanda industrial ser inelástica ao preço da energia
confirmou a enorme dependência que existia por parte das indústrias em relação à utilização
desse fator. Acentuaram-se, pois, as evidências da necessidade da expansão sustentada do
sistema elétrico como condicionante do crescimento da atividade industrial e a conseqüente
redução do desemprego no país.
52
Ainda segundo esse autor, os resultados encontrados mostraram que eventuais
choques na quantidade demandada de energia decorrentes de mudanças na atividade industrial
e/ou no valor das tarifas, levavam entre três a quatro anos para serem eliminados. Esse longo
período de tempo para eliminação dos choques ocorridos podia ser uma medida de rigidez
existente nas estruturas produtivas das indústrias do Brasil, uma vez que estas não tinham
alternativas para substituírem a energia elétrica por outra fonte energética.
Mattos e Lima (2005) estimaram a demanda de energia elétrica da classe
residencial em Minas Gerais, contribuindo para o preenchimento de uma das lacunas
existentes nos estudos dessa demanda, qual seja, a da escassez de análises regionalizadas, uma
vez que, em sua quase totalidade, as estimativas abordavam a classe residencial do Brasil.
Os estudos dos autores mostraram que a demanda estudada era inelástica ao preço
(tarifas), de forma que um ajuste na relação oferta/demanda, via preços, não parecia ser a
melhor alternativa, embora não desconsiderasse o relativo sucesso do programa de
racionamento, implementado a partir de junho de 2001. Segundo esses autores, naquela
ocasião, o não cumprimento do limite de consumo por cada residência implicava a cobrança
de multa e a possibilidade de corte do fornecimento de energia, esse que pareceu ter sido o
principal responsável pelo sucesso do programa.
Ainda de acordo com Matos e Lima (2005), o fato de a demanda ter se mostrado
mais sensível (menos inelástica) às variações das tarifas no Estado de Minas Gerais que no
Brasil, sugeria que, em outros estados brasileiros, essa elasticidade seria, ainda, menor que a
média nacional. Talvez, nesses Estados, o estoque de eletrodomésticos, ainda, não fosse
significativo, e a energia elétrica utilizada, apenas, em situações de primeira necessidade,
como iluminação, banho, e refrigeração e alimentos, sugerindo a existência de um mercado
potencial.
Ghirardi et al. (2002) trataram de investigar a evolução dos índices de qualidade
do serviço da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA), concessionária
distribuidora de eletricidade naquele Estado, a partir do momento da privatização (1997).
A análise revelou, no início, que a Coelba operava num mercado composto
principalmente de consumidores residenciais. Desde a privatização, esse mercado exibiu
grande crescimento, seja em termos de número de consumidores, como em referência ao
consumo de eletricidade. O nível, ainda, baixo de consumo médio por cliente (abaixo dos 300
kWh/mês) indicava um grande potencial de crescimento de receita na área de concessão da
Coelba, não só pelo expressivo crescimento do número de ligações, como também pelo
potencial de aumento de consumo por cliente.
53
A recomposição das tarifas acima dos níveis de preços do varejo, associada à
natureza dinâmica do mercado dentro da área de concessão da Empresa fizeram com que a
receita bruta da Coelba apresentasse crescimento acumulado de 58,1% no período de
referência.
Isto é, a receita bruta cresceu cerca de 30% acima do índice de preços por atacado.
Mesmo no ano de 1999, que foi notoriamente difícil em termos de expansão de mercados, a
Coelba registrou aumento de receita bruta de 10,3% em relação ao ano anterior. Esses autores
concluíram que diante do expressivo crescimento de mercado dentro da área de concessão da
Companhia, e da recomposição das tarifas, a Distribuidora teria, em princípio, condições de
gerar resultados que permitissem os investimentos necessários para garantir a qualidade do
serviço.
Entretanto, ao analisar a repartição do lucro líquido, verificaram que a maior
parcela havia sido destinada a dividendos, e uma porção relativamente menor a lucros. Isto
em si não evidenciava a tendência de subinvestimento preconizada pela teoria, já que,
juntamente à política generosa de distribuição de dividendos, a Coelba vinha alavancando
volume considerável de recursos externos para investimentos na melhoria da qualidade do
sistema de distribuição de eletricidade.
Contudo, ficou claro para Ghirardi et al. (2002) que estes investimentos poderiam
ser, significativamente, maiores se a empresa se dispusesse a investir uma parcela maior do
lucro líquido.
Esses autores verificaram que existia na Coelba considerável defasagem temporal
entre a realização (ou não) de investimentos e a melhoria (ou deterioração) da qualidade dos
serviços. Portanto, as tendências observadas nos indicadores de qualidade não deveriam ser,
exclusivamente, associadas aos investimentos dos últimos quatro anos. Ainda assim,
registraria-se que os indicadores técnicos de qualidade apresentaram sinais de piora no
serviço nos primeiros momentos após a privatização. Depois desta queda de qualidade no
período inicial, havia melhora nos dois anos seguintes, tanto no que diz respeito à duração
(DEC) quanto à freqüência das interrupções (FEC).
A Empresa apresentou um rendimento técnico em geral superior à média das
empresas da Região Nordeste, embora esta superioridade estivesse diminuindo com o passar
do tempo no que dizia respeito à duração das interrupções. Apesar da superioridade com rela-
ção às demais empresas da Região Nordeste, o desempenho de qualidade da Coelba foi
bastante inferior ao apresentado por outras empresas de porte equivalente em outras regiões
do País.
54
A evidência analisada, neste trabalho, não permitiu uma afirmação conclusiva
quanto à expectativa teórica de sub-investimentos em qualidade. Contudo, para Ghirardi et al.
(2002) o efeito de sub-investimentos é algo para ser observado a médio e longo prazos, mas
pode-se de imediato identificar a tendência da empresa no tocante a investimentos e
qualidade.
Desse modo, observaram que se, por um lado, os investimentos feitos pela Coelba
foram adequados para melhorar o desempenho da empresa, em relação a seus próprios
resultados passados, por outro lado eles foram insuficientes para levar a empresa ao patamar
de desempenho das melhores empresas do setor no País.
Alves Júnior e Almeida (1998) identificaram dois quesitos relevantes a partir da
discussão do retorno econômico e social do investimento em distribuição de energia elétrica e
questões relacionadas ao seu financiamento. Esses questionamentos estariam relacionados aos
primeiros resultados concretos do modelo setorial em implantação e, portanto, representariam
instrumento fundamental de reflexão e análise. Segundo esses autores, a estratégia delineada
de realocação de risco, com o objetivo de garantir um pleno atendimento às necessidades de
investimento do setor elétrico brasileiro, ganhou respaldo a partir dos resultados privados e
sociais auferidos até dezembro de 2000. Eles apontavam para um benefício social elevado e
retornos adequados aos aportadores de capitais externos. Outro aspecto, que chamou atenção
de Alves Júnior e Almeida (2005), disse respeito à sua sustentabilidade, pois a utilização
extensiva deste mecanismo canalizava recursos em detrimento de outros segmentos do setor,
particularmente o de geração. Não menos importante, a questão tarifária assinalada pelo
trabalho, desses autores, mostrou amplos espaços para um ajustamento de preços da energia
elétrica, significando alternativa imediata aos problemas de sustentação da estratégia acima
mencionada.
Para Alves Júnior e Almeida (1998), no entanto, as restrições existentes na atual
estrutura tarifária, sobrecarregavam o consumidor residencial em benefício da classe
industrial. O crescimento da inadimplência, detectada através do crescimento nos prazos
médios de conta a receber das concessionárias distribuidoras de energia, poderia representar
um claro sinal de esgotamento na relação de preços da estrutura adotada.
Por outro lado, Arcoverde et al. (2005) realizaram um trabalho de mensuração das
eficiências das distribuidoras do setor energético brasileiro usando fronteiras estocásticas. Os
resultados da função de produção apontaram para a presença de produtos marginais
decrescentes para os fatores de produção trabalho e capital e de rendimentos crescentes de
55
escala no setor. Observaram, também, que quanto maior a freqüência das interrupções maior
seria a ineficiência da firma.
Ao confrontarem os resultados da função custo com os da função de produção,
verificaram que as empresas mais eficientes em termos de utilização de insumos (eficiência
técnica), não o seriam necessariamente em termos de custos. Segundo esses autores, tal fato
comprovava a diferença entre os conceitos de eficiência técnica e alocativa, uma vez que uma
empresa eficiente em termos técnicos, não necessariamente o seria em termos alocativos.
3.2 HISTÓRIA DA ELETRICIDADE NO PARÁ
Entre 1851 e 1854, a iluminação pública, da cidade de Belém, era realizada
predominantemente com óleo de andiroba. A partir de 1854 e até 1862 passou a ser utilizado
também o gás líquido obtido a partir do carvão mineral (BAHIA, 2004).
Em 1862, foi criada a concessionária Paráh Gaz Company Limited que construiu
uma planta de produção de gás-carbonato a qual fornecia o combustível para a iluminação de
700 lampiões combustores, substituindo a iluminação colonial e oferecendo gás às residências
(BAHIA, 2004; CHAVES, 2000).
Em 1868, dá-se a criação da Companhia de Bonds do Pará, de propriedade do
norte-americano James B. Bond, para a implementação do transporte urbano de Belém. As
obras da Companhia iniciam no ano seguinte, com a implantação dos trilhos nas ruas de
Belém para viabilização do transporte (CHAVES, 2000).
A iluminação a gás carbonato operou satisfatoriamente até 1880, quando passou a
sofrer a competição do querosene importado de mais fácil transporte e manuseio que era
usado para a iluminação por particulares que ficaram animados com sua utilização nos EUA
durante a era do querosene (BAHIA, 2004).
A primeira linha de bondes tem sua inauguração em 1883, com o roteiro que se
iniciava na “calçada do colégio”, passando pela Rua da Cadeia (hoje Conselheiro João
Alfredo), pelo Teatro Providência (destruído por um incêndio), seguindo até o final da estrada
de Nazaré (CHAVES, 2000).
O surto de crescimento econômico centrado nos pólos Manaus e Belém,
alimentado pela ascensão da produção da borracha natural, estimulava a busca de soluções
mais modernas para a iluminação. Nos EUA, iniciava-se a iluminação com as lâmpadas
56
elétricas inventada por Thomas Edson. Os paraenses costumavam visitar e se deslumbravam
com os navios que aportavam em Belém iluminados com esta novidade (BAHIA, 2004).
Em 1890, aconteceu a fusão da Companhia de Bondes do Pará com a Companhia
Urbana de Estrada de Ferro Paraense (CUEFP) (CHAVES, 2000).
O Governo do Estado financiou, em 1893, a instalação de geradores elétricos para
iluminar o Teatro da Paz e a loja Paris na América com lâmpadas (BAHIA, 2004).
Em 1894, a CUEFP, juntamente com a Companhia de Luz Elétrica Paraense
ganharam a concessão para a colocação de postes do serviço de iluminação das casas
comerciais e particulares assim como a iluminação pública da área urbana e implantar o
serviço de bondes elétricos em substituição dos veículos de tração animal (BAHIA, 2004;
CHAVES, 2000).
O ano de 1895 foi marcado pela implantação de postes de ferro para a iluminação
pública a eletricidade, e para implantação de Rede de Distribuição de Energia Elétrica para as
casas comerciais e particulares (CHAVES, 2000).
Em 1896 é inaugurado, em Belém, o serviço de Distribuição de Energia Elétrica,
com uma usina localizada às margens do rio Guamá, tendo a iluminação pública atingindo
1.800 lâmpadas (CHAVES, 2000).
No ano de 1900, foi transferida a concessão da Companhia de Luz Elétrica
Paraense para a Companhia de Empresas de Eletricidade Paraense (CHAVES, 2000).
Em 1902, foi transferida a CUEFP para a Parah Eletric and Railways and Ligthing
Company, do Inglês C. H. Christopher Muller, para gerar e distribuir energia elétrica e
prosseguir com os serviços de bondes elétricos. Os motivos da transferência, segundo o
museu da Eletricidade do Pará, foram decorrentes do não acompanhamento da “modernidade
do setor de transporte” e do agravamento dos problemas de distribuição de energia elétrica A
iluminação a gás e querosene ficou restrita às áreas sem atendimento com energia elétrica. A
atividade econômica alcançava o seu apogeu em 1907 e Belém era a 4ª capital a desfrutar
destes serviços após Porto Alegre (1887), São Paulo e Curitiba (1889) (BAHIA, 2004).
Em 1907, inaugurou-se a primeira linha de bondes à tração elétrica da Parah
Eletric, com 23 veículos, que seguiam o trajeto São Jerônimo (atual Governador José
Malcher), 15 de Agosto (atual Presidente Getúlio Vargas), Paes de Carvalho, Manuel Barata,
15 de novembro, até o Ver-o-Pêso (BAHIA, 2004).
Em 1912, Belém estava entre as 13 cidades do país dispondo de tração elétrica.
Em 1920, além de Belém, Bragança, Chaves, Cachoeira e Mazagão já desfrutavam do
fornecimento de energia elétrica. Em 1930, O Estado já tinha 16 plantas térmicas com 7
57
mega-watts (MW) de potência instalada e 36 plantas em 1934 (14,4 MW) e 50 usinas
térmicas e uma hidrelétrica em 1940 (BAHIA, 2004).
No período de 1930 a 1945, começaram a surgir as bases institucionais de
influência estatal no setor de energia, especificamente em 1934, com a implementação do
Código das Águas, objetivando o aproveitamento racional da energia hidráulica e fixando
forma e fórmula para fixação tarifária. Doravante, as riquezas naturais somente poderiam ser
exploradas pela propriedade particular, através de concessão e por prazo determinado.
Ficaram, ainda, as concessionárias sob controle do poder público em termos técnicos e
financeiros (ZILBER, 2003).
Essa primeira regulamentação da indústria do setor elétrico baseava-se em duas
inovações: 1) atribuía à União a propriedade das fontes de energia hidráulica - o que transferia
para o Estado o poder de outorgar concessões; 2) adotava o modelo tarifário do "custo de
serviço" - remuneração com base no ativo imobilizado destinado à prestação do serviço - para
determinação da remuneração da empresa, sendo as tarifas definidas em função deste
parâmetro (TAVARES, 2003).
A necessidade de aumentos expressivos na capacidade de produção instalada para
atender à crescente demanda, conjugada, ainda, à natural predominância da produção
hidrelétrica que necessitava de elevados investimentos iniciais e longos períodos até o retorno
financeiro desse investimento, levou a uma progressiva transformação do setor que passou de
predominantemente particular para quase que totalmente estatal (ZILBER, 2003).
Em 1943, assumiu o governo do Estado o interventor coronel Joaquim Cardoso de
Magalhães Barata, que, na onda do nacionalismo de Vargas, iniciou a campanha para a
privatização da Parah Eletric (BAHIA, 2004).
As atividades da Parah Eletric perduraram até 1946, quando foi decretada a sua
intervenção, em decorrência da precariedade dos sistemas de transporte e da distribuição de
energia elétrica, após o seu enfraquecimento devido às contenções tarifárias. No ano seguinte,
foi decretada a caducidade do contrato de concessão dela pelo Governo do Estado. Em nota
oficial de 26 de abril, o interventor da empresa comunica a suspensão do tráfico de bondes,
pois na sua quase totalidade estavam imprestáveis. Nesse mesmo ano foi criado pelo prefeito
de Belém o Departamento Municipal de Força e Luz para receber o acervo e assumir os
encargos daquela empresa privada (CHAVES, 2000).
O ano de 1951 foi marcado pelas manifestações da área empresarial, através do sr,
José Dias da Costa Paes (J. Dias Paes), que conclamou o comércio e a indústria de Belém para
58
se unirem em prol da implantação, na cidade de Belém, de uma usina geradora que
viabilizasse os serviços de eletricidade (CHAVES, 2000).
Em 1951, surgiu a Força e Luz do Pará (FORLUZ) que assumiu as atribuições do
Departamento Municipal em todo o Estado e iniciou a construção da usina térmica com
geração a óleo combustível (BAHIA, 2002).
Em 1956 foi inaugurada a Usina de Miramar, no bairro de Val-de-Cans com duas
unidades geradoras de 7.500 kW, cuja distribuição estava vinculada ao Departamento
Municipal de Energia Elétrica. No início da década de 60 entraram em operação mais duas
unidades geradoras, ambas, com 7.500 kW (CHAVES, 2000).
Em 1960 decretou-se o primeiro Plano de Eletrificação do Pará, que pretendia
garantir para o Estado um programa sistemático de eletrificação para impulsionar o
desenvolvimento regional (CHAVES, 2000).
O decisivo apoio do Ministério de Minas e Energia (1961) e da Superintendência
para o Desenvolvimento da Amazônia (SUDAM) e principalmente da ELETROBRAS (1961)
foi de fundamental importância para a manutenção e expansão do setor elétrico paraense.
Como fruto das transformações no setor elétrico, foi criada, em 1962, a Celpa (BAHIA,
2004).
O modelo institucional estatal vigente, desde 1964, permaneceu praticamente
inalterado nos 30 anos posteriores. Ao longo deste período, o setor elétrico brasileiro
apresentou elevadas taxas de expansão da oferta, baseadas nas disponibilidades de
autofinanciamento por meio de tarifas reais, recursos da União e financiamento externo
(PIRES, 1999).
Ainda neste período, o desenvolvimento do setor elétrico no Brasil foi influenciado
pelas dimensões continentais do país e pelo enorme potencial hidrelétrico de suas bacias
fluviais. O grande dispêndio com ativos fixos envolvidos nesse processo mostrou que a
cooperação, e não a competição, era a melhor opção para as empresas de energia elétrica
(OLIVEIRA, 1997).
Na primeira metade da década de 70, em decorrência de planos regionais
elaborados pelo Comitê de Estudos Canadenses-Americano-Brasileiro (CANAMBRA) para
as regiões Centro-Oeste, Sudeste e Sul, iniciou-se a interligação dos sistemas regionais, marco
inicial do Sistema Interligado Nacional (SIN), que, ainda hoje, é a base da operação da
indústria do setor elétrico brasileiro. Neste período, verificou-se um amadurecimento
institucional das empresas do setor, além da compra pelo Governo brasileiro das ações da
Brascan Limited (Light), o que levou, em janeiro de 1979, todas as concessionárias do setor
59
de energia elétrica a serem constituídas de capital nacional. Da mesma forma, as decisões de
investimento para a construção de novas hidrelétricas passaram a ser feitas de forma
integrada, com enfoques supra-regionais de maximização do potencial de diferentes bacias
hidrográficas (TAVARES, 2003).
Neste contexto, o estabelecimento de distribuidores monopolistas foi seguido pelo
desenvolvimento de um sistema centralizado de despacho que maximizou a eficiência das
instalações de energia elétrica como um todo (GOMES, 1998).
A década de 70 iniciou com a Celpa cadastrando o seu consumidor nº 100.000. Em
1972, ocorreu a criação da Eletronorte (BAHIA, 2004).
Em 1974, a Celpa inaugurou uma nova usina, a Tapanã I, com duas unidades de
25.000 kW cada e, em 1977, foi inaugurada a Usina Hidroelétrica do Curuá-una, em
Santarém, no Baixo Amazonas Paraense.
Em 1979, foi inaugurada a Usina Tapanã II com quatro unidades de 26.140 kW
cada e a Celpa cadastrou o seu consumidor nº 200.000. No ano seguinte o sistema interligado
da Celpa passou a ser alimentado pelo sistema Companhia Hidroelétrica do São Francisco
(CHESF)/Centrais Elétricas do Norte do Brasil (ELETRONORTE).
Com o primeiro choque do petróleo e dada a liquidez em que se encontrava o
sistema financeiro internacional, a partir de 1974, inaugurou-se nova fase no setor elétrico
brasileiro, cuja característica principal seriam as mudanças na estrutura de financiamento. O
período de 1974 a 1979 caracterizou-se por uma fase de transição na medida em que o
investimento continuou crescendo com taxas acentudas devido ao final de grandes projetos de
geração. Também, neste período, sob o argumento de contenção da taxa de inflação, as tarifas
de energia elétrica passaram a evoluir em um patamar abaixo da inflação, obrigando o setor a
aumentar o nível de captação de recursos externos, com o conseqüente processo de
endividamento (SILVA, 2001).
Até o fim da década de 1970, o sistema gerava sem problemas os recursos para sua
própria expansão. Isso começou a mudar na década de 80, marcada em seu início pelo
segundo choque do petróleo e pelo aumento das taxas de juros no mercado internacional que
ultrapassaram os 20% a.a., ocasionando as crises da dívida externa e da inflação no Brasil.
Sucessivos governos passaram a usar a capacidade de endividamento das empresas elétricas
para obter dólares necessários ao pagamento de juros exigidos pelos credores externos. Ao
mesmo tempo, reprimiam sistematicamente reajustes de tarifas, para conter a inflação. Com as
empresas endividadas (sem que os recursos por elas captados tivessem sido usados no próprio
setor) e tornadas deficitárias, logo se estabeleceu uma ciranda de calotes. As distribuidoras
60
recebiam o dinheiro do consumidor, tiravam sua parte e transferiam o que sobrava; as
estaduais faziam o mesmo, quando era possível; as grandes geradoras federais situadas no fim
da linha recebiam quase nada (BENJAMIM, 2004).
Desse modo, o modelo centralizado começou a mostrar sinais de fraqueza
econômica e financeira. Fundamentalmente, a centralização do planejamento e a facilidade de
obtenção de financiamento não submeteram as decisões de investimentos ao mesmo tipo de
exame usado na avaliação de investimentos privados – isto é, a análise de fluxos de caixa
descontado (FERREIRA, 2004).
No ambiente centralizado, as empresas de energia elétrica, em geral, eram
administradas por engenheiros, deixando para os administradores financeiros a tarefa de
“pagar as contas” e obter os financiamentos necessários. Embora fosse coerente com a
estratégia liderada pelo Estado nos anos 70, essa cultura pressupunha a ausência de restrições
de financiamento. Como a economia de escala era a prioridade que definia a maior parte das
decisões sobre investimentos, preferiram-se as usinas maiores às menores. Isso resultou em
projetos enormes, demandando grandes dispêndios com ativos fixos e períodos de maturação
longos – fatores que, posteriormente impediram o término de muitas delas (OLIVEIRA,
1997).
A Celpa cadastrou seu consumidor nº 300.000, em 1982, demonstrando o
crescimento do setor elétrico em decorrência dos investimentos estatais que têm como marco
a inauguração, em 1984, da usina Hidroelétrica de Tucuruí, que passou a abastecer Belém e o
sistema interligado da Companhia. Com o advento de Tucuruí ocorreu, em 1986, a
implantação de um plano de eletrificação do Estado, interligando dezenas de municípios e
localidades do Nordeste e Sul do Pará. Foram instaladas 16 subestações e mais de 1.000 Km
de linhas de transmissão, levando a Empresa a cadastrar o seu consumidor nº 400.000.
A Celpa expande suas instalações e, em 1987, inaugura o seu Centro de Operação
na rodovia de Augusto Montenegro, km 8, no distrito de Icoaraci. O resultado da expansão se
traduziu no cadastro do consumidor nº 500.000, em 1988.
Em 1994, foi inaugurado o novo escritório central da Celpa e implantado o Museu
da Eletricidade do Pará Dário Gomes, pelo Núcleo de Memória da Companhia.
Em 1995, tem início o processo de privatização do setor elétrico brasileiro.
Rosa (2001) afirma que no processo de reestruturação do setor elétrico brasileiro
houve influência das críticas feitas pelo Banco Mundial e os principais motivos visaram à
restauração da eficiência através da competição, a recuperação da capacidade de
financiamento dos investimentos e a redução da interferência do Estado. Para Oliveira e Pinto
61
Jr. apud Matsudo (2001), a crítica feita pelo Banco Mundial foi contundente afirmando que só
a propriedade privada garantiria um desempenho consistente e a interferência do Estado
respondia pelos problemas existentes nos países em desenvolvimento, tais como: a queda da
qualidade do serviço; perdas de energia; consumo elevado de combustíveis etc.
Entretanto, a trajetória de reformas do setor, cujo início data de meados dos anos
90, não foi marcada por passos coerentes e articulados. Ao contrário, tratou-se de um processo
ad hoc que só adquiriu um caráter mais abrangente, consistente e coordenado a partir de 1997,
quando se implementou uma série de políticas regulatórias – muitas das quais propostas pela
empresa de consultoria Coopers & Lybrand (consultoria britânica contratada para reestruturar
o setor). (PIRES, 1999).
A proposta de modelagem de privatização do setor elétrico adotou uma estratégia
gradualista, visando, de forma concomitante, reduzir a dívida pública, melhorar a eficiência
produtiva e resgatar a capacidade de investimentos das empresas. O governou priorizou a
venda de empresas do segmento de distribuição por entender que, dificilmente, conseguiria
atrair interessados para os ativo de geração, caso não houvesse a perspectiva de um mercado
atacadista privado de energia (PIRES, 1999).
Os investimentos do Estado levaram a um surto de eletrificação; entretanto, uma
parte do Estado, ainda, ficou atrelada aos serviços de termoelétricas, apesar da capacidade de
geração da Hidroelétrica do Tucuruí. Visando a superação destas condições de atendimento,
em 1998, foi iniciado o Programa Tramoeste, implementado a expansão do linhão de Tucurui.
Entretanto, este ano, também, foi marcado pela privatização da Celpa, como resultado das
políticas neoliberais que desenvolveram uma onda de privatização que se iniciou no âmbito
Federal e se espalhou pelos governos estaduais.
62
4 METODOLOGIA
4.1 MODELO DE ANÁLISE
4.1.1 Excedente econômico
A partir de 1995, o Governo do Estado do Pará iniciou um processo de
reestruturação da distribuidora Celpa com a intenção de privatizá-la. Portanto, a Empresa
passou a funcionar com um novo modelo de gestão com a finalidade de atrair mais
investimentos, modernos processos de produção, melhores produtos e serviços e um novo
modelo de gestão com a finalidade de aumentar a produtividade e a arrecadação da, então,
Empresa Estatal, de tal forma que atendesse a expansão da demanda de energia elétrica e
reduzisse os custos operacionais e as Tarifas de Energia Elétrica. Neste contexto, seria
possível expandir a oferta de energia elétrica, reduzir os custos médios e marginais da
distribuição de energia elétrica residencial, aumentando o excedente do consumidor, a
margem de ganho da Companhia, reduzindo o peso morto, proporcionando, dessa forma uma
melhora no bem-estar da sociedade.
Assim, considera-se, neste trabalho, que apesar de a distribuidora Celpa ter sido
desestatizada apenas em 1998, para efeito de cálculo e análise admite-se que o processo de
privatização da empresa iniciou-se em 1995, pois a partir daí a Companhia já havia perdido as
suas características de monopólio estatal adquirindo as propriedades de um monopólio natural
mesmo estando, ainda, em poder do Governo Estadual.
Desse modo, o modelo que aqui será utilizado pressupõe que se a produtividade da
empresa evoluir, ela poderá reduzir os custo médios e marginais de distribuição de energia
elétrica residencial, deslocando as curvas de custos para baixo e para a direita, incrementando
simultaneamente os excedentes dos consumidores, a margem de ganho dos agentes privados e
reduzindo o peso morto da população.
A análise considera que os benefícios sociais correspondem às perdas ou aos
ganhos derivados da melhora da produtividade da Empresa na distribuição de energia elétrica
residencial no Estado do Pará, após a privatização da Celpa.
63
Para fazer o balanço social e estimar os ganhos sociais oriundos do aumento da
produtividade na distribuição de energia elétrica residencial no Estado do Pará, faz-se
necessário medir as variações do excedente dos consumidores, dos ganhos da Distribuidora e
do peso morto resultantes do deslocamento das curvas de custos médios e marginais da
distribuição de energia elétrica residencial.
Este enfoque baseia-se na análise marginal de Marshall (1920). A premissa básica
da análise é a de que a curva de demanda reflete a utilidade marginal do produto dos recursos
utilizados no processo de produção.
Na figura 9, supõe-se inicialmente que a Distribuidora de Energia Elétrica Celpa
opera em condições de monopólio natural estatal, no período de 1985 a 1994, admite-se que
a Companhia opera em condições de monopólio natural privado ou em vias de ser
privatizado após o Plano Real, de 1995 a 2003, conforme explicado anteriormente.
Neste contexto, a curva de custo médio da Distribuidora de Energia Elétrica Celpa
está sob o efeito de uma variável dummy representando o Plano Real. O ponto B em que a
curva de custo médio da Distribuidora antes do Plano Real )CMedAP( é tangente com a
demanda inversa representa o preço médio do monopólio natural estatal (PnAP) e a
quantidade média fornecida nesse período (QregAP). Após o Plano Real, a produtividade da
empresa melhora, de tal forma que a curva de custo médio se desloca para baixo até C (PnDP,
QregDP), o qual representa o ponto onde a curva de custo médio da Distribuidora atuando
como um monopólio natural privado tangencia a receita média.
O ponto D (Qcp, Pcp) representa a interseção da demanda inversa com a curva de
custo marginal, ou seja, o mercado competitivo. Por outro lado, o ponto A (QmP, PmP)
representa o monopólio puro, enquanto CmgP representa o custo marginal do monopólio
puro.
O ponto H (QregAP, PregAP) representa o preço médio regulamentado antes do
Plano Real e a quantidade média de Energia Elétrica Residencial fornecida nesse período.
Enquanto o ponto F (QregAP, CmgAP) representa o custo marginal de se distribuir essa
quantidade de energia.
Similarmente, o ponto I (QregDP, PregDP) representa o preço médio
regulamentado depois do Plano Real e a quantidade média de Energia Elétrica Residencial
fornecida nesse período. Enquanto o ponto G (QregDP, CmgDP) o custo marginal de se
distribuir essa quantidade de energia.
O ponto E
(QmP, CmgP) representa a interseção da reta de custo marginal com a
reta da receita marginal.
64
Figura 9: Monopólio estatal e privado da Celpa
Fonte: Elaboração própria.
O cálculo da parcela dos ganhos ou perdas que recai sobre consumidores e
produtores antes e depois do Plano do Real será feito, separadamente, para efeito de
comparação.
A) Excedente Econômico antes do Plano Real
Prejuízo da Celpa:
A área na Figura 9 situada abaixo do preço médio do monopólio estatal (PnAP) e
acima do preço médio regulamentado pelo governo (PregAP), entre o eixo das ordenadas e a
quantidade média de Energia Elétrica Residencial (QregAP) fornecida nesse período
corresponde em valores monetários ao prejuízo da Celpa antes do Plano Real. O cálculo
dessa área pode ser feito através da seguinte expressão:
(8) QregAP*PregAP)-(PnAP
Excedente do Consumidor:
A área na Figura 9, situada abaixo da demanda inversa e acima do preço médio
regulamentado pelo Governo antes do Plano Real (PregAP), entre o eixo das ordenadas e a
quantidade média de Energia Elétrica Residencial (QregAP) fornecida nesse período
corresponde em valores monetários ao
Excedente do Consumidor Residencial de Energia
65
Elétrica antes do Plano Real. O cálculo dessa área pode ser feito através da seguinte
expressão:
(9) Cellpa da Prejuízo
2
QregAP*PnAP)-(Pmax
+
Peso Morto:
A área na
Figura 9
situada abaixo da curva de receita média (D) e acima do preço
médio do mercado competitivo (Pcp), entre a quantidade média de Energia Elétrica
Residencial (QregAP) fornecida nesse período e a quantidade de Energia Elétrica Residencial
que a Empresa forneceria se operasse em
Concorrência Perfeita
(Qcp) corresponde em
valores monetários ao
Peso Morto antes do Plano Real
.
O cálculo dessa área pode ser feito através da seguinte expressão:
(10)
2
QregAP)-(Qcp*Pcp)-(PnAP
B) Excedente Econômico depois do Plano Real
Para calcular os ganhos ou perdas que recai sobre consumidores e produtores
depois do Plano Real
, propõem-se as seguintes equações:
Prejuízo da Celpa:
Na
Figura 9 ,
a área situada abaixo do preço médio de distribuição do
monopólio
privado
(PnDP) e acima do preço médio regulamentado pelo governo PregDP, entre o eixo
das ordenadas e a quantidade média de Energia Elétrica Residencial (QregDP) fornecida
nesse período corresponde em valores monetários ao
prejuízo da Celpa depois do Plano
Real
. O cálculo dessa área pode ser feito através da seguinte expressão:
(11) QregDP*PregDP)-(PnDP
Excedente do Consumidor:
A área da
Figura 9,
situada abaixo da demanda inversa e acima do preço médio
regulamentado pelo Governo depois da privatização, entre o eixo das ordenadas e a
quantidade média de Energia Elétrica Residencial (QregDP) fornecida nesse período
corresponde em valores monetários ao
Excedente do Consumidor Residencial
de Energia
Elétrica depois do Plano Real
. O cálculo dessa área pode ser feito através da seguinte
expressão:
(12) Celpa da Prejuízo
2
QregDP*PnDP)-(Pmax
+
66
Peso Morto:
Através da
Figura 9
, pode ser verificada a perda de bem-estar da sociedade
paraense com o monopólio privado da Celpa. A área situada abaixo da curva de receita média
(D) e acima do preço do mercado competitivo (PCP), entre a quantidade média de Energia
Elétrica Residencial (QregDP) fornecida
depois do Plano Real
e a quantidade de Energia
Elétrica Residencial que a Empresa forneceria se operasse em
Concorrência Perfeita
(Qcp)
corresponde em valores monetários ao
Peso Morto depois do Plano Real
. O cálculo dessa
área pode ser feito através da seguinte expressão:
(13)
2
QregDP)-(Qcp*Pcp)-(PnDP
Para mensurar os benefícios sociais necessita-se da equação da demanda de
Energia Elétrica Residencial e das curvas de custos da Distribuidora de Energia Elétrica do
Estado do Pará. Para isso, torna-se premente o estudo dessas funções bem como os métodos
utilizados nas suas estimativas.
4.1.2 Equação da demanda de energia elétrica residencial do Estado do Pará
Para adotar a especificação de uma função de demanda por energia elétrica é
preciso realizar, em primeiro momento, algumas considerações.
De acordo com Andrade e Lobão (1997), para se estimar um modelo de demanda
de energia elétrica deve-se considerar as seguintes hipóteses:
a) para os consumidores residenciais ligados à rede de distribuição, a quantidade
de energia elétrica demandada é igual à ofertada;
b) com relação ao comportamento da demanda residencial ao longo do tempo,
considera-se que o mesmo seja influenciado por três variáveis fundamentais: a
tarifa cobrada pelo serviço, a renda familiar e o estoque domiciliar de aparelhos
domésticos. Teoricamente, espera-se que o consumo reaja negativamente aos
aumentos de tarifa e positivamente aos aumentos de renda e do estoque de
eletrodomésticos, de acordo com a seguinte função não-linear:
δβα
=
tttt
El.Y.T.KQ (14)
0
>
K
, 0
<
α
, 0
>
β
e 0
>
δ
67
em que:
t
Q
= consumo de energia elétrica no tempo t;
t
T
= tarifa de energia elétrica no tempo t;
t
Y
= renda familiar no tempo t;
t
El
= estoque de aparelhos eletrodomésticos no tempo t.
Segundo Andrade e Lobão (1997), outra hipótese básica é a existência do
problema de depreciação ao longo do tempo, onde, para se repor ou aumentar este estoque,
existe a dependência de preços dos eletrodomésticos )(
t
Pel
e da renda familiar. Logo, pode-se
assumir que o estoque domiciliar irá reagir positivamente aos aumentos na renda e
negativamente aos aumentos nos preços dos eletrodomésticos, e que estas variáveis se
relacionam de acordo com a seguinte expressão:
(15) Y.Pel.El
t
u
t
σ
∆=
Substituindo (15) em (14) e tomando o logaritmo, chega-se á seguinte equação
linear para a demanda residencial de energia elétrica:
(16) PellnYlnTlnQln
t1t4t3t21t
ε+φ+φ+φ+φ=
em que:
ttt
PeleYT
ln ln ,ln ,lnQ
t
são respectivamente o logaritmos de Q
t
, T
t
, Y
t
e Pel;
0 e 0 ,0 ),Kln(
4321
<δµ=φ>δσ+β=φ<α=φ∆=φ
δ
;
t
1
ε
é um termo de erro aleatório, sob as pressuposições do modelo linear geral.
Os coeficientes
432
e ,
φφφ
representam, respectivamente, as elasticidades da
demanda com relação ao preço da energia elétrica, renda e preço dos eletrodomésticos. Ao
considerarem-se as elasticidades renda e preço dos eletrodomésticos, as elasticidades
estimadas medem efeitos diretos e indiretos que estas variáveis terão sobre as quantidades
demandadas.
Quando existe uma renda maior, pode-se dizer que ela possibilita maior uso do
equipamento e, com isso, crescimento do estoque de equipamentos e estes, por sua vez,
contribuirão para uma quantidade maior demandada de eletricidade. Logo, através das
elasticidades pode se medir o efeito-uso e o efeito da variação daquele estoque. No caso da
elasticidade-preço dos aparelhos de eletrodomésticos, sua elasticidade estimada mede o efeito
que este preço tem sobre o estoque e de como este afeta a quantidade demandada de
eletricidade.
68
4.3.2.1 Modelo de expectativas adaptativas de Cagan (1956) e Friedman (1957)
A idéia de
expectativas adaptativas
ou de
expectativa progressiva
ou de
aprendizado com o erro
parte do princípio de que os agentes econômicos formam suas
expectativas com base na experiência passada, de tal modo que podem aprender com os erros
cometidos. Em outras palavras, isto significa que, em cada período, as expectativas são
revisadas e ajustadas por uma fração (
γ
) entre o valor corrente da variável e o valor esperado
da referida variável, no caso a tarifa de energia elétrica (GUJARATI, 2004; SANTANA,
2003).
O objetivo desse modelo é formular as expectativas dos agentes para determinar a
tarifa média futura de energia elétrica, ajustando as tarifas médias praticadas no ano t (tarifa
média real e tarifa média esperada) em relação a tarifa média esperada do período t-1.
O modelo é especificado em seguida.
Expectativas adaptativas:
(17) PelYTQ
t1t3t2
*
t10t
ε+ϖ+ϖ+ϖ+ϖ=
Hipótese de ajustamento:
(
)
(18) TTTT
*
1tt
*
1t
*
t −−
−γ=−
Ou de modo equivalente, tem-se a expressão:
(
)
(19) T1TT
*
1tt
*
t −
γ−+γ= ;
em que: 10
≤
γ
π
Onde:
t
Q = é o consumo residencial total de energia elétrica em MWh, no período
1985 a 2003;
=
t
T é a tarifa média de energia elétrica residencial em valores reais de
1994; os valores foram deflacionados pelo Índice Geral de Preços-Disponibilidade Interna
(IGP-DI) da Fundação Getúlio Vargas (FGV) (média 1994 = 100);
t
Y = é o Produto Interno Bruto (PIB)
per capita
anual do Estado do Pará,
no período de 1985 a 2003, em valores reais de 1994, como
proxy
para a renda familiar real;
t
pel = é o preço médio dos eletrodomésticos adquiridos no Estado do Pará
no período de 1985 a 2003, em valores reais de 1994;
t
ε = é o termo de erro aleatório.
69
Como não se pode estimar alguma das equações, dado que a variável
expectacional não é observada, alguns ajustes são feitos para se chegar à equação estimada.
Esses passos estão em Gujarati (2004) ou Santana (2003).
A equação a ser estimada é a seguinte:
(20) Q)1(PelYTQ
t11tt3t2t10t
υ+γ−+γβ+γβ+γβ+γβ=
−
(
)
1ttt
1
−
εγ−−ε=υ
1t
Q
−
= é o consumo residencial total de energia elétrica em MWh,
defasado de um período;
t
υ = é o termo de erro aleatório
γ
é obtido diretamente do coeficiente da variável dependente defasada.
De forma alternativa, a equação, também, poderá ser apresentada como:
(
)
(21) Q1PelYTQ
t1tt3t2t10t
ν
+
γ
−
+
ϕ
+
ϕ
+
ϕ
+
ϕ
=
−
Onde,
00
γβϕ
= ;
γβϕ
11
=
;
γβϕ
22
=
;
33
γβ=ϕ ;
γ−=ϕ
1
4
e
1−
−=
ttt
λεεν
Esse modelo foi aplicado aos dados da demanda residencial de energia elétrica do
Estado do Pará, no período de 1985 a 2003.
Onde:
0 e 0 ,0 ,0
4321
>ϕ<ϕ>ϕ<ϕ
Onde,
Q
1tQ
*
−
γ
é a elasticidade de expectativas adaptativas e
Q
T
1
ϕ
,
Q
Y
2
ϕ
,
Q
elP
3
ϕ
representam, respectivamente, as elasticidades de curto prazo da demanda de
energia elétrica residencial com relação a tarifa média de energia elétrica residencial, renda
familiar real e ao preço de eletrodomésticos do Estado do Pará.
A equação de longo prazo é obtida dividindo-se os valores dos parâmetros
3210
e ,, ϕϕϕϕ pelo coeficiente de expectativas adaptativas )(
γ
.
A hipótese teórica a respeito do parâmetro )(
γ
é a de que as expectativas são
adaptativas e, portanto, o modelo converge para o equilíbrio em longo prazo se 10
≤
γ
π
.
70
4.1.3 Curva de custo da distribuição de energia elétrica do Estado do Pará
Entre 1985 e 2003, o Setor Elétrico Brasileiro sofreu grandes transformações
estruturais, principalmente durante o Governo do Presidente Fernando Henrique Cardoso
quando teve início o processo de privatização das Distribuidoras de Energia Estaduais. Desse
modo, é importante que se faça uma análise distinta dos retornos sociais da Distribuição de
Energia Elétrica Residencial antes e depois do Plano Real para que se possam comparar os
ganhos ou as perdas dos consumidores Residenciais e Produtores entre 1985 e 1994, com o
excedente do consumidor e do produtor a partir de 1995 até 2003.
Na análise de regressão múltipla, a variável dependente é muitas vezes
influenciada não somente pelas variáveis que podem ser facilmente quantificadas em alguma
escala bem definida, mas, também, por outras de natureza qualitativa. Como tais variáveis
qualitativas em geral indicam a presença ou a ausência de uma “qualidade” ou atributo, um
método para “quantificar” tais atributos é construir variáveis artificiais que assumam valores
de 1 ou 0 – 0 indicando a ausência de um atributo e 1 indicando a presença (ou posse) desse
atributo. Por exemplo, 1 pode indicar o custo da Distribuição de Energia Elétrica depois do
Plano Real e 0 indicar o custo da Distribuição de Energia Elétrica antes do Real, e assim por
diante. As variáveis que assumem tais valores 0 e 1 são chamadas de
variáveis dummies
(GUJARATI, 2004).
Neste sentido, para estimar os parâmetros da equação do custo da Distribuição de
Energia Elétrica do Estado do Pará foi sugerido um modelo econométrico onde a presença de
uma variável
dummy
tem a finalidade de detectar a influência do Plano Real no Custo da
distribuição de Energia Elétrica do Estado do Pará.
O objetivo do modelo é exprimir o Custo da Distribuição de Energia Elétrica antes
e depois do Plano Real.
Equação do Custo da Distribuição de Energia Residencial do Estado do Pará
(22) ZERERCVT
t3
t
2
2t10t
υ+θ+θ+θ+θ=
0 ,0 ,0
321
<θ<θ>θ
Onde, espera-se que a variável de custo da Distribuição reaja positivamente aos
estímulos da Energia Elétrica produzida (requerida) e negativamente em relação ao quadrado
desta variável, de tal forma que apresente custos marginais decrescentes. Por outro lado o
71
sinal negativo na variável
dummy
é devido ao aumento de produtividade da Distribuidora e a
melhora da arrecadação após o Plano Real.
As variáveis utilizadas para estimar a equação de custo da distribuição de energia
elétrica do Estado do Pará são:
t
CVT = é o custo variável total da distribuidora de Energia Elétrica, no
período de 1985 a 2003, em valores reais de 1994; os valores foram deflacionados pelo IGP-
DI da FGV (média 1994 = 100). É importante acrescentar que o custo total da Distribuidora
engloba os custos com a distribuição e geração de energia elétrica. Desse modo, os cálculos
realizados, neste trabalho, podem superestimar os custos total, médio e marginal da
distribuição de energia elétrica. Somente a partir de 2002 foi que a Celpa passou a publicar
em seus balanços os custos de distribuição e geração, separadamente, devido à exigência da
Aneel, conforme ofício circular nº 155/2003.
=
t
ER é o total da energia elétrica produzida, anualmente, pela Celpa em
MWh de 1985 a 2003;
Z = 1 para o período do Plano Real, de 1995 a 2003;
Z = 0 para o período antes do Plano Real, de 1985 a 1994;
t
υ = é o termo de erro aleatório.
Sabe-se que a existência de economia de escala é observada quando os custos
médios diminuem quando o nível de produto aumenta. Uma medida útil de economia de
escala pode ser conseguida, utilizando o conceito de elasticidade-custo, que é a razão entre o
custo marginal e o custo médio de produção, A elasticidade-escala, por sua vez, será dada
pelo inverso da elasticidade-custo. A fórmula matemática é a seguinte:
(23)
CM
CMa
C
Q
.
Q
C
c
≅
∂
∂
=η
(24)
1
c
e
η
=η
em que:
)Q.CM(C
=
é o custo médio multiplicado pela quantidade produzida;
CMa é o custo marginal de distribuição;
c
η é o coeficiente de elasticidade-custo;
e
η é o coeficiente de elasticidade-escala.
72
Se
c
η for menor (maior) do que 1, há economia (deseconomia) de escala,
indicando que o custo médio é decrescente (crescente) e superior (inferior) ao custo marginal.
Os modelos de regressão múltipla da demanda residencial de energia elétrica e do
custo da distribuição de energia elétrica do Estado do Pará serão estimados por Mínimos
Quadrados Ordinários (MQO).
A utilização do modelo de regressão empregado na análise da demanda de energia
elétrica residencial e do custo da distribuição de energia elétrica, como nos fenômenos reais
da economia, prescinde de aceitação das hipóteses clássicas de ausência de multicolinearidade
entre as variáveis independentes, homocedasticidade e autocorrelação dos resíduos. Estas
hipóteses são avaliadas de acordo com os testes usuais de variância inflacionária para
multicolinearidade de White para heterocedasticidade e Durbin para autocorrelação.
Das três hipóteses, a autocorrelação é a mais aderente ao caso por tratar-se de séries
temporais.
A autocorrelação refere-se a relação de dependência do termo de erro
(
)
i
e em um
período de tempo, positivamente ou negativamente, correlacionado com o termo de erro do
período anterior, em caso de autocorrelação positiva ou negativa de primeira ordem
(SANTANA, 2003).
A heterocedasticidade refere-se ao caso em que a variância do termo de erro não é
constante para todas as observações das variáveis explicativas. Quando há
heterocedasticidade, há a violação da hipótese do modelo clássico de regressão linear de
homocedasticidade, variância constante: Var(
X
1
, ......,X
k
) =
2
ou E(
2
t
) =
2
.
4.2 ÁREA DE ESTUDO
A área de estudo é o Estado do Pará que teve a sua única distribuidora de energia
elétrica (Celpa) privatizada em julho de 1998. O estudo é concentrado no segmento de
Distribuição Residencial de Energia Elétrica, tendo em vista ser a classe que apresenta maior
crescimento da demanda de energia elétrica, além de apresentar a maior parcela entre o mix de
consumidores da Companhia.
73
4.3 FONTE DE DADOS
As informações básicas utilizadas nesta pesquisa são originárias de várias fontes
secundárias, tais como dados originados:
a) da ELETROBRÁS sobre o consumo residencial de energia elétrica em mega-
watt hora (MWh);
b) da ANEEL sobre a tarifa residencial média de energia elétrica em R$/MWh;
c) da Secretaria Executiva de Estado de Planejamento, Orçamento e Finanças
(SEPOF) sobre o preço médio dos eletrodomésticos demandados em Belém, em R$/unidade,
no período de 1985 a 2003. Os dados sobre o preço médio dos eletrodomésticos consumidos
em Belém serão usados como uma proxy do preço médio dos eletrodomésticos do Estado do
Pará;
d) da SEPOF sobre o PIB per capita anual do Estado do Pará em R$/habitante que
será utilizado como proxy da renda familiar real;
e) dos Balanços Anuais da Celpa, publicados no Diário Oficial do Estado do Pará,
obtidos através de pesquisa documental na Fundação Cultural Tancredo Neves (CENTUR),
sobre os custos operacionais (gerenciáveis) da distribuidora (distribuição + geração) no
período de 1985 a 2003, que será utilizado como proxy do custo variável total da
distribuidora;
f) da Celpa sobre a energia elétrica produzida (energia elétrica total vendida +
perdas de energia) pela Distribuidora em mega-watt hora (MWh);
g) da FGV sobre o IGP –DI (média 1994 = 100) que será usado como deflator das
tarifas, do preço médio dos eletrodomésticos, do PIB per capita, custos operacionais da
Celpa.
Serão utilizados dados básicos de séries temporais referentes há 19 anos, cobrindo
o período de 1985 a 2003.
74
5 DISCUSSÃO DOS RESULTADOS
Para que se possa entender o comportamento da demanda de Energia Elétrica
Residencial e do custo da Distribuição de Energia Elétrica do Estado do Pará, entre 1985 e
2003, é de grande utilidade que se faça um panorama de suas variáveis explicativas, sendo
que as informações das variáveis Consumo Residencial de Energia Elétrica, Tarifa média de
Energia Elétrica Residencial, Energia Elétrica Fornecida, Despesa com Pessoal e de Terceiros
foram retiradas dos Balanços anuais da Celpa (1985-2003).
5.1 PANORAMA DO CONSUMO RESIDENCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA
Pode ser verificado na
Figura 10
que entre 1985 e 1994, o fornecimento de
energia elétrica residencial da Celpa, no Estado do Pará, quase dobrou aumentando de cerca
de 497189 para 871.785 MWh. Nesse mesmo período, o número de consumidores
residenciais sofreu uma elevação em torno de 89,57% passando de 340.357 para 645.228
consumidores residenciais.
Durante o ano de 1987, a Celpa distribuiu aos seus 470.740 consumidores, o total
de 1.818.467 MWh de energia através de 32 subestações, 1.599,4 Km de linha de transmissão
e 6.311,8 km de Redes de Distribuição, apresentando um acréscimo de 10,60% de energia
vendida e 7,70% em número de consumidores com relação ao ano de 1986. Sendo que o
consumo residencial aumentou de 573.156 MWh para 664.513 MWh e o número de
consumidores residenciais variou de 375.826 para 408.477.
75
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
1.800.000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
quantidade número de consumidores
Figura 10: Consumo e número de consumidores de energia elétrica residencial do Estado do Pará
Fonte: Eletrobrás S. A.
O número total de consumidores da Celpa cresceu 6,6%, em 1988, sendo que a
taxa de crescimento do número de consumidores residenciais foi de 7,7%. A Empresa
distribuiu aos seus 501.590 consumidores o total de 1.846.804 MWh de energia, através de 32
subestações, 1650,4 Km de linha de transmissão e 148.631 postes instalados em rede de
distribuição urbana. Tal fato decorreu da prioridade dada pela empresa na busca de novos
mercados, maximizando, desta forma, os grandes investimentos realizados nos grandes
sistemas de transmissão construídos nos exercícios, imediatamente, anteriores.
Entre 1989 e 1991, o número de consumidores residenciais da Celpa cresceu
15,80% subindo de 476.231 consumidores para 551.517, sendo que o consumo residencial de
energia elétrica apresentou uma elevação de 730.144 MWh para 907.110 MWh,
correspondendo a uma variação de 24,24%. Por outro lado, o total do número de
consumidores da Celpa aumentou 15,23%, e a demanda total de energia sofreu um incremento
de 12,81%.
O total do número de consumidores da Celpa cresceu, no período de 1991 a 1994,
cerca de 15,81%, entretanto o consumo total de energia se elevou, apenas, 5,88%. Neste
contexto, o número de consumidores residenciais aumentou 16,99%, contudo, o consumo
76
residencial sofreu um decréscimo de -3,89%, motivado pelo confisco da poupança dos
consumidores durante a implementação do plano de estabilização econômica no Governo do
Presidente Fernando Collor de Mello.
Em 1996, a Celpa atendeu um mercado de consumo de 2.804.376 MWh, contra
2.652.319 MWh no ano anterior, com um acréscimo de 6,1%. A classe residencial apresentou
a maior taxa de crescimento (8,7%), já a classe industrial apresentou redução no volume de
energia consumida (-1,3%), retratando as dificuldades do setor produtivo do Estado do Pará.
Em 1996, foram ligados 25.337 novos consumidores, totalizando 768.707 consumidores,
representando um crescimento de 3,4% em relação ano anterior. O consumo médio cresceu
2,7% em 1996, atingindo 304KWh/mês, sendo mais intenso na classe residencial que atingiu
140KWh/mês com crescimento de 5,3%.
Em 1998, a distribuidora Celpa atendeu uma área de 1.253.164Km² abrangendo 12
municípios, o que corresponde a uma população estimada da ordem de 3,54 milhões de
habitantes, cerca de 61,00% da população total do Estado. Dentre as concessionárias
brasileiras, a Companhia foi responsável por 1,1 % da distribuição bruta de energia elétrica no
Brasil, sendo a segunda maior distribuidora de energia elétrica da Região Norte e a sétima, na
composição das Regiões Norte e Nordeste. Nesse período, a Empresa forneceu ao seu
mercado 3.214.741. MWh, contra 3.013.771 MWh no ano anterior, registrando um
crescimento de 6,7% . A classe residencial apresentou crescimento de 5,8%, seguida das
classes comercial e industrial com evolução de 7,4% e 9,6%, respectivamente. Foram ligados
36.621 novos consumidores, totalizando 833.150 em 31/12/1998, representando um
crescimento de 4,6% em relação ano anterior. O consumo médio total cresceu 2,0% em 1998,
atingindo 322 KWh/mês, enquanto o consumo médio residencial atingiu 147Kwh/mês com
crescimento de 1,2%.
O Pará, segundo Estado brasileiro em extensão, com uma área territorial de
1.253.164 Km² o que corresponde aproximadamente a 14,4% do território nacional e 31,7%
da Região Norte, passou a contar em 1999 com atendimento de energia elétrica em 100% de
seus 143 municípios através da Celpa, registrando um total de 928.677 consumidores e uma
população atendida estimada de 3,909 milhões de habitantes, o que representou um
atendimento de 65,7%.
No ano de 1999, ficaram concluídas as obras do Sistema Baixo Tocantins e do
TRAMOESTE, esta última considerada como o maior empreendimento do setor elétrico
brasileiro, que levaria energia elétrica gerada na Usina Hidrelétrica (UHE) de Tucuruí
(Sistema Interligado) até as regiões do Baixo Amazonas e Oeste Paraense. Estas obras tinham
77
a finalidade de melhorar o atendimento de localidades supridas, até então de forma precária,
através de usinas diesel-elétricas, bem como atendimento a novos municípios cujos
fornecimentos de energia elétrica se dava através de suas respectivas prefeituras.
Em relação a 1998, o mercado total da Celpa apresentou incremento de 6,7%,
atingindo 3.478.898 MWh. A classe residencial registrou incremento anual de 9,0% com
consumo de 1.416.991 MWh. Este nível de expansão se deveu ás medidas adotadas pela
Empresa com vistas à redução dos elevados índices de perdas registrados bem como pela
regularização de consumidores clandestinos, sendo que 89,6% do total de ligações ocorridas
no ano pertenceram a esta classe. No segmento comercial foi verificado um crescimento de
5,6% em relação ano anterior, com consumo de 775.815 MWh. As demais classes obtiveram
em seu conjunto consumo de 621.791 MWh e discreto crescimento de 2,6%.
Em 1999, o número total de consumidores atendidos apresentou um incremento de
11,5% em relação ao ano anterior totalizando 928.677 (o que correspondeu a 95.527 de novas
unidades consumidora), distribuídas na classe residencial (88,5%), comercial (9,8%) e 1,5%
nas demais classes. O consumo médio por consumidor total registrado no ano foi
308KWh/mês, com queda de 4,2%, enquanto que o consumo médio residencial atingiu
144KWh/mês sendo 2,4% inferior ao registrado em 1998. Estas taxas negativas ocorreram em
função do elevado incremento no número de consumidores ocorrido no ano em função das
medidas implementadas (regularização de consumidores clandestinos).
No ano de 2000, o fornecimento de energia elétrica total da Celpa foi de 3.854.000
MWh, sendo o melhor desempenho já alcançado pela Empresa até o momento. Este volume
correspondeu a um crescimento de 12% em relação ao ano anterior. A classe residencial
predominante como consumidores da Distribuidora, representou 89% do número total de
consumidores, sendo responsável por 41,6% do total de energia fornecida. Esta classe
apresentou um crescimento no consumo de 12,6% correspondendo a uma média mensal de
150KWh e um incremento de 4,2% em relação à média do ano anterior.
A classe industrial registrou 14,5% de acréscimo no consumo. Dentre os
segmentos da indústria, destacaram-se os setores: metalúrgico (37,3%), madeireiro (13,2%);
papel e celulose (9,9%) e produtos alimentícios (9,6%). A classe comercial cresceu 10,9% e
as demais classes 10,8%, comparados com o total registrado no ano anterior.
O número total de consumidores alcançou 998.196 ligações, com crescimento e
7,5% em relação ano anterior, correspondendo a 69.738 novas unidades atendidas durante o
ano.
78
A Celpa encerrou o ano consolidando a expansão da oferta de energia no Estado,
através da ampliação de redes de distribuição que atenderam 143 municípios, representando
uma população da ordem de 4,3 milhões de habitantes. Dentre as ações desenvolvidas visando
a melhoria e a expansão do atendimento de sua área de concessão, destacou-se a desativação
de quatro usinas diesel-elétricas, com a respectiva transferência do atendimento dos seis
municípios associados às mesmas, para o sistema interligado, cujo fornecimento apresentava
maior grau de qualidade e confiabilidade sem restrição de oferta.
No ano de 2001, o fornecimento de energia elétrica da Celpa foi de 3.660.230
MWh. Essa quantidade representou um decréscimo de 5,0% em relação ao ano de 2000,
correspondendo aos níveis anteriores a 1999. O desempenho negativo do mercado de
fornecimento da concessionária foi motivado pela escassez de oferta de energia vivenciada
pelo País no exercício de 2001.
Neste contexto, a partir do mês de julho de 2001, o Estado do Pará adotou medidas
de redução do consumo de energia, inicialmente de forma voluntária, e, a partir de 20 de
agosto, sob condição obrigatória motivada pela sua inclusão no Programa Emergencial de
Redução do Consumo de Energia Elétrica, implementado pela Medida Provisória nº 2.198 de
24 de agosto de 2001 , permanecendo em tal situação até o mês de dezembro do mesmo ano.
Este Programa teve por objetivo compatibilizar a demanda de energia com a oferta a fim de
evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia. Em média a
redução de energia prevista por esse Programa foi de 20% em relação ao consumo verificado
nos meses de maio, junho e julho de 2000. Esse Programa vigorou de 4 de junho de 2001 até
março de 2002, data em que o governo considerou normalizada a situação hidrológica. Na
Região Norte, o programa foi suspenso a partir de janeiro de 2002.
A classe residencial, principal consumidora da empresa, representando 88,2% do
número total de consumidores e sendo responsável por 40% de toda energia fornecida, foi a
mais afetada com a implementação do racionamento, apresentando um decréscimo no
consumo de energia na ordem de 8,2%. A classe industrial foi a menos atingida, apresentando
um decréscimo de 0,3%. A classe comercial e as demais classes apresentaram um decréscimo
de 5,3% e de 2,2% respectivamente, comparados com o nível registrado no ano anterior.
A Empresa registrou um número total de 1.044.379 unidades consumidores em
2001, com crescimento de 4,6% em relação ao ano anterior, correspondendo a 45.953 novas
unidades atendidas durante o ano.
Apesar do Programa emergencial, a Celpa encerrou o ano mantendo a
confiabilidade da oferta de energia no Estado, através de suas áreas de geração diesel-
79
elétricas, transmissão e distribuição de energia elétrica que atendiam aos 143 municípios do
Estado do Pará, abrangendo uma população da ordem de 4,4 milhões de habitantes.
O mercado de energia elétrica da Celpa, em 2003, apresentou um crescimento de
9,1% em relação a 2002. Foram consumidos 4.183.196 MWh contra 3.835.380 MWh
registrados em 2002. A classe residencial responsável por 38,10% do consumo total,
apresentou crescimento de 6,7% com consumo anual de 1.594.931 MWh. Esse montante
ainda foi inferior 0,1% ao consumido no ano 2000, exercício imediatamente anterior ao do
racionamento de energia, ocorrido em 2001. As mudanças nos hábitos decorrentes do controle
do Consumo, associado à diminuição do poder aquisitivo, foram os maiores responsáveis por
esse desempenho.
Por outro lado, mereceram destaque os desempenhos das classes de consumo
industrial e rural que, em 2003, evoluíram 15,9% e 15,1%, respectivamente. Na classe
industrial, os ramos de atividade madeireira, produtos alimentícios e fabricação de produtos
minerais não metálicos, registraram crescimento de 12,8%, 10,5% e 68,00%, sucessivamente
sendo responsáveis por 71,5% do consumo total da classe. Já o excelente desempenho da
classe rural, decorreu da expansão do atendimento na área rural, através da ligação de novos
consumidores realizadas através do Programa Luz no Campo.
Em 2003, a Celpa registrou um total de 1.183.351 unidades consumidoras, com
crescimento de 5,3% em relação ao ano anterior, correspondendo ao incremento de 59.267
novas unidades atendidas durante o ano.
A Celpa encerrou o ano mantendo a qualidade e a confiabilidade da oferta de
energia do Estado, através de suas áreas de geração (usinas diesel e usina hidroelétrica de
Curuá-una), transmissão e distribuição de energia que atenderam aos 143 municípios do
Estado, sendo 108, através do sistema interligado e 25 pelo sistema isolado, correspondendo
ao atendimento de 1.489 localidades.
5.2 PANORAMA DA TARIFA RESIDENCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA
Através da
Figura 11
pode-se observar que no Governo José Sarney (1986-1990),
a tarifa de energia elétrica residencial apresentou seus valores mais baixos. Em 1986, devido
ao congelamento de preços do Plano Cruzado, a tarifa chegou ao patamar de 208,04. Por
outro lado, o ano de 1988 caracterizou-se como um dos mais conturbados que o setor elétrico
80
já vivenciou. A escalada inflacionária atingiu níveis nunca antes alcançados, ocorreu uma
escassez de recursos decorrente tanto da insuficiente recuperação tarifária quanto da captação
de recursos, por outro lado o serviço da dívida da Distribuidora estava muito elevado e houve
significativa redução do trânsito intra-setorial de recursos.
Diante do quadro acima delineado, as autoridades competentes tentaram
restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro do setor elétrico através do Decreto Lei
2432/1988 que estabeleceu entre outros, a compensação de débitos relativos ao serviço
público de energia elétrica através dos saldos credores da Conta de Resultados a Compensar
(CRC) até 31.12.1987; a criação da Reserva Nacional de Compensação de Remuneração
(RENCOR) ; e a reavaliação dos ativos fixos da empresa.
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
R$
Figura 11: Tarifa de energia elétrica residencial do Estado do Pará
Fonte: Aneel.
A legislação da concessão de serviço público de energia elétrica – Código das
Águas, previa que as empresas trabalhassem com uma remuneração mínima de 10% em
relação ao investimento remunerável. Entretanto, tal remuneração não foi atingida por
expressivo número de empresas, especialmente aquelas que estavam situadas em área de
menor desenvolvimento, com mercados dispersos, baixo índice de industrialização e geração
térmica em sistemas isolados.
Isto pode ser explicado pelo fato de o país trabalhar nesse período com tarifas de
fornecimento equalizadas, visando oferecer elementos de redução das desigualdades entre as
81
Regiões mais desenvolvidas (Sudeste e Sul) e as menos desenvolvidas (Nordeste e Norte). O
objetivo dessa política para o setor elétrico era criar mecanismos e trânsito de recursos
compensatórios entre Empresas de maior e menor remuneração, de forma a garantir o piso
mínimo na legislação para todas as Distribuidoras ou, ainda, patamares de remuneração
médio, entretanto as tarifas foram de tal forma rebaixadas que tornaram impossível o alcance
dos 10% legais. Desse modo, o saldo da remuneração entre o legal (10%) e a efetivamente foi
se acumulando na CRC.
Por outro lado, em 1989, devido a necessidade de controlar a inflação muita alta
nesse período, a tarifa de energia elétrica residencial do Estado do Pará foi reduzida para R$
202,68, a menor durante o período de estudo.
O exercício de 1992 para o Setor Elétrico Brasileiro (SEB) foi marcado por
profundas alterações desde o seu primeiro dia, visto que em 30/12/1991, foi editado o Decreto
nº 409/1991 que entre outras medidas, determinou o seqüestro de parte da receita das
concessionárias, já na rede bancária, para pagamento de débitos que as mesmas viessem a
constituir com o Governo Federal provenientes do suprimento de energia, quotas de consumo
de combustíveis e quotas de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos.
Tal medida – não acompanhada da devida recuperação tarifária, se aplicada em sua
plenitude deixaria a Celpa sem condições de sequer custear a totalidade de sua despesa com
pessoal, ficando totalmente a descoberto os demais itens do custo operacional. Por tratar-se
reconhecidamente pelo Governo Federal de um mecanismo impróprio à situação financeira
vivida pelas concessionárias, sua operacionalização somente ocorreu a partir de maio/1992, e
depois de ajustado um programa de recuperação tarifária.
Entretanto no decorrer do exercício, aconteceu uma verdadeira degradação nos
pressupostos que levaram a administração da empresa a não deter o controle das condições
que possibilitariam a garantia de seu equilíbrio econômico-financeiro, comprometendo a
realização a contento das metas estabelecidas.
Fortemente influenciada pela crise institucional e de credibilidade, que abalou o
país a partir do segundo semestre, o setor elétrico passou a conviver com uma política tarifária
desordenada, que sequer, repunha a inflação mensal acumulada no período anterior chegando
a ficar no último trimestre com a tarifa congelada por mais de 45 dias, gerando prejuízos à
administração da empresa que, por força da política econômica vigente, estava com seus
custos totalmente indexados, convivendo com fortes dificuldades – maioria dos casos
irrecuperáveis, como o ocorrido com a Celpa, que teve uma perda em faturamento em 1992 na
ordem de R$ 110 milhões decorrente do descumprimento do programa de recuperação
82
tarifária ajustado no início do exercício, conjugada com a ampliação de subsídios para os
consumidores residenciais implementada pelo Governo Federal no mês de novembro após o
período de congelamento tarifário.
Em 1993, o novo modelo econômico para o setor elétrico – objeto da Lei nº 8.631,
de 04.03.1993, regulamentada pelo Decreto nº 774, de 18.03.1993, promoveu a
desequalização tarifária, eliminação da conta de resultados a compensar – CRC/Remuneração
Mínima Legal, criação dos Conselhos Estaduais de Consumidores e o surgimento do Fundo
setorial – Reserva Global de Reversão, para financiar o Setor.
A partir de março do ano em foco, com o objetivo de adequar as tarifas de energia
às peculiaridades de cada consumidor, além de buscar a recuperação dos níveis praticados
abaixo da realidade inflacionária, o setor elétrico adotou a tarifa desequalizada, evoluindo
para o critério de uso de fórmula paramétrica em outubro, procurando configurar na formação
da tarifa específica, a estrutura de custos da empresa.
Por outro lado, no Governo do Presidente Itamar Franco, as tarifas públicas foram
reajustadas com a finalidade de reduzir o déficit público. Desse modo, em 1994 a tarifa de
energia elétrica residencial apresentou o maior valor do período de Estudo.
A partir de 1995, a tarifa de energia elétrica residencial do Estado do Pará sofreu
uma redução de R$ 344,98 para R$ 212,97. Entretanto, em dezembro do mesmo ano o preço
da energia foi corrigido.
No decorrer de 1996 com a sanção da Lei nº 8.987/1995 sobre concessões públicas
e da Lei nº 9.074/1995 específica para a área de eletricidade, promovendo alterações
significativas na abertura e regulamentação do setor elétrico, o Ministério de Minas e Energia
iniciou o projeto de reestruturação do setor Elétrico Brasileiro, que contou com serviços de
consultoria internacional especializada. Os estudos objetivavam a regulamentação setorial,
num ambiente de mudanças institucionais e de promoção de competitividade, com previsão de
conclusão para meados de 1997.
Nesse mesmo ano foi editado o Decreto Lei nº 2.003/1996, que estabeleceu regras
para novos agentes econômicos atuarem no Setor Elétrico, através da implementação dos
autoprodutores e produtores independentes de energia, visando ampliar e dar maior
competitividade, tanto no segmento de geração quanto na distribuição, e promulgada a Lei nº
9.427/96, que criou a ANEEL, o novo órgão incumbido da regulamentação do setor com
ampliação do poder de fiscalização das concessões.
Essas alterações implicaram em uma série de medidas saneadoras na Celpa no
sentido de se ajustar à nova realidade. Em um primeiro momento, diante da necessidade de se
83
habilitar ao processo de prorrogação de concessões vencidas dentro do prazo legal, foi
protocolado, no DNAEE, requerimento que, atendendo a todos os preceitos legais
determinados em portarias específicas expedidas pelo referido órgão, foi devidamente
acolhido. Isto impôs que houvesse um reagrupamento de suas atuais concessões de
distribuição em três áreas distintas denominadas de Nordeste, Centro-Sul e Oeste.
Ao lado das alterações institucionais do Setor Elétrico, foi dado prosseguimento,
em 1996, as desestatizações no setor, com a transferência do controle acionário da Light e da
Companhia de Eletricidade do Estado do Rio de Janeiro (CERJ) do Estado do Rio de Janeiro
para agentes privados. O Governo do Estado do Pará, através do Decreto nº 1.946 de janeiro
de 1997 incluiu a Celpa no seu Programa de Desestatização, instituído através da Lei nº
5.979/1996.
Nesse mesmo período, a tarifa residencial do Estado passou para R$ 274,94 com a
finalidade de recuperar a desvalorização provocada pela inflação acumulada em 30 meses,
desde a vigência do Plano de Estabilização Econômica (de julho de 1994 até dezembro de
1996) alcançou 46,64%(IGP-M) tendo sido concedido um reajuste tarifário, no período que
resultou em acréscimo de 27,6% no faturamento.
Entre 1997, o poder concedente autorizou o reajuste de 9,10% da tarifa de
fornecimento da Celpa.
O fato marcante do exercício de 1998 foi a privatização da Empresa, oficializada
através da assinatura de Contrato em 17.07.1998, concluindo ações que se originaram quando,
ao iniciar-se o exercício de 1997, o Governo do Estado do Pará, através do Decreto nº
1.946/1997, incluiu a Celpa no Programa Estadual de Privatização instituído pela Lei
5.979/1996. A QMRA Participações S. A., representando o grupo Rede e a Inepar Energia
Ltda, adquiriu pelo valor de R$ 960.000.000,00, 54,98% das ações representativas de capital
votante e 51,25% do capital total da Empresa.
Iniciava-se aí uma nova etapa na administração da Celpa, cujos efeitos podiam ser
notados já no resultado obtido em 1998.
Nesse período, apesar do último reajuste ter sido concedido em 22/04/1997,
mesmo assim a tarifa média passou de R$ 281,71/MWh em 1997 para R$ 285,00MWh em
1998, ocasionado pelo crescimento e pela mudança da estrutura do Mercado de Energia
Elétrica em 1998.
As tarifas de fornecimento da Celpa foram reajustadas pelo Poder Concedente,
através da Resolução ANEEL nº 167 de 09/06/1999 e revogada pela Resolução nº 229 de
27/07/1999, num reajuste total de 10,6%, sendo a primeira parcela em 10/06/1999 de 3,32%, a
84
segunda parcela em 08/07/1999 de 0,82%, a terceira parcela em 29/07/1999 de 5,46% e a
quarta parcela em 07/08/1999 de 0,68%. Este reajuste contemplou os efeitos das variações dos
encargos Setoriais (Reserva Geral de Reversão (RGR), Conta de Consumo de Combustíveis
Fósseis (CCC), Mercado Atacadista de Energia (MAE), Operador Nacional do Sistema
(ONS)), bem como o incremento de custos causados pela variação cambial e pelo
reposicionamento das tarifas de suprimento que tiveram um reajuste através da Portaria nº 143
de 09/06/1999 de 5,8%.
A tarifa média de fornecimento passou de R$ 285,00/MWh em 1998 para
R$ 270,74 MWh em 1999.
Por outro lado, em 2000, as tarifas de fornecimento da Celpa foram reajustadas
pelo poder concedente, através da Resolução ANEEL nº 322 de 25/08/2000 em duas parcelas,
sendo a primeira de 16,11%, aplicada em 25/08/2000 e a segunda de 16% com efetivação a
partir de 06/02/2001. Cabe ressaltar que antes desse reposicionamento tarifário, houve um
reajuste de 1% nas tarifas de fornecimento, homologado através da Resolução ANEEL nº 126
de 03/05/2000 como forma de compensar a elevação de percentual para Contribuição para
Fins Sociais (COFINS), de 2% para 3%, bem como a aplicação do previsto na Resolução
ANEEL nº 229/1999, de 27/07/1999. A referida Resolução havia concedido reajuste de 0,68%
em junho de 1999 que foi proveniente de reflexos ocasionados pela mudança na política
cambial, por outro lado, já havia a previsão de redução deste percentual no aumento da tarifa
que seria aplicado em junho, resultando desse modo um reajuste acumulado no exercício de
2000 de 16,48%.
O reposicionamento tarifário aplicado pela Resolução ANEEL nº 322 de
25/08/2000, contemplou os efeitos da variação dos custos não gerenciáveis (RGR, CCC,
MAE, ONS) gastos com o aumento da tarifa de suprimento que teve um reajuste de 11,29%
em 25/08/2000 através da Resolução nº 322 de 25/08/2000 e de 5,35% a partir de 07/02/2001,
além do reajuste previsto no contrato de concessão baseada na aplicação do IGP-M.
Em 2001, as tarifas de fornecimento da Celpa foram reajustadas ordinariamente
pelo poder concedente através da Resolução ANEEL nº 313/2001 de 06/08/2001 em uma
única parcela de 14,07% aplicada em 07/08/2001 e extraordinariamente através da Resolução
ANEEL nº 623/2001, de 21/12/2001 com vigência a partir de 27/12/2001, obedecendo aos
seguintes percentuais: 2,9% para as classes residencial e rural e 7,9% para as demais classes.
Ressalta-se que, antes dessas reposições tarifárias, houve um reajuste de 1,60% nas tarifas de
fornecimento, com vigência a partir de 06/02/2001, homologado através da Resolução
85
ANEEL nº 322/2000 de 28/8/2000, referente a última parcela do reajuste autorizado no ano
2000. O reajuste acumulado no exercício de 2001 foi de 21,76%.
O reposicionamento tarifário ordinário anual aplicado pela Resolução ANEEL
nº 313/2001 de 06/08/2001, contemplou os efeitos dos custos não gerenciáveis e os gastos
com o aumento da tarifa de suprimento, que teve um crescimento acumulado, no ano de 2001,
de 23,23%, decorrentes dos reajustes de 5,35% e 16,97% autorizados pelas Resoluções
ANEEL nº 321/2000 de 25/08/2000 com vigência a partir de 07/02/2001 e nº 312/2001 de
06/08/2001 com vigência a partir de 07/08/2001.
O reposicionamento tarifário extraordinário aplicado pela Resolução ANEEL
nº 623/2001 de 21/12/2001, contemplou, basicamente, os efeitos das perdas de faturamento
por parte das concessionárias distribuidoras em função da implementação do programa
emergência de redução do consumo de energia elétrica, a partir de julho de 2001.
Em 2002, a receita das distribuidoras de energia elétrica no período de
racionamento foi recomposta por meio de “recomposição tarifária extraordinária” (aumento
nas tarifas de 2,9% para os consumidores residenciais, rurais e iluminação pública) e 7.9%
para os demais consumidores.
O montante de recomposição tarifária extraordinária correspondeu, para cada
distribuidora, à diferença entre a sua receita estimada, se inexistente o programa emergencial,
e a sua receita verificada sob a vigência do mesmo programa, considerando a taxa de
crescimento do PIB, crescimento esperado do consumo e tarifa média projetada baseada no
índice de reajuste tarifário de 2000.
A Resolução ANEEL nº 484, de 29 de agosto de 2002, fixou os prazos máximos
de permanência da Recomposição Tarifária (RTE) nas tarifas de fornecimento de energia
elétrica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme determinação da Lei
nº 10.438, de 26 de abril de 2002. Essa recomposição vigoraria pelo período de 56 meses a
partir de dezembro de 2001, conforme estabelecido na Resolução ANEEL nº 484, de 29 de
agosto de 2002. De acordo com estudo detalhado preparado pela administração da Celpa, o
prazo determinado pela ANEEL seria suficiente para a recuperação desses valores.
A Celpa, em agosto de 2003, passou pelo processo de revisão tarifária conforme
previsto no contrato de concessão da empresa. Esta revisão teve como objetivo reposicionar
as tarifas de fornecimento de energia elétrica em nível compatível com a preservação do
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão e determinação do Fator X de
produtividade.
86
O reposicionamento visava proporcionar receita necessária para a cobertura de
custos operacionais eficientes e remuneração adequada de investimentos prudentes
O fator X é um mecanismo estabelecido pela Agência, que permite dividir com os
consumidores por meio das tarifas, os ganhos de produtividade das distribuidoras de energia
elétrica. A ANEEL submeteu à audiência pública no dia no dia 5 de fevereiro de 2004 a
metodologia do fator X. Ainda, a Resolução da ANEEL nº 388/2003 fixou o fator X em
1,15% este percentual provisório a ser aplicado como redutor, em termos reais da parcela B da
receita da concessionária no próximo reajuste tarifário.
Em 7 de agosto de 2003, a Celpa teve homologado o reposicionamento tarifário de
27,05 % a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento vigentes.
5.3 PANORAMA DO PIB PER CAPITA DO ESTADO DO PARÁ
O comportamento da produção do Estado do Pará, no período de 1985 a 1994, foi
em média desfavorável, conforme indica a queda na taxa de crescimento do PIB. A atividade
produtiva viveu a espera dos investimentos em infra-estrutura e da agregação de tecnologia
aos processos produtivos e na adição de valor aos produtos. Ocorreu a deterioração do padrão
de vida da população paraense, com a renda per capita diminuindo sistematicamente ao longo
desse período (SANTANA, 1998).
Para que se possa entender a evolução da renda per capita paraense no período
1985-2003 é necessário fazer uma retrospectiva de seu comportamento a partir da década de
70.
Os anos 70 foram caracterizados por grandes transformações na atividade
econômica brasileira e de modo particular, na região Norte. As transformações começaram
por força dos Planos de Desenvolvimento Nacionais que, no seu bojo, traçaram as diretrizes
para o Estado do Pará, em que grandes volumes de recursos, eram direcionados na perspectiva
de povoá-lo e desenvolvê-lo por meio de grandes projetos de exploração minero-metalúrgico,
agropecuários, de extração de madeira, de colonização e infra-estrutura rodoviária.
Realmente, tal esforço produziu um grande impulso na economia regional, obtendo-se
elevadas taxas de crescimento do PIB e da Renda Per capita. Pelo que é dado, observar o
Estado do Pará, particularmente, cresceu, no mesmo período 26,67% a.a (SANTANA, 1998).
87
Nos anos seguintes, o desempenho médio da economia paraense foi mais lento.
Pois, o processo de crescimento do Estado ocorreu de modo linear, em que a pecuária cresceu
via expansão do rebanho, a agricultura por meio do incremento de área, da extração
desordenada de madeira e dos recursos mineralógicos. Não houve agregação de valor aos
produtos, por meio do processamento industrial, nem tecnologias foram incorporadas aos
processos produtivos. Os reflexos disso apareceram nos anos 80, nos quais as taxas de
crescimento caem bastante para 3,5% a.a., no Estado do Pará. O quadro torna-se mais crítico
nos anos 90, quando o PIB diminui, exibindo crescimento negativo divergindo completamente
das demais regiões do País (
Figura 12
) (SANTANA, 1998).
0,00
1000,00
2000,00
3000,00
4000,00
5000,00
6000,00
7000,00
8000,00
9000,00
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
R$
Figura 12: PIB per capita do Estado do Pará
Fonte: Sepof.
A estratégia de desenvolvimento linear, ancorada na extração dos recursos naturais
e nas exportações de matérias-primas, sem promover o intercâmbio internacional de bens e
serviços, de capital de tecnologia e de idéias inovadoras, privou todo o processo de integração
do Estado do Pará ao resto do Brasil e à economia global. Ao contrário, aumentou a pressão
sobre os recursos naturais, perdeu-se competitividade em produtos importantes, como o
cacau, a borracha e as fibras, além de causar grande degradação dos recursos naturais. O mais
grave é que não se distribuiu o valor econômico para a sociedade em seu todo, pois a renda
per capita diminuiu já a partir de 1980, no Estado do Pará. Veja-se que entre 1985 e 1994, a
relação entre renda per capita do Pará e o Brasil cai de 0,409 para 0,3534. Ou seja, além da
redução no nível de renda, houve um agravamento em relação à renda média per capita do
88
país. Isto indica que a pobreza aumentou mais rápido nesta região do que no resto do Brasil, a
despeito do acelerado crescimento populacional, via migração de outras regiões brasileiras
(SANTANA, 1998).
O crescimento da economia paraense, no período 1996-1999, foi o indício do
surgimento de uma nova base produtiva para o Estado do Pará. As expectativas de mudança
da base produtiva Estadual cresceram em função de pelo menos dois fatores. Em primeiro
lugar, estudos preliminares da Sepof apontaram para um crescimento do PIB paraense em
7,8% em 2000, o que manteria a tendência crescente da economia. Em segundo lugar, a taxa
de crescimento da arrecadação de ICMS neste Estado, apresentou um forte crescimento
nominal no período 1999-2000, quando chegou a 31% e no intervalo 2000-2001, quando a
arrecadação deste imposto se elevou 23,1% (PIRES, 2002)
Neste debate sobre a mudança da base produtiva do Pará, o grande aumento da
arrecadação de Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços (ICMS) se
tornaria um forte indicador de que não seriam as atividades extrativas de exportação as que
estariam liderando o crescimento da economia paraense, em virtude da sua isenção do
pagamento de imposto. No entanto, estudos adicionais definiriam, de forma ainda mais clara,
a exata origem das atividades que estariam promovendo esta nova e positiva tendência da
economia paraense (PIRES, 2002).
No período de 1999 a 2003, o crescimento do PIB foi maior do que o crescimento
da população. Segundo estudo da SEPOF (2005), a taxa de crescimento da população, no
período de 1999 a 2003, foi de 2,50% ao ano, enquanto o PIB teve um acréscimo médio de
4,66%. Analisando esses números, constatou-se que houve uma elevação real da renda média
dos paraenses. As políticas públicas implantadas refletiram os efeitos de investimentos
estratégicos em infra-estrutura, especialmente em rodovias e energia elétrica. Foram
resultados dos mecanismos de incentivo à implantação de novos empreendimentos e das
parcerias públicas e privadas que o Governo havia firmado.
Exemplos concretos desses resultados foram verificados no setor agropecuário. O
crescimento de 4,95 % da agropecuária atestou de forma clara que o setor estava em
expansão. A melhoria da malha rodoviária das Regiões Nordeste, Sul e Sudeste, e o
crescimento da rede de eletrificação rural contribuíram efetivamente para o incremento da
economia do boi. No período de 2002 a 2003, o rebanho bovino cresceu 9,37%, e o rebanho
de aves cresceu 16,76% (SEPOF, 2005).
A verticalização do setor foi o grande trunfo do Governo para o incremento da
economia no campo. Fazia parte de uma das estratégias globais de desenvolvimento. O
89
crescimento da indústria de frigoríficos e de curtumes de couro foi o mais patente resultado do
crescimento do setor, além de valores agregados com a modernização das fazendas e o uso de
tecnologia intensiva no pasto. Na agricultura, a evolução da produção de grãos foi outro fator
responsável pelo incremento do agronegócio. Segundo dados do IBGE/Sepof, na produção da
agricultura temporária destacou-se o arroz com um crescimento 43,20%, em 2003, comparado
com 2002; o milho cresceu 25,82% e feijão o 20,94%; e entre as culturas permanentes, o
destaque foi o dendê, com 32,51% (SEPOF, 2005).
No entanto, o Estado, ainda, sofria as conseqüências de sucessivos governos que
antecederam o desse período, cuja estratégia privilegiava a verticalização da agricultura e da
pecuária. A redução de investimentos da União, nos últimos anos, foi outro fator que criou
impactos negativos e construiu um capítulo histórico penoso da economia. A queda de cerca
de R$ 3,5 bilhões de transferências da União, nos últimos quatro anos, mais a redução da
compensação das exportações (Lei Kandir) contribuiu gravemente, também.
A divulgação do PIB 2003, também, mostrou que o perfil da base produtiva do
Estado vem sendo gradualmente alterado nos últimos anos, fato atestado pela expansão de
12% da indústria de transformação. Além disso, houve um incremento de 15,87% no
consumo de energia elétrica demandada por esse setor. No entanto, o peso da atividade
extrativa mineral, ainda, é muito grande na economia paraense, apresentando um percentual
de crescimento de 19,32%, em 2003.
5.4 PANORAMA DO PREÇO MÉDIO DOS ELETRODOMÉSTICOS
Durante o Governo José Sarney, no período de 1986 a 1989, o Plano Cruzado
estabeleceu o congelamento de preços que possibilitou o declínio do preço médio dos
eletrodomésticos vendidos no Estado no Pará. Com o enfraquecimento do Governo Sarney, o
preço médio dos eletrodomésticos voltou a se elevar. Com o início do Governo Collor, as
importações foram liberadas, aumentando a concorrência e a melhora da qualidade dos
produtos vendidos, reduzindo, assim, acentuadamente o preço médio dos eletrodomésticos
vendidos no Estado do Pará.
Durantes os Governos de Itamar Franco e Fernando Henrique Cardoso, continuou
o declínio dos preços dos eletrodomésticos vendidos em Belém, interrompido levemente no
final de 1992 com o impeachment de Fernando Collor e, em 1995, no início do Governo
90
Fernando Henrique, devido ao controle das importações com a finalidade de controlar o
déficit do balanço de pagamentos.
No final da década de 90, foram construídos Shopping Center e Hipermercados em
Belém e em algumas cidades do interior expandindo o sistema de Distribuição de
eletrodomésticos em todo Estado, incrementando, assim, a oferta e a qualidade desses
produtos. Por outro lado, houve uma melhora das condições de transporte que se tornaram
mais eficientes, reduzindo o custo do frete, possibilitando dessa forma o decréscimo do preço
médio dos eletrodomésticos vendidos no Estado do Pará, nesse período, conforme pode ser
verificado na
Figura 13
.
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
1600,00
1800,00
2000,00
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
R$
Figura 13: Preço médio dos eletrodomésticos, Estado do Pará, 1985-2003
Fonte: Sepof.
5.5 CUSTO DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO ESTADO DO PARÁ
No ano de 1985, a Celpa gastou com serviços terceirizados cerca de
R$ 170.616.519,12, enquanto que a despesa com pessoal chegou a R$ 150.352.697,48.
No Governo de José Sarney (1986-1989), a despesa com pessoal cresceu cerca de
118,94%, enquanto que os serviços de terceiros decresceram em torno de 5,42%. A
91
companhia empregou em média, anualmente, 3.000 funcionários, por outro lado o salário
médio se elevou de R$ 3.727,73 para R$ 8.142,93.
De acordo com a
Figura 14
, no período de 1990 a 1992, durante o Governo
Collor, a Celpa apresentou uma elevação no seu custo operacional de R$ 645.297.075,10 para
R$ 792.706.318,36 decorrente do comprometimento excessivo da arrecadação com
pagamento de pessoal e serviço terceirizados, sucateamento do parque de geração diesel-
elétrico, falta de manutenção nas redes de distribuição, elevado nível de perdas nos sistemas.
0,00
200.000.000,00
400.000.000,00
600.000.000,00
800.000.000,00
1.000.000.000,00
1.200.000.000,00
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
R$
Figura 14: Custo da distribuição de energia elétrica residencial
Fonte: Balanços Contábeis da Celpa (1985-2003)/Diário Oficial do Estado do Pará.
Em 1993, a Celpa deu continuidade à manutenção e ampliação das unidades do
parque gerador diesel-elétrico como forma de resolver situação de risco de colapso no
atendimento à população, por falta de manutenção dos grupos diesel-geradores dos sistemas
isolados do interior do Estado, àquela altura com número expressivo de máquinas paradas, e
foram implantados todos os equipamentos para o desenvolvimento do programa de gerência
de Redes de Distribuição.
Na área de arrecadação, foram empreendidas atividades que resultaram na
atualização da arrecadação a qual se encontrava quatro meses atrasados, implantado sistema
“on-line” com cinco bancos arrecadadores, tendo-se concluídos estudos para implantação, do
débito automático.
92
Na área de recursos humanos, a Celpa contratou consultoria técnica para a
elaboração do plano de cargos e salários, instrumento capaz de ordenar a força de trabalho da
Empresa, definindo caminhos de ascensão funcional e eliminando, definitivamente, o grande
volume de pedidos de equiparação salarial.
Por outro lado, foi contratado consultor especialista em suprimento com larga
vivência no setor elétrico, de forma a dotar a Celpa de moderno sistema de administração de
material, transformando o modelo antigo em moderno centro de lucro. O novo sistema entrou
em operação no primeiro trimestre de 1994. Neste contexto, a Companhia optou pelo método
de transferência de tecnologia, de forma a preparar equipes próprias da Distribuidora para
futuros desenvolvimentos e aplicações. A Empresa, no final do exercício foi iniciada em
qualidade e produtividade, através da contratação de especialista na área. De acordo com a
estratégia selecionada, os primeiros resultados na busca de melhoria de qualidade – com
produtividade – já deveriam ser observados no primeiro trimestre de 1994.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
funcionários salário médio
Figura 15: Número de funcionários e salário médio
Fonte: Balanços Contabeis da Celpa (1985-2003)/Diário Oficial do Estado do Pará.
Na área de sistemas e métodos, foram desenvolvidas as atividades de migração do
“main-frame” para micro-informática, envolvendo a filosofia de mudança de cultura da
empresa para as facilidades da arquitetura de tecnologia de microcomputadores. Assim,
93
migraram para microinformática, os sistemas de material, orçamento, controle de processos,
folha de pagamento, bem-estar social e segurança do trabalho e controle de fraudes. Foram
implantados no “main-frame” entre outros – para otimizar seu uso e aproveitar os contratos
em andamento – sistemas de parcelamento e reformas de contas on-line, controle de corte etc.
De outro lado, rede de dados e rede local foram colocados no centro operacional e nas novas
instalações do escritório central da empresa, tendo sido informatizados três postos de
atendimentos em Belém (Guamá, Comércio e Mosqueiro), além de outro em Benevides,
Abaetetuba, Marabá I e II, (Santarém e Ananindeua). Para atender a demanda dos serviços de
microinformática foram realizados os respectivos treinamentos dos usuários, tanto no uso dos
equipamentos, quanto de “softwares”.
0,00
200.000.000,00
400.000.000,00
600.000.000,00
800.000.000,00
1.000.000.000,00
1.200.000.000,00
1.400.000.000,00
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
R$
Figura 16: Receita operacional liquida da Celpa
Fonte: Balanços Contábeis da Celpa (1985-2003)/Diário Oficial do Estado do Pará.
Em 1994, a situação financeira da empresa era grave. A dívida na oportunidade
totalizava R$ 933.465.760,00 milhões. De conformidade com o relatório de auditoria do
Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), a estrutura de custos da
empresa era preocupante com despesas muito superiores a receita de serviços (31,15% no
balanço de 1994) ressaltando que o item de despesas de pessoal representava 53,6% da receita
quando deveria estar entre 30% e 35% (
Figura 15
). Entretanto, os serviços terceirizados
diminuíram cerca de 6,78 % em relação ao ano anterior. Finalmente, também, quanto à receita
as perdas globais da Celpa eram bastantes elevadas situando-se em 30%, assim estimadas:
94
16% perdas técnicas, 7% perdas de consumidores clandestinos e 7% de fraudes e
inadimplência.
Pode-se verificar na
Figura 16
que em 1995, a elevação da receita operacional
Celpa foi da ordem de 21% em relação ao exercício de 1994, decorrente do acréscimo da
venda de energia elétrica em 14% e da recuperação da receita proveniente do desvio de
energia.
Por outro lado, ocorreu redução dos custos operacionais em relação à Receita
Líquida. Os custos gerenciáveis, que compreendiam, material, pessoal e serviços de terceiros,
foram reduzidos para 52%, enquanto que no ano de 1994, estes situaram-se em torno de 72%.
No item pessoal, a diminuição se deu de 51% para 41% comparativamente ao ano anterior,
apesar da expectativa da administração em reduzi-lo, ainda mais, com a dispensa de
empregados do quadro da empresa. Essa meta não pode ser alcançada em razão de liminar
concedida pela justiça do trabalho em Ação Cível pública ajuizada pelo Sindicato dos
Urbanitários.
Por outro lado, a Companhia que nos anos anteriores não vinha recolhendo o
ICMS ao Governo Estadual, conseguiu no exercício de 1995, recolher aos cofres do Estado
R$ 55 milhões, aproximadamente, e concretizou negociações com o Estado para capitalizar
todas as suas dívidas de ICMS. Nesse mesmo período, a Empresa negociou seus
compromissos com fornecedores, empreiteiros e supridora, e a partir daí passou a saldá-los
nos prazos acordados. Entretanto, a Celpa, apesar das dificuldades econômico-financeiras
enfrentadas, conseguiu realizar investimentos em torno de R$ 55 milhões. Esses gastos foram
realizados em subestações, melhoria das redes de distribuição, recuperação de usinas diesel-
elétricas e no atendimento às áreas de invasão, mais precisamente na Vila de Outeiro.
No ano de 1996, a redução do subsídio na classe de consumidores residenciais
provocou um acréscimo no faturamento da Celpa de 15,2%. Por outro lado, a tarifa média de
energia comprada da Eletronorte para revenda, evoluiu de R$ 49,35/MWh em 1995 para R$
65,06/MWh em 1996, representando um incremento de 46,5%. A margem de comercialização
líquida (tarifa média de fornecimento menos tarifa média de suprimento e o custo médio por
MWh dos encargos setoriais e do faturamento) foi de R$ 125,60 MWh em 1995 e de R$
144,32 MWh em 1996, o que contribuiu para a melhoria do resultado operacional.
Nesse mesmo período, observou-se um importante ganho de 32,20% em termos de
receita operacional líquida em comparação com o ano anterior, impulsionado basicamente
pelo incremento do mercado e pelo último reajuste tarifário. A Celpa, ainda, neste ano de
1996, não conseguiu obter resultado operacional positivo, porém houve uma redução de 35%
95
no déficit operacional, em relação ao ano anterior. No tocante às aquisições, a Empresa obteve
uma redução média de 15% nos seus custos devido à implementação otimizada do
planejamento de compras. Foi iniciada, no exercício de 1996, a implantação do plano de
renovação de frota própria, com aquisição de 33 veículos para utilização nas atividades
operacionais. A distribuidora implementou o sistema de impressão das contas a Laser,
permitindo uma redução de custos nessa atividade.
Nesse período, a despesa com pessoal subiu de R$ 249.548.994,73 para
R$ 253.697.929,51, enquanto que o serviço de terceiros se elevou de R$ 50.341.607,80 para
R$ 63.764.556,44.
A Celpa recebeu substancial apoio institucional e econômico-financeiro no período
pré e pós-privatização (ocorrida em 09/07/1998) o que, adicionado à concessão de aumentos
tarifários muito superiores à inflação e à redução de despesas, resultou em ampla geração de
caixa. Nesse período, a Companhia promoveu diversas aplicações de recursos em atividades
extra-concessão.
A partir de 1997, em cumprimento ao estabelecido no Acordo de acionistas
firmado entre o Estado do Pará e Eletrobrás, a Celpa recebeu aportes de capital de cerca de
R$290 milhões, sendo R$ 145 milhões do Estado do Pará e R$ 145 milhões da Eletrobrás, por
outro lado obteve financiamentos do BNDES de cerca de R$ 380 milhões. Segundo os
agentes privados, a importância desse contrato consistia na viabilização de empreendimentos
que permitiriam melhorias e expansão do serviço de energia elétrica do Estado do Pará, tais
como: Sistema Tramoeste, Sistema Baixo Tocantins, e obras vinculadas ao reforço da
transmissão. Os novos proprietários realizaram pagamento no montante de R$ 155 milhões
concernente a parte do débito de ICMS constante do termo de confissão de dívida assinado
em 20.12.1996 com o Governo do Estado do Pará.
Os donos da Celpa promoveram a reavaliação dos ativos (estudo técnico que
resulta em aumento do valor dos ativos) o que beneficiaria a Distribuidora pela redução da
ordem de R$ 325 milhões no pagamento de tributos (Imposto de Renda e Contribuição
Social) durante os cinco anos seguintes.
Nesse mesmo período, observou-se um crescimento de 9,4% da receita
operacional líquida em relação ao ano anterior, decorrente, basicamente, do crescimento de
7,00% no mercado de energia elétrica. Outro resultado expressivo em relação ao ano anterior
correspondeu ao decréscimo de 2,2% na despesa operacional, tendo como destaque a
diminuição de 21,49% na despesa de pessoal e de 34,3% nas despesas gerais e outras.
96
A receita operacional líquida, no ano de 1999, teve um crescimento de 15,4% em
relação ao ano anterior, decorrente pelo efeito de parte do reajuste tarifário de 10,6%
concedido a partir de junho/99, e do crescimento do mercado de energia elétrica de 6,73%.
Já a despesa operacional teve um crescimento de 9,4% ocasionado pelo aumento
de 145,8% no item serviço de terceiros, 27,6% na despesa de material e 25,7 % em outras
despesas, apresentando diminuição de 36,9% na despesa de pessoal. Segundo a Celpa, o
crescimento verificado no item serviço de terceiros originou-se nos esforços da empresa no
combate a fraude e perdas de energia, na busca da melhoria da confiabilidade do sistema
(DEC/FEC/FREQ/DREQ), na redução do seu Tempo Médio de Atendimento (TMA), na
terceirização do parque térmico e no combate à inadimplência.
Em 2000, a receita operacional líquida do exercício evoluiu em 27,2% , resultado
do crescimento de energia vendida em 12,3%, combinado com a recuperação tarifária, no
exercício deste ano de 16,48%. Adicionalmente, vale ressaltar os esforços da Companhia na
redução das perdas de energia, que terminou o ano em 24,1% contra 30,1% em dezembro de
1999. No período pós-privatização, por determinação do acionista controlador, a Empresa
procedeu ao saneamento da sua carteira de contas a receber, transferindo para perdas aqueles
créditos que após análise minuciosa da área comercial foram considerados como valores sem
perspectiva alguma de recebimento e realizado provisões dos valores que a Distribuidora
entendeu como suficiente para atender futuras perdas com créditos.
Em 2001, a receita operacional líquida do exercício evoluiu em 42,7%, resultado
da recuperação tarifária no exercício de 21,76%, da redução de perdas de energia de 24,1%
em dezembro de 2000, para 22,8% em dezembro de 2001; da contabilização da receita não
faturada referente a perda de margem, decorrente do programa emergencial de redução de
consumo de energia elétrica, cujo impacto na participação da evolução da receita foi de
22,4%; e finalmente, da redução do mercado de fornecimento de energia elétrica em 5,00%,
provocado pelo referido programa.
No exercício de 2002, em conseqüência da redução forçada da demanda pela
intervenção do Estado, as empresas concessionárias de energia elétrica, tanto geradoras como
distribuidoras, tiveram redução de suas margens de lucro, pois as estruturas físicas dessas
firmas, bem como a de pessoal, não puderam ser reduzidas na proporção da redução de
consumo prevista naquele programa. Assim, ficaram mantidos os custos fixos e encargo de
financiamentos sem a correspondente receita.
97
A receita operacional líquida do exercício de 2003 apresentou um crescimento de
25,7% em relação a receita verificada no exercício de 2002, influenciado, basicamente, pelos
efeitos da combinação dos seguintes fatores: aumento de 27,05% nas tarifas, estabelecido
através da Resolução nº 388 de 6 de agosto de 2003, referente ao reposicionamento tarifário,
decorrente de sua primeira revisão tarifária periódica, e pela redução de perdas de energia em
0,76%. O custo do serviço composto de compra de energia e encargos de uso do sistema de
transmissão foi superior em 5,7% ao verificado em 2002. O custo de operação de R$ 276,5
milhões, verificados em 2003, ficou R$ 31,07 milhões superiores quando comparado ao
exercício de 2002.
5.6 ANÁLISE DA DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA RESIDENCIAL DO ESTADO
DO PARÁ
A equação da Demanda de Energia Elétrica Residencial do Estado do Pará foi
devidamente estimada através do Método dos Mínimos Quadrados Ordinários (MQO). Os
resultados obtidos para a equação de demanda, são apresentados na tabela 1:
Tabela 1 – Resultado da equação de demanda
Dependent Variable: Q
Method: Least Squares
Date: 04/25/06 Time: 14:00
Sample: 1985 2003
Included observations: 19
Variable Coefficient
Std. Error
t-Statistic
Prob.
C 920114.3
383499.3
2.399.259
0.0309
TF -1.210.184
6.121.463
-1.976.953
0.0681
Y -2.512.560
2.981.905
-0.842602
0.4136
Pel -1.601.586
8.739.296
-1.832.626
0.0882
QT_101 0.757298
0.126324
5.994.870
0.0000
R-squared 0.970238
Mean dependent var 1042530.
Adjusted R-squared 0.961734
S.D. dependent var 355956.1
S.E. of regression 69630.89
Akaike info criterion 2.536.074
Sum squared resid 6.79E+10
Schwarz criterion 2.560.927
Log likelihood -2.359.270
F-statistic 1.140.984
Durbin-Watson stat 2.017.568
Prob(F-statistic) 0.000000
Fonte: Cálculo no Eviews.
98
Equação de curto Prazo da Demanda de Energia Elétrica Residencial
(25) 0,757QPel1586,160Y12560,25T184,121030,920114Q
(0,0000)
1-t
)0882,0()4136,0()0681,0()0309,0(
t
+−−−=
017,2d
=
243,0
=
γ
Na equação de demanda, todos os coeficientes da regressão foram significativos e
coerentes com a teoria econômica, exceto o associado a variável explicativa Renda per capita,
que não foi, estatisticamente, diferente de zero. Este resultado sugere que o consumo de
Energia Elétrica Residencial do Estado do Pará, no período de estudo, não foi afetado pela
variação da Renda per capita. Outrossim, a demanda parece ser mais sensível à tarifa de
energia elétrica e aos estímulos da variação do preço médio dos eletrodomésticos. O
coeficiente da variável preço médio dos eletrodomésticos (Pel) indica que estes bens são
complementares da energia elétrica residencial, pois o sinal do coeficiente é negativo e
significante a 5% de probabilidade.
Com o resultado da estatística de h de Durbin, verifica-se que o valor de
h 040,0
−
=
, localiza-se entre o limite inferior de – 1,96 e o limite superior de + 1,96,
sugerindo ausência de autocorrelação serial de 1º ordem e o teste
LM para correlação serial de
Breusch-Godfrey, com os resultados tanto da estatística F quanto do n*R
2
não significativa a
5% de probabilidade, conforme a tabela 2, confirma a hipótese de que não há autocorrelação
serial dos resíduos.
Tabela 2: Teste de Breusch-Godfrey de autocorrelação serial
Breusch-Godfrey Serial Correlation LM Test:
F-statistic 0.617261
Probability 0.555697
Obs*R-squared 1.772.328
Probability 0.412234
Fonte: Cálculo no Eviews
.
O teste White para heterocedasticidade mostra que as estatísticas F e (LM=n*R²) não
são diferentes de zero ao nível de 5%, conforme os resultados da tabela 3. Portanto, não há
presença de heterocedasticidade na regressão de demanda de energia elétrica residencial, pois
a probabilidade de rejeição da hipótese nula (de que os resíduos são homocedásticos) é
superior a 20,47% para o teste F e superior a 19,97% para o teste LM. Sendo assim, os
resultados da regressão podem ser interpretados normalmente.
99
Tabela 3: Teste de heterocedasticidade de White
White Heteroskedasticity Test:
F-statistic 173.193.857.581
Probability 0.204790496151
Obs*R-squared 110.353.825.553
Probability 0.199702423797
Fonte: Cálculo no Eviews.
Verifica-se que uma variação positiva na tarifa de Energia Elétrica residencial
tende a impactar negativamente na demanda, cuja estabilidade no ano anterior, também,
influencia positivamente o incremento da demanda de Energia Elétrica residencial no ano
presente. A variável tarifa de Energia Elétrica Residencial, com o sinal negativo, mostra a
relação inversa estabelecida entre preço e quantidade, evidenciando a prevalência da lei da
demanda de mercado.
O coeficiente de elasticidade-preço da demanda de Energia Elétrica Residencial,
no curto prazo, foi da ordem de -0,30, indicando que para cada variação positiva de 1% na
tarifa média de energia, tende a ocorrer uma variação negativa de 0,30% na quantidade
demandada de Energia Elétrica Residencial, ceteris paribus. Este resultado permite afirmar
que a demanda de energia elétrica residencial é inelástica à tarifa média de energia no curto
prazo, ou seja, as mudanças na quantidade demandada não reagem fortemente às variações
das tarifas médias de energia. Isso se deve ao fato de que o aumento da Distribuição de
Energia Elétrica Residencial, a partir de 1995, pela Celpa cobrindo todo o Estado do Pará
reduziu o uso de energias alternativas (lenha, carvão) e aumentou o mercado consumidor de
Energia Elétrica Residencial em todo Estado, tornando-se a demanda inelástica à tarifa média
de energia.
O parâmetro 243,0
=
γ
maior que zero e menor que um, aceita a hipótese
alternativa de que as expectativas são adaptativas e, portanto, o modelo converge para o
equilíbrio em longo prazo.
A equação de longo prazo é obtida da equação de curto prazo da demanda de
Energia Elétrica Residencial, através da divisão dos valores dos parâmetros ) , , ,(
3210
ϕϕϕϕ
pelo coeficiente de expectativa adaptativa (
).
A equação de demanda de Energia Elétrica Residencial no longo prazo é dada
abaixo:
Equação da demanda de Energia Elétrica Residencial do Estado do Pará de longo prazo
(26) Pel09,659Y399,103T18,4980601,3786478Q
−
−
−
=
O coeficiente de Y não é significativo a 5% de probabilidade
100
12,979 $RPel Média =
−
logo,
12,979*09,659T18,4980601,3786478Q
−
−
=
(27) T18,498040,3141150Q
−
=
Demanda inversa
(28) Q10*008,2730,630T
4
−
−=
Receita Marginal
(29) Q10*016,4730,630Rmg
4
−
−=
Dessa forma, pode-se observar que a elasticidade-preço da demanda em longo
prazo ( 231,1
=
ε
) é maior do que a de curto prazo, isto é, quanto maior for o horizonte de
tempo da análise, mais elástica deve ser a demanda. Isso ocorre porque um intervalo de tempo
maior permite que os consumidores de determinada mercadoria descubram mais maneiras de
economizá-la quando seu preço aumenta e, também, a sensibilidade relativamente alta da
demanda em relação ao preço da mercadoria, principalmente se há presença de muitos
substitutos para a Energia Elétrica Residencial (gás natural, biodiesel) permite que o
consumidor da mesma possa substituí-la com facilidade. Desse modo, ele tem condições de
reduzir, de forma substancial, a quantidade demandada dessa mercadoria sempre que o preço
dela aumentar.
O ajustamento entre o curto e o longo prazo se dá em cerca de onze anos, ou seja,
é o tempo necessário para que cerca de 95% do ajustamento em longo prazo seja atingido.
5.7 ANÁLISE DO CUSTO DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA RESIDENCIAL DO
ESTADO DO PARÁ
A equação do Custo da Distribuição de Energia Elétrica Residencial do Estado do
Pará foi devidamente estimada através do Método dos Mínimos Quadrados Ordinários
(MQO). Os resultados obtidos para a equação de Custo, são apresentados na tabela 4:
101
Tabela 4 – Resultado da equação do custo de distribuição de energia elétrica do Estado do Pará
Dependent Variable: CT
Method: Least Squares
Date: 04/25/06 Time: 13:52
Sample: 1985 2003
Included observations: 19
Variable Coefficient
Std. Error
t-Statistic
Prob.
C -1.35E+08
2.03E+08
-0.664606
0.5164
ER 4.440.442
1.225.018
3.624.797
0.0025
ER^2 -4.44E-05
1.72E-05
-2.585.727
0.0207
Z -1.26E+08
82106190
-1.536.566
0.1452
R-squared 0.740225
Mean dependent var 7.54E+08
Adjusted R-squared 0.688271
S.D. dependent var 1.31E+08
S.E. of regression 73143615
Akaike info criterion 3.923.841
Sum squared resid 8.02E+16
Schwarz criterion 3.943.724
Log likelihood -3.687.649
F-statistic 1.424.746
Durbin-Watson stat 2.005.731
Prob(F-statistic) 0.000116
Fonte: Cálculo no Eviews.
Equação de Custo de Distribuição de Energia Elétrica da Celpa
(30) Z1,26.10-ER4,44.10-ER0442,44410.35,1CVT
(0,1452)
82
(0,0207)
-5
(0,0025))5164,0(
8
t
++
+−=
A constante não é significativa a 10% de probabilidade
Equação de custo antes do Plano Real
(31) ER4,44.10-ER0442,444CVT
2
(0,0207)
-5
(0,0025)
t
=
Equação de custo depois do Plano Real
(32) ER4,44.10-ER0442,44410.26,1CVT
2
(0,0207)
-5
(0,0025))1452,0(
8
t
+−=
+
Equação de Custo Marginal antes e depois do Plano Real
(33) ER*10*888,00442,444CMg
4−
−=
A variável dummy, diferente de zero a 10% de probabilidade de erro, mostra
que o custo da Distribuição de Energia do Estado do Pará, durante o Plano Real, foi inferior
ao período anterior em média R$ 126 milhões, mantida a energia requerida fixa.
Na equação de Custo de Distribuição, todos os coeficientes da regressão foram
significativos e coerentes com a teoria econômica, exceto a constante. Isto pode ser explicado
pelo fato da curva de custo variável ter início na origem dos eixos cartesianos. O Custo
variável da distribuição de energia elétrica é ser sensível à energia elétrica requerida.
102
Estas variáveis são importantes na fixação do nível de custo da Distribuição da
Energia Elétrica da Celpa, vez que a introdução de uma gestão mais eficiente e aumento de
produtividade, possibilitaria a redução do custo de Distribuição de Energia Elétrica,
provocando deslocamentos da curva de custo; tais deslocamentos seriam, naturalmente, o
reflexo dos aumentos de produtividade, gestão mais eficiente, permitindo, assim, um
crescimento mais intenso na quantidade de Energia Elétrica fornecida tanto para os
consumidores residenciais como para as outras classes de consumo, além da redução das
perdas de energia.
Por outro lado, a elasticidade de custo da Empresa é dada pela razão entre as
curvas de custo marginal e custo médio. Antes do Plano Real, a elasticidade-custo
0884,1
CAP
=η , indicando que a Distribuidora tem um incremento de custo de 1,08% para
cada aumento de 1% de produção, sugerindo que os custos de produção da Companhia
crescem mais que proporcionalmente aos incrementos de produção.
Depois do Plano Real, a elasticidade-custo 1879,1
CDP
=η , indicando que a
empresa tem um incremento de custo de 1,18% para cada aumento de 1% de produção,
mostrando que os custos de produção da companhia crescem mais que proporcionalmente aos
incrementos de produção.
A elasticidade de escala é dada pelo inverso da elasticidade-custo de produção,
portanto, para 1
C
>η , tem-se que a economia está operando com retorno crescente ou
economia de escala, ou seja, os custos médios de produção diminuem com o aumento da
escala de produção. Neste caso, antes do Plano Real a elasticidade de escala 9178,0
eAP
=η ,
depois do Plano Real a elasticidade de escala 8418,0
eDP
=η , ou seja, ocorreu um aumento na
economia de escala depois do Plano Real, sugerindo que os custos médios de produção
diminuíram com o aumento da escala de produção.
O teste
LM para correlação serial de Breusch-Godfrey, com os resultados tanto da
estatística F quanto do n*R
2
não significativa a 5 % de probabilidade, conforme a tabela 5,
confirma a hipótese de que não há autocorrelação serial dos resíduos.
Tabela 5 – Teste de Breusch-Godfrey de autocorrelação serial
Breusch-Godfrey Serial Correlation LM Test:
F-statistic 1.992.411
Probability 0.175888
Obs*R-squared 4.457.604
Probability 0.107657
Fonte: Cálculo no Eviews
103
O teste White para heterocedasticidade mostra que as estatísticas F e (LM=n*R²)
não são diferentes de zero ao nível de 5 %, conforme os resultados da tabela 6. Portanto, não
há presença de heterocedasticidade na regressão de demanda de energia elétrica residencial,
pois a probabilidade de rejeição da hipótese nula (de que os resíduos são homocedásticos) é
superior a 67,11 % para o teste F e superior a 59,76 % para o teste LM. Sendo assim, os
resultados da regressão podem ser interpretados normalmente.
Tabela 6: Teste de heterocedasticidade de White
White Heteroskedasticity Test:
F-statistic 0.596370207938
Probability 0.6711795672
Obs*R-squared
276.611.570.138
Probability 0.5976957842
Fonte: cálculo no Eviews
5.8 ANÁLISE ECONÔMICA
O monopólio estatal e privado da distribuidora Celpa está representado
graficamente na
Figura 17
.
Figura 17: Monopólio estatal e privado da Celpa
Fonte: elaboração própria.
104
Na
figura 17
, o ponto B em que a curva de custo médio da distribuidora antes do
Plano Real )CMedAP( é tangente com a demanda inversa representa o preço médio do
monopólio natural estatal
(R$ 479,84)
e a quantidade média fornecida nesse período
(751.424 MWh
).
Após o Plano Real, a produtividade da empresa melhora, de tal forma que a
curva de custo médio se desloca para baixo até C (1.365.981, 356,44), que representa o ponto
em que a curva de custo médio da Distribuidora atuando como um
monopólio natural
privado
tangencia a receita média.
O ponto D (1.666.839, 296,29) representa a interseção da demanda inversa com a
curva de custo marginal, ou seja, o mercado competitivo. Por outro lado, o ponto
A (596.820,
510,89)
representa o monopólio puro, enquanto o ponto E (596.820, 391,04)
representa a
interseção do custo marginal com a receita marginal.
O ponto H (751.424, 257,98)
representa o preço médio regulamentado
antes do
Plano
Real
e a quantidade média de Energia Elétrica Residencial fornecida nesse período.
Enquanto o ponto F (751.424, 377,32)
representa o custo marginal de se distribuir essa
quantidade de energia.
Similarmente, o ponto I (1.365.981, 257,54)
representa o preço médio
regulamentado
depois do Plano Real
e a quantidade média de Energia Elétrica Residencial
fornecida nesse período. Enquanto o ponto G (1.365.981, 322,74) o custo marginal de se
distribuir essa quantidade de energia.
5.8.1 Excedente econômico antes do Plano Real
105
Instabilidade Econômica
Tarifas equalizadas
Mercado Disperso. Geração Térmica em sistemas Isolados
Elevados Investimentos
Elevada despesa com pessoal
Equipamentos de distribuição e sistema de transmissão obsoletos
Elevadas perdas de energia
Fontes alternativas de energia
Pib per capta reduzido
Obrigação jurídica de fornecimento de energia elétrica
Forte subsídio dos Governos Federal e Estadual
Monopólio puro: energia fornecida = 596.820 MWh, preço = R$ 510,89
Concorrência perfeita: energia fornecida = 1.666.839 MWh, preço = 296,29
Monopólio natural: energia fornecida = 751.242 MWh, preço = R$ 479,84
A tarifa médiaregulamentada pelo Governo era equivalente a R$ 257,98
O custo marginal de distribuição era de R$ 377,32
O consumidor esta disposto a pagar em média até R$ 630,73
Excedente do consumidor: R$ 223 milhões
Prejuízo da Celpa: R$ 167 milhões
Peso morto: R$ 84 milhões
Quadro 1 – Características do Monopólio Natural Estatal da Celpa.
Antes do Plano Real, a Distribuidora Celpa apresentava sua curva de custo
marginal inclinada negativamente, de forma que o custo médio seria sempre declinante à
medida que a empresa aumentasse a quantidade de energia elétrica residencial fornecida da
esquerda para direita. Neste contexto, a curva de custo marginal estava situada sempre abaixo
da curva de custo médio.
Na ausência de regulamentação, a Empresa poderia se comportar como um
monopólio puro ao produzir no ponto em que a receita marginal era igual ao custo marginal, a
quantidade equivalente a 596.820 MWh, ao preço de R$ 510,89. Em termos ideais, o órgão
regulador estaria disposto a pressionar para baixo o preço da empresa até que atingisse o
preço do mercado competitivo R$ 296,29, onde a tarifa seria igual ao custo marginal.
Teoricamente, neste preço, a Distribuidora forneceria a quantidade de 1.666.839 MWh,
contudo a Empresa não poderia mais cobrir seu custo médio e encerraria suas atividades.
106
Entretanto, a Distribuidora de Energia Elétrica Celpa não operou ao longo desse
período em nenhuma dessas posições. A tarifa média regulamentada pelo Governo era
equivalente a R$ 257,98, situando-se, portanto, abaixo do preço da concorrência perfeita,
sendo equivalente a metade do preço médio do monopólio puro.
Por outro lado, o consumidor residencial estava disposto a pagar em média até
R$ 630,730 para não ficar sem energia elétrica. Entretanto, o fato dele poder pagar uma tarifa
equalizada nesse período, possibilitou aos mesmos apresentar um elevado excedente. Desse
modo, os ganhos dos consumidores residenciais foi de cerca de R$ 223 milhões.
O Governo por sua vez na tentativa de controlar a inflação fixava o valor da tarifa
num patamar muito baixo que tornava inviável o funcionamento da Empresa. Por outro lado,
as tarifas eram equalizadas de modo que a Celpa recebia o mesmo tratamento dado às
distribuidoras de energia localizadas no Sul e Sudeste, quando, na verdade, os custos da
distribuição de energia elétrica da distribuidora eram muito maiores, pelo fato de estar
localizada em uma área de baixo desenvolvimento e possuir um mercado disperso, de modo
que a distribuição de energia elétrica no Estado do Pará, exigia investimentos mais elevados
em capital e um prazo mais longo na maturação dos projetos do que as empresas localizadas
no Sul e Sudeste do país.
Por outro lado, a quantidade de energia residencial fornecida nesse período foi de
cerca de 751.424 MWh, ou seja, ela ficou muito aquém do consumo de energia elétrica que
maximizava o bem estar do consumidor, situando-se próxima da quantidade de um monopólio
puro aumentando com isso o peso morto do monopólio natural estatal da Celpa.
Desse modo, apenas uma pequena parcela da sociedade paraense tinha acesso à
energia elétrica residencial. De outra maneira, grande parte da população, principalmente a do
interior do Estado, ainda, utilizava nesse período fontes de energias alternativas como a
biomassa e o querosene.
Por outro lado, o PIB per capita do Estado do Pará era muito baixo. Nesse
período, ocorreu a deterioração do padrão de vida da população paraense, com a renda per
capita diminuindo sistematicamente ao longo desse período, reduzindo dessa forma a
aquisição de eletrodomésticos e com isso a quantidade demandada de Energia Elétrica
Residencial.
A quantidade limitada de energia elétrica residencial fornecida pela Celpa, por sua
vez, impedia que a Empresa superasse seus custos operacionais, elevando desse modo o peso
morto ou prejuízo social do monopólio estatal da Celpa. Nesse período, a perda de bem-estar
da sociedade paraense em decorrência do monopólio do Governo foi de R$ 84 milhões.
107
Neste contexto, o custo marginal para distribuir esse parcela de Energia Elétrica
aos Consumidores Residências era de aproximadamente R$ 377,32, portanto, muito acima da
tarifa média regulamentada pelo Governo.
Na ausência de subsídios ou transferências, a Empresa teria de conseguir lucros
não negativos, significando que teria de operar sobre ou acima da curva de custo médio. Neste
caso, o preço médio do monopólio natural estatal ficaria em torno de R$ 479,84.
Todavia, a Empresa vendia seu produto para a classe residencial a uma tarifa
média muito inferior ao custo médio, sendo inferior inclusive ao custo marginal, de modo que
os custos não eram cobertos, pois a produção era pequena demais com respeito ao nível
eficiente de produção. Teoricamente, isto explica porque a Celpa funcionou ao longo desse
período com prejuízo.
Nesse período, o prejuízo da Celpa foi de cerca de R$ 167 milhões. Portanto, a
Empresa foi subsidiada para se manter em atividade. A distribuidora de energia elétrica
dependia, fortemente, dos subsídios dos Governos Federal e Estadual, sendo que ao longo
desse período, a Firma recorreu diversas vezes a empréstimos bancários para realizar novos
investimentos, bem como saldar as suas dívidas.
Assim, grande parte desse excedente foi extraída dos consumidores residências na
forma de impostos com a finalidade de subsidiar o monopólio estatal da Celpa.
A razão para a permanência da Distribuidora funcionando pode ser explicada pela
obrigação jurídica de fornecimento de energia, em razão de se constituírem como serviços
públicos e gerarem importantes externalidades.
Desse modo, a Celpa arcava com altos custos relativos em levar essa quantidade
de Energia Elétrica a um usuário no Estado do Pará, os custos marginais eram elevados para
prover o serviço, ou seja, a Companhia apresentava custos operacionais elevados, reduzida
economia de escala e de escopo, por outro lado, atendia a um mercado consumidor em
formação, portanto com uma demanda limitada de Energia Elétrica, apesar da prioridade dada
pela Empresa na busca de novos mercados, com vistas a maximizar os grandes investimentos
realizados nos grandes sistemas de Transmissão e Distribuição de energia elétrica construídos
ao longo desse período.
A geração térmica em sistemas isolados e a sua manutenção contribuíam em
grande parte para a elevação dos custos médios e marginais de distribuição de energia elétrica
residencial.
A Celpa não possuía mão-de-obra altamente especializada bem como bens de
produção modernos, construídos sob estritos requisitos técnicos, nem equipamentos de
108
distribuição e sistema de transmissão modernos de forma que os equipamentos permaneciam
constantemente danificados ou em manutenção, impedindo que a Empresa obtivesse
economias de escala através da especialização de seus funcionários.
A Celpa dependia, demasiadamente, do consumo Residencial de Energia Elétrica
que correspondia 90% do seu fornecimento, pois o desenvolvimento do Estado do Pará estava
baseado na extração e exportação de matéria prima, não existindo industrialização e nem o
setor de serviços. A atividade produtiva viveu a espera dos investimentos em infra-estrutura e
da agregação de tecnologia aos processos produtivos e na adição de valor aos produtos,
retirando toda a possibilidade de expansão da Distribuição de Energia Elétrica para outras
classes de consumo a taxas constantes, com custo médio decrescente, em função do uso de
equipamentos subutilizados.
Por outro lado, nesse período, ocorreu uma escalada inflacionária, insuficiente
recuperação tarifária, sucateamento do parque de geração diesel-elétrico, falta de manutenção
nas redes de distribuição, elevado nível de perdas nos sistemas, enorme serviço da dívida e
significativa redução de trânsito intra-setorial de recursos, além do que grande parte da
energia elétrica vendida pela Celpa era subsidiada.
109
5.8.2 Excedente econômico depois do Plano Real
Estabilidade Econômica
Reajustes periódicos das Tarifas
Mercado interligado nacionalmente. Sistema Tramoeste
Estrutura pronta
Redução de pessoal e de salários
Equipamentos de distribuição e sistema de transmissão informatizados
Redução da clandestinidade
Aumento do consumo de eletrodomésticos
Pib per capta em evolução
A energia elétrica é uma commodity e o consumidor, um cliente
Aporte de recursos dos Governos Federal e Estadual
Monopólio puro: energia fornecida = 596.820 MWh, preço = R$ 510,89
Concorrência perfeita: energia fornecida = 1.666.839 MWh, preço = 296,29
monopólio natural: energia fornecida = 1.365.981 MWh, preço = R$ 356,44
A tarifa media´regulamentada pelo Governo era equivalente a R$ 257,54
O custo marginal de distribuição era de R$ 322,74
O consumidor esta disposto a pagar em média até R$ 630,73
Excedente do consumidor: R$ 323 milhões
Prejuízo da Celpa: R$ 136 milhões
Peso morto: R$ 9 milhões
Quadro 2 – Características do Monopólio Natural Privado da Celpa
Depois do Plano Real, a distribuidora de energia elétrica Celpa não operou como
um monopólio puro, nem em concorrência perfeita. A tarifa média regulamentada pelo
Governo era equivalente a R$ 257,54, situando-se, portanto, abaixo do preço de concorrência
perfeita e muito inferior ao preço de R$ 356,44 que deveria ser cobrado pelo monopólio
natural privado. Apesar disso, a quantidade distribuída de cerca de 1.365.981 MWh estava
muito próxima da parcela de energia elétrica (1.666.839 MWh) que maximizava o bem estar
da sociedade paraense. Pode-se verificar que a quantidade de energia elétrica residencial
fornecida, nesse período, foi quase o dobro da distribuída antes do Plano Real, fazendo com
que o peso morto do monopólio natural privado fosse menor do que o do monopólio estatal.
Ao mesmo tempo, a perda de bem-estar da sociedade paraense em decorrência do monopólio
natural da Celpa foi de cerca de R$ 9 milhões.
Depois do Plano Real, o mercado consumidor expandiu de tal forma que a
Empresa diminuiu a sua dependência dos consumidores residenciais, podendo utilizar a sua
rede de distribuição para aumentar o fornecimento de energia elétrica para as outras classes de
110
consumo reduzindo com isso seus custos. Nesse período, a base produtiva do Estado do Pará
iniciou um lento processo de transformação, com a introdução de indústrias de grande porte,
principalmente dos setores de siderurgia, mineração e produtos alimentícios. Da mesma
maneira, houve o crescimento do setor de serviços, onde se destacaram a presença das
companhias de telefonia celular, além da inauguração de shoppings centers e hipermercados
em Belém e no interior do Estado do Pará, incrementando a venda de eletrodomésticos.
Após a privatização, a Distribuidora de Energia Elétrica Celpa recebeu aportes
financeiros do Banco do Estado do Pará (BANPARÁ), da Eletrobrás e, principalmente, do
BNDES que permitiriam a Empresa realizar melhorias e expansão do serviço de energia
elétrica do Estado do Pará, tais como: Sistema Baixo Tocantins; obras vinculadas ao reforço
da transmissão e o sistema Tramoeste, considerado como o maior empreendimento do setor
elétrico brasileiro, que levaria energia elétrica gerada na Usina Hidrelétrica (UHE) de Tucuruí
(Sistema Interligado) até as regiões do Baixo Amazonas e Oeste Paraense. Estas obras tinham
a finalidade de melhorar o atendimento de localidades supridas até então, de forma precária,
através de usinas diesel-elétricas com elevados custos fixos e marginais, bem como
atendimento a novos municípios cujos fornecimentos de energia elétrica se dava através de
suas respectivas prefeituras.
Já o excelente desempenho da classe rural, decorreu da expansão do atendimento
na área rural, através da ligação de novos consumidores realizdas através do Programa Luz no
Campo.
Nesse período, a tarifa média de energia elétrica foi desequalizada, sendo cobrado
um preço diferenciado, para cada região do país. De modo que houve o reposicionamento da
tarifa, com a finalidade de cobrir os custos não gerenciáveis e recuperar as perdas
inflacionárias, sendo que ocorreu acréscimo da tarifa média em níveis superiores à inflação.
Apesar disso, nesse período, o excedente do consumidor residencial foi de cerca de R$ 323
milhões.
Depois do Plano Real, houve a redução do subsídio na classe de consumidores
residenciais. Ao mesmo tempo, a carga tributária sobre a quantidade de energia elétrica
consumida pela classe residencial se elevou abruptamente.
Por outro lado, durante o racionamento de energia elétrica ocorreu uma redução
forçada da demanda pela intervenção do Estado, entretanto as estruturas físicas da
distribuidora Celpa, bem como a de pessoal, não puderam ser reduzidas na proporção da
redução de consumo prevista naquele programa. Desse modo, ficaram mantidos os custos
111
fixos e encargos de financiamentos sem a correspondente receita, reduzindo a economia de
escala da Empresa.
Além disso, o custo marginal para distribuir essa parcela de energia elétrica aos
consumidores residências era de R$ 322,74, portanto, acima da tarifa média regulamentada
pelo Governo. Desse modo, o custo marginal não era coberto pela tarifa média
regulamentada.
Apesar disso, depois do Plano Real, a Celpa reduziu sensivelmente os custos
relativos em levar Energia Elétrica a um usuário no Estado do Pará, de forma que os custos
marginais para prover o serviço, também, decresceram de forma acentuada. Entretanto, a
Celpa, ainda, apresentava custos operacionais elevados, apesar de ter incrementado a sua
economia de escala e de escopo.
A Distribuidora Celpa investiu em equipamentos de informática com a finalidade
de manter atualizada a sua base de dados. Desse modo, passou a exercer um controle rigoroso
sobre a arrecadação da venda de Energia Elétrica, principalmente dos consumidores
residenciais. Por outro lado, deu continuidade ao programa de saneamento da sua carteira de
contas a receber, transferindo para perdas aqueles créditos que após análise minuciosa da área
comercial foram considerados como valores sem perspectiva alguma de recebimento e
realizado provisões dos valores que a Empresa entendia como suficiente para atender futuras
perdas com créditos.
Paralelamente, ocorreu a recuperação da receita proveniente do desvio de energia,
Os custos gerenciáveis, que compreendiam, pessoais e serviços de terceiros, materiais, este
devido à implementação otimizada do planejamento de compras, foram reduzidos.
A Companhia concretizou negociações com o Governo para capitalizar todas as
suas dívidas de ICMS. Nesse mesmo período, negociou seus compromissos com
fornecedores, empreiteiros e supridores, e a partir daí passou a saldá-los nos prazos
acordados.
A Empresa não mediu esforços no combate a fraude e no cadastramento dos
consumidores clandestinos, na busca da melhoria da confiabilidade do sistema, na redução do
seu TMA, na terceirização do parque térmico e no combate a inadimplência.
Teoricamente, era de se esperar que a Celpa tivesse reduzido sensivelmente o seu
prejuízo após o Plano Real. Entretanto, não foi isso o que aconteceu. Nesse período, o
prejuízo da Companhia foi de cerca de R$ 136 milhões, ou seja, as perdas do monopólio
natural privado foram equivalentes a do monopólio estatal.
112
Desse modo, apesar de o consumidor residencial ter o seu excedente elevado, após
o Plano Real, quase a metade dele foi subtraída na forma de pesados impostos com a
finalidade de subsidiar o monopólio natural da Celpa.
113
6 CONCLUSÃO
Historicamente, a missão de fornecer energia elétrica residencial para o Estado do
Pará tem sido muito dispendiosa para a Distribuidora Celpa, pois representa cobrir uma área
territorial de 1.253.164 Km² e 143 municípios o que corresponde, aproximadamente, a 14,4%
do território nacional e 31,7% da Região Norte.
Antes do Plano Real, o consumidor residencial com acesso à energia elétrica
obteve um elevado excedente, motivado, basicamente, pela regulamentação da tarifa média de
energia elétrica que estava equalizada às Distribuidoras do Sul e Sudeste do País. Entretanto
essa tarifa não permitia que o monopólio natural estatal cobrisse seu custo médio e marginal,
o que contribuiu para que a Empresa apresentasse prejuízos ao longo desse período.
Nessa época, o mercado consumidor de energia elétrica residencial era muito
reduzido, disperso e de difícil acesso, de forma que os gastos com investimentos de capital
eram considerados elevados para que a Empresa pudesse instalar postes e linha de transmissão
para levar energia elétrica residencial a várias localidades no interior do Pará, optando, na
maioria das vezes, pelo fornecimento de energia elétrica através de usinas diesel-elétricas que
além de representarem um alto custo com combustível, estavam quase sempre paradas em
manutenção. Ainda assim, os elevados investimentos realizados pela Celpa não foram
suficientes para aumentar a quantidade de energia fornecida pela Distribuidora gerando uma
perda social, pois uma parcela considerável da população paraense ficou sem acesso à energia
elétrica.
Essa carência de fornecimento de energia elétrica residencial veio a se tornar uma
barreira ao desenvolvimento do Estado do Pará, pois seria através desta Rede de Distribuição
que a Celpa levaria energia para as classes de consumo industrial, comercial e rural. Todavia,
ficou claro, através do presente trabalho, que a falta de desenvolvimento da Região retirou a
possibilidade do monopólio natural estatal aumentar a sua distribuição de energia elétrica,
obter economia de escala e escopo, reduzir seu custo médio de distribuição e
conseqüentemente obter lucratividade.
De fato, a base produtiva do Estado do Pará estava fundamentada na extração e
exportação de matéria prima e recursos minerais. A falta de investimentos de infra-estrutura,
da verticalização da produção e da introdução de tecnologia aos processos produtivos levaram
a Renda per capita Estadual a diminuir sensivelmente. Ao mesmo tempo, muitas localidades
114
do interior do Estado não mantinham uma relação econômica entre si, eram isoladas uma das
outras, o que igualmente contribuiria para deprimir, ainda mais, a renda per capita da Região.
Da mesma forma, o mercado consumidor de eletrodomésticos era muito limitado
devido aos preços elevados dos produtos, provocados, principalmente, pela ineficiência do
sistema de distribuição dos aparelhos eletrônicos para o interior do Estado e pelo alto custo do
frete.
Depois do Plano Real, o consumidor pagou uma tarifa supervalorizada fazendo
com que o seu excedente reduzisse sensivelmente. Além disso, houve a redução do subsídio
na classe de consumidores residenciais e o Governo Estadual passou a cobrar elevados
impostos sobre a tarifa de energia elétrica aumentando, dessa forma, as perdas dos
consumidores residenciais. Antes, é importante acrescentar, o consumidor residencial já havia
contribuído indiretamente para a capitalização da Celpa através de subsídios do Governo
Estadual, do BNDES e da Eletrobrás. Dessa forma, o consumidor residencial foi duplamente
penalizado com a privatização da distribuidora.
Apesar disso, o peso morto da distribuição de energia elétrica residencial diminuiu
depois do Plano Real. Entre outros motivos, as grandes despesas com manutenção e
combustível nas usinas diesel-elétricas foram, praticamente, extintas no monopólio natural
privado com a instalação do Sistema Baixo Tocantins, reforços nos serviços de transmissão e
do sistema Tramoeste, que passou a levar energia elétrica gerada na Usina Hidrelétrica (UHE)
de Tucuruí (Sistema Interligado) até as regiões do Baixo Amazonas e Oeste Paraense.
Essas obras beneficiaram os consumidores residenciais de localidades supridas até
então, de forma precária, através de usinas diesel-elétricas com elevados custos fixos e
marginais, bem como atendimento aos novos municípios cujos fornecimentos de energia
elétrica se davam através de suas respectivas prefeituras.
Por outro lado, os recursos arrecadados com a desestatização da Empresa
cumpriram importante papel para o programa de desenvolvimento estratégico do Estado a
partir de 1998, quando a capacidade de investimento do Governo era, ainda, muito pequena.
Em 2002, o Pará podia gastar cinco vezes maior do que na época da privatização, quando
recebeu os R$ 960 milhões no leilão da Celpa.
O monopólio Privado da Celpa viveu seu momento mais difícil durante o
racionamento de energia elétrica quando ocorreu uma redução forçada da demanda pela
intervenção do Estado, no momento em que as estruturas físicas da distribuidora, bem como a
de pessoal, não puderam ser reduzidas na proporção da redução de consumo prevista naquele
115
programa. Desse modo, ficaram mantidos os custos fixos e encargo de financiamentos sem a
correspondente receita, reduzindo a economia de escala da Empresa.
Dessa forma, a evolução do Mercado de Energia Elétrica e a capacidade de
investimento do Governo Estadual contribuíram, decisivamente, para o desenvolvimento
regional. Nesse período, foi construída a Alça Viária para o escoamento da produção do
nordeste paraense, consolidaram-se grandes projetos de mineração, ocorreu a verticalização
da produção agrícola e da pecuária que provocaram forte imigração nordestina e sulista,
houve a chegada de Shopping Center em Belém e no interior do Estado, empresas de
telefonia, além da construção de hipermercados por empresários da terra que massificaram,
entre a população, a aquisição de aparelhos eletrodomésticos, computadores e celulares.
Paralelamente, o turismo evoluiu no Pará com a construção da “Estação das Docas”, “Casa
das Onze Janelas”.
Assim, os mercados de consumo industrial e comercial se expandiram de tal forma
que a empresa Celpa diminuiu a sua dependência dos consumidores residenciais, podendo
utilizar a sua rede de distribuição para aumentar o fornecimento de energia elétrica para as
outras classes de consumo obtendo com isso uma redução de custos, aumentando a sua
lucratividade.
Por outro lado, através deste trabalho, procurou-se estimar as elasticidades preço
(tarifa) e renda da demanda Residencial de Energia Elétrica do Estado do Pará, contribuindo
para o preenchimento de uma das lacunas existentes nos estudos dessa demanda
regionalizada, uma vez que, em sua quase totalidade, as estimativas abordavam a classe
residencial do Brasil.
Na busca desses resultados, usou-se um modelo econométrico para estimar a
quantidade demandada em função não apenas da tarifa deste serviço e da renda, mas, também,
em função do preço dos equipamentos eletrodomésticos.
A elasticidade-renda da demanda captou o estímulo da renda sobre a demanda de
energia elétrica e o seu estímulo indireto via impacto sobre a quantidade de eletrodomésticos.
Por outro lado, estimou-se, também, o estímulo do preço destes produtos sobre a demanda de
eletricidade residencial, o qual refletiu, implicitamente, a relação entre este preço e o total de
eletrodomésticos e o efeito que o estoque tem sobre a quantidade demandada de energia.
Os resultados encontrados mostraram que a demanda de energia elétrica, no curto
prazo, era inelástica ao preço, ou seja, as mudanças na quantidade demandada não reagiam
fortemente às variações das tarifas medias de energia. Isso se devia ao fato de que o aumento
116
da distribuição de Energia Elétrica Residencial, a partir de 1995 pela Celpa, cobrindo todo o
Estado do Pará reduziu o uso de energias alternativas (lenha, carvão) e aumentou o mercado
consumidor dessa classe em todo Estado, tornando-se a demanda inelástica à tarifa média de
energia de forma que um ajuste na relação oferta/demanda, via tarifas, não parecia ser a
melhor alternativa.
Por outro lado, deve-se considerar o relativo fracasso da adesão da região Norte ao
programa de racionamento de energia elétrica, implementado pelo Governo, a partir de junho
de 2001, quando, o mesmo não contemplou na Região Norte o relativo sucesso das regiões
Sul e Sudeste do Brasil chegando ao fim, prematuramente, em janeiro de 2002, enquanto que
nessas regiões do país permaneceu até o mês de março de 2002.
No exercício de 2002, em conseqüência da redução forçada da demanda pela
intervenção do Estado, as empresas concessionárias de energia elétrica, tanto geradoras como
distribuidoras, tiveram redução de suas margens de lucro, pois as suas estruturas física, bem
como a de pessoal, não puderam ser reduzidas na proporção da redução de consumo prevista
naquele programa. Assim ficaram mantidos os custos fixos e encargo de financiamentos sem
a correspondente receita.
No curto prazo, em função da elasticidade estimada da renda não ter sido
estatisticamente significativa, verificou-se que a mesma não influenciava a quantidade
demandada.
A demanda de energia elétrica residencial se mostrou mais sensível (menos
inelástica) às variações das tarifas no Estado do Pará que no Brasil. Por outro lado, a
elasticidade-preço da demanda de Energia Elétrica Residencial foi menor que a elasticidade-
preço da demanda de energia elétrica de Minas Gerais devido ao fato do estoque de
eletrodomésticos ainda não ser significativo, e se utilizar a energia elétrica apenas em
situações de primeira necessidade, como iluminação, banho, e refrigeração e alimentos,
sugerindo a existência de um mercado potencial.
Verificou-se que o coeficiente de expectativa adaptativa 243,0
=
γ
ficou entre zero
e um, aceitando-se a hipótese alternativa de que as expectativas são adaptativas e, portanto, o
modelo convergia para o equilíbrio em longo prazo.
Dessa forma, pode-se observar que a elasticidade-preço da demanda em longo
prazo (
231,1
LP
=ε
) foi maior do que a de curto prazo ( 30,0
CP
=ε ), isto é, quanto maior for o
horizonte de tempo da análise, mais elástica deverá ser a demanda. No longo prazo, a
sensibilidade relativamente alta da demanda em relação à tarifa de energia residencial,
117
principalmente se houver a presença de muitos substitutos permitirá que o consumidor possa
substituí-la com facilidade. Neste caso, pode-se citar como fonte alternativa energética da
Região Norte o gás natural e o biodiesel, já produzido no Nordeste do Estado do Pará,
permitindo que os consumidores residenciais utilizem outras fontes de energia no lugar da
energia elétrica tendo maneiras alternativas de economizá-la quando seu preço aumenta.
Desse modo, ele tem condições de reduzir substantivamente a quantidade demandada dessa
mercadoria sempre que o preço aumentar.
Mostrou-se que o custo da Distribuição de Energia do Estado do Pará durante o
Plano Real foi inferior ao período anterior, em média, R$ 126 milhões, mantida a energia
produzida fixa.
Por outro lado, antes do Plano Real, a elasticidade-custo 0884,1
CAP
=η , sugeria
que os custos de produção da companhia cresciam mais que proporcionalmente, aos
incrementos de produção. Da mesma forma, depois do Plano Real, a elasticidade-custo
1879,1
CDP
=η , mostrou que os custos de produção da companhia incrementavam mais que
proporcionalmente aos incrementos de produção.
Por outro lado, antes do Plano Real a elasticidade de escala foi 9178,0
eAP
=η ,
enquanto que depois a elasticidade de escala 8418,0
eDP
=η , ou seja, indicando um aumento
na economia de escala posteriormente ao referido Plano, sugerindo que os custos médios de
produção diminuíram com o aumento da escala de produção.
Deve-se esclarecer que o custo da distribuição de energia elétrica residencial da
companhia está superestimado devido ao fato de a Empresa não discriminar separadamente os
custos de distribuição, geração e transmissão nos seus balanços de 1985 até 2001, passando a
contabilizar, separadamente, somente a partir de 2002 por exigência da ANEEL. Entretanto,
este fato não deve causar grandes transtornos aos cálculos, pois quase a totalidade do custo é
realizada com a distribuição de energia elétrica.
É importante deixar claro que a privatização de fato da Distribuidora de energia
elétrica Celpa somente ocorreu em 1998. Isto quer dizer que o tempo de análise deste trabalho
é muito curto para se ter uma conclusão definitiva dos ganhos e perdas dos consumidores e
produtores com a privatização da Companhia.
118
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2003.
122
APÊNDICE
A
1 PREFERÊNCIAS E UTILIDADE
Ao fazer uma escolha entre duas ou mais cestas de consumo, o consumidor
individual demonstra a sua preferência, classificando-as de acordo com o grau de utilidade
que cada uma delas tenha para ele (VARIAN, 2003).
Ou seja, o consumidor poderá concluir que uma das cestas de consumo é bem
melhor do que a outra ou achar que é indiferente entre ambas (PINDYCK; RUBINFELD,
2004).
Se o consumidor prefere uma cesta à outra, isso significa que ele escolherá uma a
outra, se tiver oportunidade para isso. Assim, a idéia de preferência baseia-se no
comportamento do consumidor. Então, para se descobrir qual das cestas é a preferida,
observa-se como o consumidor se comporta em situações de escolha que envolva duas ou
mais cestas de consumo (FERGUSSON, 2003).
Desse modo,
as preferências
do consumidor são a descrição fundamental para
analisar a
escolha
, enquanto
a utilidade
constitui uma forma de descrever as preferências
(BYRNS; STONE JÚNIOR, 1996).
A função de utilidade é um modo de atribuir um número a cada possível cesta de
consumo, de modo que se atribuam às cestas mais preferidas números maiores que os
atribuídos às menos preferidas. Isto é, a cesta
) x,x(
21
será preferida à
)y ,y(
21
se e somente
se a utilidade de
) x,x(
21
for maior que a de
)y ,y(
21
. A ênfase que esse tipo de utilidade
confere ao ordenamento das cestas de bens faz com que ele seja chamado de
utilidade
ordinal
(MANKIW, 1998; PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
Desse modo, a utilidade é o nível de satisfação que uma pessoa obtém ao consumir
um bem ou ao exercer uma atividade. A utilidade, assim definida, possui um importante
componente psicológico. As pessoas obtêm níveis maiores de satisfação adquirindo coisas
que lhes dão mais prazer e evitando aquelas desconfortantes (NICHOLSON, 1998). Nesta
dissertação, considera-se que as pessoas tenham comportamentos iguais com a finalidade de
proceder a análise da escolha que maximiza a utilidade.
123
Neste sentido, considerando um problema de escolha individual em um ponto no
tempo, entre n mercadorias
. x..., , x,x
n21
Supõe-se que a ordenação individual destas
mercadorias pode ser representada por uma função utilidade da forma (NICHOLSON, 1998):
(1) coisas) outras ; x,,...x,(xuutilidade
n2 1
=
Onde os x’s se referem às quantidades das mercadorias que podem ser escolhidas e
a notação “outras coisas” é usada para se referir a todos os componentes psicológicos do
comportamento do consumidor individual que serão mantidos constantes nesta análise.
Assim, a função utilidade individual pode ser representada da seguinte maneira:
(2) ) x., . . . ,x,(xuutilidade
n2 1
=
Onde tudo o mais permanece constante, exceto as quantidades das n mercadorias
que são expressas na função utilidade (NICHOLSON, 1998).
Podem-se apresentar
as preferências
do consumidor por meio do uso das
curvas
de indiferença
representadas, graficamente, na
Figura 1
. Uma
curva de indiferença
representa todas as combinações de cestas de mercado que fornecem o mesmo nível de
satisfação a uma pessoa, que é, portanto, indiferente em relação às cestas de mercado
representadas pelos pontos ao longo da curva (MARSHALL, 1920; MAS-COLLEL et al.,
1995; PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
Figura 1: Curva de Indiferença
Fonte: VARIAN, 2003.
Para descrever as preferências de um consumidor em relação a todas as
combinações de
ji
xe x , pode-se traçar um conjunto de curvas de indiferença, o qual se
124
denomina
mapa de indiferença
. Cada curva de indiferença apresenta as cestas básicas em
relação às quais a pessoa se mostra indiferente (VARIAN, 2003).
Figura 2: Mapa de Indiferença
Fonte: PINDYCK; RUBINFELD, 2004.
A
Figura 2
apresenta três curvas de indiferença que fazem parte de um mapa de
indiferença. A curva de indiferença
3
u oferece o mais alto grau de satisfação, sendo seguida
das curvas de indiferença
12
u e u
. Portanto, as curvas de indiferença que representem níveis
de satisfação distintos de preferência não podem se cruzar (SIMONSEN, 1977; MANKIW;
1998; VARIAN, 2003).
Agora, é importante diferenciar a utilidade total obtida pelo consumidor da
satisfação obtida por meio do último item consumido. A
utilidade
marginal (UMg)
mede a
satisfação adicional obtida mediante o consumo de uma quantidade adicional de um bem. À
medida que se consome mais de uma determinada mercadoria, cada unidade a mais que for
consumida propiciará adições cada vez menores de utilidade (HENDERSON; QUANDT,
1976; HALL; LIEBERMAN, 2003; PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
Assim, a utilidade marginal da mercadoria
i
x
pode ser expressa da seguinte
maneira:
(3)
x
u
UMg xde marginal utilidade
i
xii
∂
∂
==
Então, pode-se escrever a diferencial total de (2) como:
125
(4) dx
x
u
.........dx
x
u
dx
x
u
du
n
n
2
2
1
1
∂
∂
++
∂
∂
+
∂
∂
=
(5) dxUmg.........dxUmgdx Umg du
nx2x1x
n21
+++=
Na
Figura 1
considera-se que o consumo adicional de unidades do bem
1
x
, ou
seja,
1
dx
produzirá utilidade marginal
1X
UMg
. Isto resulta em um aumento total de utilidade
correspondente a
11x
dxUMg
. Ao mesmo tempo, a perda do consumo de itens do bem
2
x
, ou
seja,
2
dx
, reduzirá a utilidade por unidade em
2X
UMg
, resultando em uma perda total de
utilidade correspondente a
22x
dxUMg
(FERGUSON, 2003; PINDYCK; RUBINFELD, 2004;
VARIAN, 2003).
Uma vez que todos os pontos de uma curva de indiferença fornecem o mesmo
nível de utilidade, o ganho total de utilidade associado ao aumento de x, deverá equilibrar a
perda resultante do consumo menor de
2
x
(NICHOLSON, 1998). Portanto, tem-se
formalmente:
Pode-se reescrever esta equação de forma que:
(7)
x/u
x/u
Umg
Umg
)dx(
)dx(
2
1
2x
1X
cte u
1
2
∂∂
∂∂
==−
=
Mas considerando que a inclinação da curva de indiferença
)dx(
)dx(
1
2
−
corresponde a
taxa marginal de substituição de
2
x
por
1
x
, segue que:
TMS
=
(8)
umg
umg
2X
1X
A equação 8 informa que a taxa marginal de substituição é igual à razão entre a
utilidade marginal de
1
x
e a utilidade marginal de
2
x
. À medida que o consumidor desistir de
quantidades maiores de
2
x
para obter quantidades adicionais de
1
x
, a utilidade marginal de
1
x
cairá e a utilidade marginal de
2
x
aumentará (KREPS, 1990; NICHOLSON, 1998;
FERGUSON, 2003).
De outra maneira, a inclinação da curva de indiferença da
Figura 1
é negativa,
mostrando que se um indivíduo é forçado a desistir da mercadoria
2
x
, ele terá que ser
compensado com uma porção adicional da mercadoria
1
x
para continuar indiferente entre as
(6) 0dxUMgdxUMgdu
22x11x
=+=
126
duas cestas de mercadorias. A inclinação da curva de indiferença diminui da esquerda para a
direita, ou seja, diminui progressivamente o desejo do consumidor de desistir da mercadoria
2
x
em troca da mercadoria
1
x
(FERGUSON, 2003; PINDYCK; RUBINFELD, 2004;
VARIAN, 2003).
Portanto, um mapa de indiferença descreve as preferências de um consumidor em
relação a diversas combinações de bens e serviços. Porém, as preferências não explicam
totalmente o comportamento do consumidor. As escolhas são também influenciadas pelas
restrições orçamentárias
representadas na
Figura 3,
as quais, em razão dos preços a serem
pagos pelos diversos bens e serviços, limitam a possibilidade de as pessoas fazerem opções (
FERGUSON, 2003; MANKIW, 1998; VARIAN, 2003).
Figura 3: O Conjunto Orçamentário
Fonte: VARIAN, 2003.
Pode-se escrever a restrição orçamentária de dois bens
i
x
e
j
x , sujeitos,
respectivamente, aos preços
i
p
e
j
p da seguinte forma:
(9) m xp xp
jjii
≤+
A
reta orçamentária
é o conjunto de cestas que custam exatamente m:
(10) m xp xp
jjii
=+
O
conjunto orçamentário
é formado por todas as cestas que podem ser adquiridas
dentro de determinados preços e renda do consumidor.
Pode-se arrumar a reta orçamentária na equação 10 para obter a fórmula:
127
(11) x
p
p
p
m
x
i
j
i
j
j
−=
que corresponde à equação de uma linha reta com intercepto vertical igual a
j
p
m
e
inclinação igual a
j
i
p
p
− .
A inclinação da reta orçamentária mede a taxa à qual o mercado está disposto a
substituir o bem
i
x
pelo bem
j
x (FERGUSON, 2003; MANKIW, 1998; VARIAN, 2003).
Considerando uma variação
i
dx
do bem
i
x
e
j
dx do bem
j
x tem-se que:
(12) m )dx x(p )dx x(p
jjjiii
=+++
Ao subtrairmos a equação (12) da (10), tem-se que:
(13) 0 dxp dxp
jjii
=+
Essa equação diz que o valor total da variação no consumo do consumidor deve
ser zero. Resolvendo, encontra-se:
(14)
p
p
-
dx
dx
j
i
i
j
=
Ou seja, a inclinação da reta orçamentária mede o custo de oportunidade de
consumir o bem
i
x
(MANKIW, 1998; VARIAN, 2003; FERGUSON, 2003).
1.1 A ESCOLHA QUE MAXIMIZA A UTILIDADE
O modelo de escolha que será usado para explicar o comportamento do
consumidor pressupõe que os mesmos decidem as quantidades de compra de cada bem
visando maximizar o grau de satisfação que poderão obter, considerando os orçamentos
limitados que dispõem. Em outras palavras, o consumidor individual sujeito a uma restrição
orçamentária irá se comportar de tal forma que na aquisição de cada mercadoria irá
maximizar a sua utilidade (KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995; NICHOLSON, 1998;
VARIAN, 1992).
Desse modo, a cesta de consumo maximizadora deverá estar sobre a linha do
orçamento. Por outro lado, a cesta de mercado ótima deverá dar ao consumidor sua
128
combinação preferida de bens e serviços. O problema da maximização da satisfação do
consumidor passa a depender da escolha de um ponto apropriado sobre a linha do orçamento
(FERGUSON, 2003; PINDYCK; RUBINFELD, 2004; VARIAN, 2003; WESSELS, 2002).
Figura 4: Maximização da Satisfação do Consumidor
Fonte: VARIAN, 1992.
Então, pode-se concluir que a cesta de mercado que maximiza a satisfação deverá
estar situada sobre a curva de indiferença mais elevada com a qual a linha de orçamento tenha
contato. Na
Figura 4
, o ponto A é o ponto de tangência entre a curva de indiferença
2
u
e a
linha de orçamento. Em A, a inclinação da linha do orçamento é exatamente igual à
inclinação da curva de indiferença (NICHOLSON, 1998; VARIAN, 2003; PINDYCK;
RUBINFELD, 2004).
Generalizando, segundo Varian (1992), no problema de maximização da
preferência do consumidor individual, este escolherá a melhor cesta dentre aquelas que
satisfazem a sua restrição orçamentária, de tal forma que o conjunto dessas cestas de mercado
pode ser representada da seguinte forma:
{
}
(15) mpx:XxB
≤⊂=
Onde m é a quantidade fixa de dinheiro disponível para o consumidor,
{
}
k1
p ..., ,pp
=
é o vetor de preços das mercadorias, 1, ...k e X representa todas as cestas de
mercado possíveis de serem consumidas, ou seja, aquelas que satisfazem pelo menos as
condições de subsistência do consumidor, enquanto que
{
}
k1
x,...,xx
=
representa o vetor de
cestas de consumo que satisfazem a restrição orçamentária do consumidor (VARIAN, 1992).
129
Desse modo, o problema da maximização da preferência do consumidor pode ser
escrito como (VARIAN, 1992):
X
x
(16) mpx a sujeito
(x)u max
⊂
≤
Usando-se o multiplicador de Lagrange, podem-se expressar as condições de
primeira ordem ou necessárias do problema de maximização da utilidade da seguinte forma
(KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995; NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992):
umg
umg
dx
dx
)por x (x TMS
P
P
x/u
x/u
0 px-m
L
(17) 0P
x
)x(u
x
L
0P
x
)x(u
x
L
0P
x
)x(u
x
L
)m-(px -u(x) L
j
i
x
x
i
j
ij
j
i
j
i
n
nn
j
jj
i
ii
====
∂∂
∂∂
==
λ∂
∂
=λ−
∂
∂
=
∂
∂
=λ−
∂
∂
=
∂
∂
=λ−
∂
∂
=
∂
∂
λ
=
Por outro lado, a condição de segunda ordem ou de diminuição da taxa marginal
de substituição (suficiente) pode ser expressa da seguinte forma (VARIAN, 1992):
(18) 0xx/)x(u
ji
2
≤∂∂∂
Ou seja, a satisfação é maximizada quando a Taxa Marginal de Substituição
(TMS) (de
i
x
por
j
x ) for igual à razão entre os preços (de
j i
xex ). Assim, o consumidor
poderá obter seu máximo grau de satisfação ajustando seu consumo das mercadorias
j i
xex
de tal forma que a TMS seja igual à razão entre seus preços. De outra maneira, a maximização
é atingida quando o benefício marginal (medido pela TMS), ou seja, o benefício associado ao
consumo de uma unidade adicional de
i
x
, for igual ao custo marginal (medido pelo valor da
inclinação da linha do orçamento). Portanto, a condição de tangência é uma condição
necessária de máximo, mas não é suficiente. A condição suficiente e necessária é que e a taxa
marginal de substituição é decrescente (FERGUSON, 2003; PINDYCK; RUBINFELD, 2004;
NICHOLSON, 1998; VARIAN, 2003).
130
1.2 A FUNÇÃO DE UTILIDADE INDIRETA
Pode-se manipular as condições de primeira ordem do problema de maximização
da utilidade para achar o valor ótimo de
n2,1
x........, , xx . Estes valores ótimos dependerão do
vetor de preços p de todas as n mercadorias e da renda m do consumidor individual, ou seja,
(NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992):
m) ,p( xx
(19) m) ,p( x x
m) ,p( x x
n
*
n
j
*
j
i
*
i
=
=
=
Onde
*
n
*
j
*
i
xe x,x
são valores ótimos de
nj,i
x........, , xx . Então, a maximização de
)x(uutilidade
=
sujeita a uma restrição orçamentária
m
px
≤
, pode ser expressa da seguinte
forma (NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992):
[ ]
m) ,p(vu
(20) )m ,p( xm), ,p( x),m ,p(xuu
) x......, , x,u(x u
max
*
n
*
j
*
imax
*
n
*
j
*
imax
=
=
=
Ou seja, o nível ótimo de utilidade depende indiretamente dos preços de todas as
mercadorias e da renda do consumidor individual. Esta dependência é expressa através da
função de utilidade indireta v
. Qualquer mudança nos preços das mercadorias ou na renda
do consumidor individual faz com que o nível ótimo de utilidade, também, se altere
(NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992).
Por outro lado, os valores ótimos
*
n
*
j
*
i
xe x,x
podem ser expressos como n
funções de demanda na forma (NICHOLSON, 1998):
m) ,p(d x
(21) m) ,p(d x
m) ,p(d x
n
*
n
j
*
j
i
*
i
=
=
=
Portanto, m) ,p(v é uma função de utilidade indireta e representa a máxima
utilidade encontrada para dado vetor de preços p de n mercadorias e renda m. Obtém-se a
função de utilidade indireta, substituindo-se as equações de demanda na função de utilidade
direta )x(u de modo a obter-se (NICHOLSON, 1998; SANTANA, 1999; VARIAN, 1992):
[
]
)22( )m ,p(d m), ,p(d ),m ,p(dum) ,p(v
nji
=
131
Desse modo, as quantidades
*
n
*
j
*
i
xe x,x
que otimizam o problema são tidas como
aquelas que maximizam o desejo do consumidor para dado nível de preços e renda, e a função
que as relaciona é chamada de função demanda Marshaliana ou não compensada, cuja
representação é dada por (NICHOLSON, 1998; SANTANA, 1999; VARIAN, 1992):
(23) )m ,p(d)m ,p(xx
*
==
1.3 DUALIDADE
Uma importante característica da teoria exposta é a natureza dual da decisão do
consumidor. A escolha dos valores ótimos para
n2 1
x., . . . , x,x
pode ser analisada não apenas
em termos do problema de escolha da curva de indiferença mais alta (o máximo valor de u(x)
que tenha contato com a linha do orçamento), mas, também, quanto ao problema da escolha
da linha orçamentária mais baixa (menor gasto orçamentário) que tenha contato com uma
determinada curva de indiferença (NICHOLSON, 1998; PINDYCK; RUBINFELD, 2004;
VARIAN, 1992).
Para visualizar tal fato, considera-se o seguinte problema dual de otimização
representado na
Figura 5
, ou seja, o problema de minimizar o custo de obtenção de um
determinado nível de utilidade (VARIAN, 1992):
(24) u)x(u a sujeito
px min )u (p, E
*
≥
=
132
Figura 5: Minimização do Gasto do Consumidor
Fonte: NICHOLSON, 1998.
Utilizando-se o multiplicador de Lagrange e efetuando-se o diferencial de L em
relação a , e x,x
ji
λ e igualando-se a zero suas derivadas, encontram-se as seguintes
condições necessárias para a minimização do dispêndio (NICHOLSON, 1998; PINDYCK;
RUBINFELD, 2004; VARIAN, 1992):
0)x(uu
L
)25( 0umgP
x
L
0umg- p
x
L
u(x))-(upxL
jj
j
ii
i
=−=
λ
∂
∂
=λ−=
∂
∂
=λ=
∂
∂
λ
+
=
Pelo fato de também ser verdadeiro que
dx
dx
)por x (x TMS
P
P
xU/
xU/
i
j
ij
j
i
j
i
−===
∂∂
∂∂
,
a escolha dos valores minimizadores de custo para
ji
xe x deve ocorrer no ponto de tangência
da linha do orçamento com a curva de indiferença que gera a utilidade u, sendo este ponto o
mesmo que maximiza a utilidade no problema da escolha original. No problema primal, a
solução é o conjunto de demandas Marshallianas , )m ,p(d)m ,p(xx
*
== . No problema dual
de minimização de dispêndio, as variáveis são u e p, com solução igual ao problema dual. O
resultado da minimização da função de custo, denotadas por h (u, p), são as funções de
133
demanda compensadas ou Hickisianas, onde x é influenciado pelos preços com u constante,
por isso o nome de compensada (NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992).
Resumindo, uma propriedade importante da função utilidade indireta é a de
estabelecer uma identidade entre a função demanda Marshaliana (ou demanda ordinária),
obtida da maximização da função de utilidade sujeita a preços e renda e a demanda Hicksiana
(ou demanda compensada), derivada a partir da minimização do orçamento do consumidor
sujeito a função de utilidade, dada por (NICHOLSON, 1998; SANTANA, 1999; VARIAN,
1992):
[
]
(26) m) V(p, ),p(x)m ,p(xx
*
h
*
m
==
A vantagem desta identidade é que, como a demanda compensada não é
diretamente observável, porque depende da utilidade, e a demanda ordinária expressa em
termos de preços e renda ser observável, possibilita com o emprego desta última, realizar as
mesmas análises empíricas daquela (NICHOLSON, 1998; SANTANA, 1999; VARIAN,
1992).
1.4 EFEITO-RENDA E EFEITO-SUBSTITUIÇÃO
Considerando-se renda e preços constantes é possível obter o máximo de
satisfação do consumidor com relação às quantidades adquiridas da cesta de bens, atingindo o
ponto de equilíbrio. Qualquer alteração na renda ou nos preços ou em ambos na
Figura 6
faz
com que o ponto de equilíbrio seja alterado (KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995;
NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992).
134
Figura 6: Efeito Renda e Substituição
Fonte: NICHOLSON, 1998.
A influência dessas alterações pode ser observada na equação de Slutsky (KREPS,
1990; MAS-COLLEL et al., 1995; NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992):
(27)
y
m) ,p(x
m) ,p(x
p
m) v(p,,p(h
p
m) ,p(x
ctepreço
i
j
cteu
j
i
j
i
=
=
∂
∂
−
∂
∂
=
∂
∂
O efeito total na variação de preço de um bem, supondo que os demais preços e
renda permaneçam constantes, pode ser decomposto em duas partes: o efeito substituição e o
efeito-renda.
A primeira parcela do lado direito da equação (27) é o efeito-substituição, ou seja,
a variação na quantidade demandada do bem i, quando o preço j varia, havendo um
deslocamento ao longo da curva de indiferença com a renda real constante, mantendo-se
inalterado o nível de satisfação. Se o efeito substituição for negativo tem-se um bem
complementar, se for positivo um bem substituto (KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995;
NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992).
O segundo termo refere-se ao efeito renda, o qual demonstra a reação do
consumidor quando ocorre uma alteração na renda real, mantendo-se constante o preço j,
havendo alteração na reta orçamentária, de modo a atingir um novo ponto de equilíbrio, em
135
outra curva de indiferença. Se o efeito-renda for positivo, tem-se um bem normal; se for
negativo, um bem inferior (KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995; NICHOLSON, 1998;
VARIAN, 1992).
Quando i = j, o efeito substituição é sempre negativo. No caso de bens normais, os
dois efeitos têm o mesmo sentido, de modo que o efeito total é negativo. No caso dos bens
inferiores, os efeitos têm sentido contrários, mas o efeito-substituição é maior que o efeito
renda, tal que o efeito total, ainda, é negativo (KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995;
NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992).
Um bem de Giffen é um bem inferior, com um efeito-renda suficientemente
grande, de modo a anular o efeito-substituição que é negativo e como resultado, obter um
efeito total positivo. Assim, quando o preço do bem i diminui, a quantidade consumida desse
bem, também diminui (KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995; NICHOLSON, 1998;
VARIAN, 1992).
A diferença entre o efeito-total e o efeito-substituição refere-se à compensação
trazida pelo efeito-renda. Assim, a curva não-compensada terá uma maior elasticidade de
demanda do que a curva compensada, pois inclui a parcela negativa correspondente a
elasticidade-renda, se esta for positiva (KREPS, 1990; MAS-COLLEL et al., 1995;
NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992).
1.5 ESTÁTICA COMPARATIVA
De outra maneira, uma vez obtida a escolha ótima para determinado conjunto de
preços e renda, qualquer alteração no ponto de equilíbrio, também, pode analisada através da
estática comparativa, como exposto nas seguintes proposições a seguir (NICHOLSON, 1998;
VARIAN, 1992).
Proposição 1 –
A quantidade demandada de um bem varia em sentido contrário à variação do
preço, mantendo-se a renda constante.
(28) 0
p
x
cteu
i
i
<
∂
∂
=
Proposição 2
– Os efeitos-substituição cruzados são simétricos.
136
(29) ji ,
p
x
p
x
cteu
i
j
cteu
j
i
≠
∂
∂
=
∂
∂
==
Proposição 3 –
A equação da demanda é homogênea de grau zero nos preços dos bens e
serviços e na renda do consumidor, ou seja, tm),tp(d)m ,p(dx
ii
*
i
==
De acordo com o teorema de Euler, se a equação de demanda:
(30) )m ,p(d)m ,p(xx
*
== é homogênea de grau zero, tem-se:
(31) 0y
y
x
p
p
x
...p
p
x
p
p
x
i
n
n
i
2
2
i
1
1
i
=
∂
∂
+
∂
∂
++
∂
∂
+
∂
∂
Substituindo-se as equações de Slutsky em (39), tem-se:
(32) 0)qp...xpxpy(
y
x
p
p
x
...p
p
x
p
p
x
nn2211
i
ncteu
n
i
2cteu
2
i
1cteu
1
i
=−−−−
∂
∂
+
∂
∂
++
∂
∂
+
∂
∂
===
Como a última parcela é zero, a equação reduz-se a:
(33) 0p
p
x
...p
p
x
p
p
x
ncteu
n
i
2cteu
2
i
1cteu
1
i
=
∂
∂
++
∂
∂
+
∂
∂
===
Para n bens,
(34) n. ..., 2, 1,i , 0
p
x
p
n
1j
cteu
j
i
j
=
=
==
∂
∂
Pela primeira proposição,
(35) 0
p
x
cteu
i
i
≤
∂
∂
=
logo,
(36) 0
p
x
p
n
ji
cteu
j
i
j
≠
=
≥
∂
∂
Para obter-se (33).
Segundo Hicks (1956), os bens tendem a ser mais substitutos do que
complementares, pois, se 0
p
x
cteu
j
i
>
∂
∂
=
, os bens i e j são substitutos.
Proposição 4 –
A matriz de Slutsky é negativa semidefinida.
Proposição 5 –
A soma ponderada das taxas de variações das quantidades demandadas com
respeito à renda é igual à unidade. As ponderações são os preços dos respectivos bens.
Esta proposição deriva da restrição orçamentária, pois, derivando-se todos os
membros desta equação com relação à y, tem-se:
137
(37) 1
y
y
y
x
p...
y
x
p
y
x
p
n
n
2
2
1
1
=
∂
∂
=
∂
∂
++
∂
∂
+
∂
∂
Que é a expressão algébrica da quarta proposição.
Pode-se expressar esta proposição através da elasticidade-renda, isto é,
n ..., 2, 1, i ,
x
y
y
x
i
i
i
=
∂
∂
=ε
Que mede a reação percentual da quantidade demanda à variação percentual na renda.
A equação (37) pode ser reescrita como,
(38) 1
x
y
y
x
y
xp
...
x
y
y
x
y
xp
x
y
y
x
y
xp
n
nnn
2
222
1
111
=
∂
∂
++
∂
∂
+
∂
∂
Ou seja,
(39) 1...
nn2211
=εω++εω+εω
Onde
( )
40
y
xp
ii
i
=ω
Que compreende as proporções de despesa para a aquisição do bem i, com a renda y.
Com base em (39) podem-se diferenciar os bens em três categorias:
1. de luxo, quando 1
i
>ε ;
2. necessidade, quando 10
i
<ε< ;
3. inferior, quando 0
i
<ε .
1.6 BENS COMPLEMENTARES E SUBSTITUTOS
Quando se fala de bens complementares ou substitutos, compreendem-se dois
conceitos distintos: o de complementaridade e substitubilidade perfeita e o de
complementaridade e substitubilidade imperfeita. Complementaridade perfeita trata-se de
consumo que se realiza em proporções fixas e as curvas de indiferença são retangulares.
Substitubilidade perfeita trata-se de um consumo equiproporcionalmente inverso em que as
curvas de indiferença são linhas retas (SANTANA, 1999; SIMONSEN, 1977).
A idéia correta para a identificação econômica de bens complementares é a de que
o consumo dos produtos
y
e
x
deve variar na mesma direção em resposta a determinadas
138
causas, como por exemplo o preço, que devem ser devidamente identificadas antes que
qualquer julgamento seja emitido. Isto, entretanto, além de ser uma tarefa difícil, pode
requerer certa dose de arbitrariedade no processo de determinação correta de tais relações
econômicas (SANTANA, 1999; SIMONSEN, 1977).
A definição clássica de complementaridade e de substitubilidade é dada por
Edgeworth (1953) apud
Simonsen (1977). Diz-se que dois bens
y
e
x
são complementares
quando, aumentando a quantidade de x, a utilidade marginal de y aumenta; e são substitutos,
quando, aumentando a quantidade de x, a utilidade marginal de y diminui. Essa definição se
processa a partir do sinal da derivada parcial cruzada de segunda ordem de uma função de
utilidade (SANTANA, 1999; SIMONSEN, 1977):
(41)
yx
u
u
2
y x
∂∂
∂
=
Se (42) 0U
y x
>
, os bens são considerados complementares. Se (43) 0U
y x
<
,
substituíveis.
Esta definição tem duas propriedades importantes. A primeira diz respeito à
incorporação da idéia intuitiva das relações de complementaridade e substitubilidade. A
segunda é a propriedade de simetria, apoiada na imposição de que se x é substituto
(complementar) de y, y também é substituto (complementar) de x.
Neste aspecto, Hicks (1956) afirma que dois produtos são substitutos quando os
efeitos substituição cruzados forem positivos (SANTANA, 1999; SIMONSEN, 1977).
(44) 0
constanteU
>
∂
∂
=
j
i
P
X
E complementares quando forem negativos,
(45) 0
constanteU
<
∂
∂
=
j
i
P
X
Aqui, a causa fundamental identificada seria o aumento de preço de um dos
produtos, acompanhado de um aumento compensatório de renda suficiente para deixar o
consumidor sobre a mesma superfície de indiferença (SANTANA, 1999; SIMONSEN, 1977).
Os pressupostos atribuídos ao consumidor individual na tentativa de otimizar suas
decisões, em geral, são válidos para a demanda Marshaliana agregada, pelo menos como uma
condição necessária no que se refere aos princípios da homogeneidade e da continuidade de
grau zero. Como a função agregada, não herda necessariamente, as restrições de
homogeneidade e simetria de Slutsky, torna-se mais apropriada para representar as
139
elasticidades cruzadas de demanda do que a demanda compensada, por assumir que os
produtos são substitutos, uma vez que Hicks (1956) admitia que os bens tendem a ser mais
substitutos do que complementares. Em função disso, utiliza-se, neste trabalho, a demanda
agregada Marshaliana (SANTANA, 1999).
Para finalizar esta abordagem teórica, as relações de substitubilidade e
complementaridade podem ser ilustradas tomando-se uma função de demanda Marshalliana
definida como a seguir:
(46) m) ,p ,p(dx
jii
=
Os produtos são substitutos se o efeito cruzado entre
ji
xe x for positivo e
complementares se o efeito cruzado entre
ji
xe x for negativo, como a seguir
(NICHOLSON, 1998; SANTANA, 1999):
Portanto,
(48) 0
P
X
aresComplement
e
(47) 0
P
X
ubstitutosS
j
i
j
i
<
∂
∂
=
>
∂
∂
=
No primeiro caso, a demanda de
i
x aumenta quando o preço de
j
x aumenta e no
segundo caso a demanda diminui. Note-se que para o caso de dois produtos, a idéia é
facilmente compreendida, porém o conceito torna-se de difícil interpretação em casos mais
gerais, quando a situação envolve mais de dois produtos. Neste caso, é possível que o produto
i
x seja substituto do produto
z
x , mas este por sua vez, pode ser complementar de
i
x ,
violando a propriedade de simetria (SIMONSEN, 1977; SANTANA, 1999).
1.7 ELASTICIDADE
A equação de Slutsky pode ser expressa em termos de elasticidades-preço e renda,
após a multiplicação de (27) por
ij
x/p e o último termo da direita por y/y (NICHOLSON,
1998; VARIAN, 1992):
Obtendo-se:
140
(49)
y
x
x
y
y
x
p
p
x
x
p
p
x
x
p
ctepreço
i
j
i
j
cteu
j
i
i
j
j
i
i
j
=
=
∂
∂
−
∂
∂
=
∂
∂
(50)
ji
C
ijij
ωε−η=η
Onde:
ij
η é a elasticidade-preço da curva da demanda;
C
ij
η
é a elasticidade-preço da curva da demanda compensada;
i
ε
é a elasticidade-renda;
j
ω é a proporção de dispêndio em
i
x
.
Sendo:
Elasticidade-Preço compensada
Com base no efeito substituição, mantendo-se o nível de renda real constante,
define-se elasticidade-preço compensada, como:
(51)
p
x
x
p
cteu
i
i
i
i
C
ij =
∂
∂
=η
Que é a reação percentual da quantidade a uma variação percentual no preço do próprio bem.
E, a elasticidade-preço cruzada compensada, com renda real constante é,
)52(
p
x
x
p
cteu
i
i
i
j
C
ij =
∂
∂
=η
Que é a reação percentual da quantidade demandada do bem i a variação do preço do bem j,
mantendo-se o nível de utilidade constante.
Utilizando-se a propriedade de homogeneidade da equação de demanda segue-se
que a soma das elasticidades-preço compensadas é igual a zero, ou:
(53) n ..., 2, 1, ,0j
n
1j
C
ij
=
=η
Elasticidade-Preço Não-Compensada
(54)
p
x
x
p
i
i
i
i
ij
∂
∂
=η
Onde
ij
η é a elasticidade-preço da demanda do bem i com respeito a seu próprio preço,
(55)
p
x
x
p
j
i
i
j
ij
∂
∂
=η
ij
η é a elasticidade-preço da demanda do bem i, com respeito a variações no preço do bem j.
141
Da equação (49), tem-se:
(56) n ..., 2, 1,i ,0
1 j
ij i
=
==ε+η
Com base em (55) pode-se diferenciar a curva da demanda em três categorias:
1. Elástica, quando 1
j i
−<η ;
2. Unitária, quando 1
j i
−=η ;
3. Inelástica, quando 1
j i
−>η .
1.8 DEMANDA DE MERCADO
Até agora, discutiu-se como determinar a demanda de um indivíduo por um
determinado bem. A demanda de todos os indivíduos por um determinado bem, chama-se
demanda de mercado (ou demanda agregada). Necessita-se desta demanda para se entender
como o mercado funciona, afinal para uma firma o que vale é a demanda total pelo seu bem,
não a demanda de um determinado indivíduo.
Supõe-se que, em um determinado mercado, existem n indivíduos e seja
m) ,p ,p(x
21
1
i
e )m,p ,p(x
2i
2
i
a demanda do indivíduo i pelos bens um e dois,
respectivamente. A demanda de mercado (ou demanda agregada) pelo bem um será dada por:
(57) )m,p,p(x)m,...,m;p ,p(X
n
1i
i21
1
in1211
=
=
A definição acima diz que a demanda de mercado é igual a soma das demandas de
cada indivíduo que atua neste mercado. Entretanto, calcular a demanda de mercado pela
definição acima não é uma tarefa simples, envolve somar funções que podem ser muito
diferentes, o que nem sempre é fácil. Um outro problema com a demanda de mercado
conforme definida na equação (57) é que ela depende da distribuição de renda. Mesmo que os
preços estejam constantes pode haver uma mudança na demanda agregada devido a uma
mudança na forma como a renda é distribuída, o que complica, ainda mais, a análise da
demanda de mercado.
Uma maneira de trabalhar com demanda de mercado sem ter de enfrentar os
problemas acima é imaginar que existe um indivíduo capaz de representar todos os outros, de
forma que a demanda deste indivíduo passa a ser a demanda de mercado. Desta forma, pode-
142
se avaliar efeitos de mudanças nos preços sem ter-se de somar demandas nem se preocupar
com a distribuição de renda, basta assumir-se que toda a renda pertence ao consumidor que
representa a sociedade.
O consumidor representativo é aquele cuja preferência representa toda a sociedade,
quando se trabalha com consumidor representativo a demanda de mercado passa a ser dada
por:
(58) )M,p,p(x)m,...,m;p ,p(X
n
1i
21
1
in1211
=
=
onde M =
)59( m
n
1i
i
=
1.9 A CONSTRUÇÃO DA CURVA DA DEMANDA MARSHALIANA INVERSA E O
EXCEDENTE DO CONSUMIDOR
A
Figura 7,
parte b, expressa a variação na quantidade demandada de A ocorrida
em decorrência de uma variação unitária no preço de A, mantendo a utilidade constante.
143
Figura 7: Demanda Marshalliana e o Excedente do Consumidor
Fonte: BILAS, 1981.
144
Ressalta-se que as curvas de indiferença são traçadas de modo a serem
verticalmente paralelas. Como a mercadoria B representa a moeda, os preços da mercadoria A
são determinados em termos de moeda. Por definição, o preço de uma unidade de moeda é
igual a 1. Neste caso, como
B
UMgx é constante e 1P
B
= , segue
que
BAAABBA
Umgx/Umgxpdx/dxTMgS === , para qualquer
B
x dado, em cada curva de
indiferença.
Deste último resultado, conclui-se que o sistema de curva de indiferença reduz-se a
uma única curva TMS (B para A) que se torna a curva de procura de
A
x , ou seja a curva da
demanda Marshaliana (a curva da procura em forma de reta da
Figura 7
(b) é adotada apenas
para efeito de simplificação). Neste caso, a curva de procura deve ter elasticidade igual a
unidade, já que BA=DE é o que se despende com a mercadoria
A
x nos dois pontos de
equilíbrio indicados em A e E na
Figura 7
(a). Se o consumidor está no ponto A, com renda
M e a estrutura de preços dada pela linha de orçamento MM’, ele compra A
1
, despendendo
AB com a mercadoria A e OB em outras mercadorias. O preço é
,
A1
OM/OMP = , que é a
inclinação da curva de indiferença 2 em A, onde
ABA
pTMgS = . Como as inclinações das
curvas de indiferença em A e C são iguais, e iguais a inclinação da linha de orçamento MM
,
,
a
BA
TMgS de todas as curvas de indiferença em A
1
é igual a
A1
P . A um preço mais baixo da
mercadoria A, dado pela linha de orçamento MN, o indivíduo se deslocaria para o ponto E,
onde
A2
POM/ON = .
Se o consumidor está em equilíbrio em A, ele está disposto a oferecer um
montante no máximo igual a BC para não ficar sem a mercadoria A, pois a oferta BC não o
deixará em pior situação do que se desprovido da mercadoria A. Note-se que o consumidor
tem igual satisfação nos pontos C e M, ambos sobre a curva de indiferença 1. Ele é, portanto,
indiferente a C ou M, de modo que estaria disposto a oferecer BC para não se ver privado de
A. AC é, assim, o excedente do consumidor em A
1
. Mas AC na
Figura 7
(a) é igual a área
abP
A1
na
Figura 7
(b). Se o preço do consumidor cai para
A2
P , o excedente do consumidor
torna-se EF na
Figura 7
(a) que é igual a área acP
A2
na
Figura 7
(b). A área sombreada da
Figura 7
(b) representa o ganho em excedente do consumidor decorrente da queda de preço.
Desse modo, Marshall (1920) define o
excedente do consumidor
como sendo a
satisfação que se obtém com a compra de uma mercadoria quando o preço pago por ela é
menor do que o que se estaria disposto a pagar para não se privar dela, resultando, dessa
compra um excedente de satisfação. Esse
excedente de satisfação
mede-se economicamente
145
pela diferença entre o preço que o comprador estaria disposto a pagar para não se privar da
mercadoria e o preço efetivamente pago.
Para esse autor, o benefício de uma pessoa pela aquisição, a baixo preço, de coisas
pelas quais pagaria um preço elevado para não se privar delas, pode ser chamado o benefício
que a pessoa tira de suas oportunidades ou da conjuntura. Em outras palavras, para alguns
consumidores o valor da mercadoria excede o preço de mercado, ou seja, eles estariam
dispostos a pagar mais pela mercadoria caso fosse necessário. Desse modo, o excedente do
consumidor é o benefício total, ou valor total que os consumidores recebem além daquilo que
pagam pela mercadoria.
Na
Figura 7 (b)
, note-se que a satisfação obtida por consumir
x
unidades é
representada pela área abaixo da demanda inversa no intervalo entre zero e
x
. O excedente
do consumidor é a satisfação total menos o que paga o consumidor. O excedente dos
consumidores é a quantia que os compradores estariam dispostos a pagar por um bem menos
o valor que eles pagam, de fato. A fórmula para o cálculo do excedente do consumidor é
(NICHOLSON, 1998):
(60) xpdx)x(pEC
x
0
−=
A integral representa todo o ganho dos consumidores, o quanto eles estariam
dispostos a pagar pela quantidade
x
, o termo
x
p
representa o quanto eles pagam. Quando o
preço cai é de se esperar um aumento no excedente do consumidor. Dois fatores explicam este
efeito: em primeiro lugar, com preços menores, aumenta o excedente dos consumidores que já
estavam comprando ao preço anterior. O segundo motivo é que a redução do preço faz com
que entre novos consumidores no mercado (VARIAN, 2003).
Entretanto, Hanley e Spash
apud
Nogueira et al. 1998 afirmam que “não existe
garantia da unicidade de resultado quando da avaliação de mudanças de utilidade usando
medidas monetárias”. Elas podem, por exemplo, variar dependendo da ordem em que certas
mudanças ocorrem. Isso se chama
dependência do caminh
o Assim, a ordem dessas mudanças
pode levar a resultados diferentes em termos de medidas monetárias (para expressar
variações) de bem-estar. Isso acontece particularmente em situações: a) de mudanças de preço
em mais de um produto ou b) mudanças simultâneas de preço e renda. Entretanto, sob certas
condições pode-se assegurar a independência do caminho, isto é, a unicidade da medida
monetária. Por exemplo, para o
caso b
acima, se o efeito-renda (ou elasticidade renda) for
zero, o excedente do consumidor é único. Isso se explica porque elasticidade-renda da
146
demanda igual a zero significa que mudanças na renda dos indivíduos não afetam as
quantidades por eles consumidas.
Ainda segundo os mesmos autores, para o
caso a
, se todas as elasticidades-renda
da demanda dos produtos cujos preços foram alterados se tornarem iguais, garante-se a
unicidade da medida do excedente do consumidor. Isso acontece porque o consumidor irá
ajustar os novos níveis de consumo (quantidades) proporcionalmente. Por outro lado, a
garantia da unicidade da medida do excedente do consumidor por si só não assegura que o uso
das suas “variações” (no excedente do consumidor) como uma medida monetária (proxy) das
mudanças na utilidade (bem-estar do consumidor) leve a interpretações significativas. É
necessário mais do que isso. Para que uma medida desse tipo exista, a utilidade marginal do
dinheiro precisa ser constante. Isto é, a satisfação individual que uma unidade a mais de
dinheiro lhe proporciona seja a mesma, independentemente do seu nível de renda, por
exemplo.
A
independência do caminho
e a utilidade marginal do dinheiro constante
impuseram restrições ao uso empírico da medida de utilidade do excedente do consumidor
Marshalliano, que passou a sofrer críticas.
1.10 A CONSTRUÇÃO DA CURVA HICKSIANA E O EXCEDENTE DO CONSUMIDOR
Por outro lado, Hicks (1956) redefiniu o excedente do consumidor, substituindo a
análise cardinal (utilidade) pela análise ordinal. Ele observou que utilidade marginal do
dinheiro constante significava que as listas de demanda (produtos) do consumidor não seriam
afetadas por mudanças na sua renda real. Para esse autor, isso podia ser realístico e seria
equivalente à existência de efeito-renda pequeno ou negligenciável. Isso resgatou a
praticidade da medida do excedente do consumidor e a sua aplicação dependeria da
complexidade da análise. Assim, para produtos que representassem uma pequena proporção
da renda total, não haveria problemas na medida do excedente do consumidor. Como a análise
ordinal se concentra em mudanças relativas, as medidas monetárias de bem-estar do
consumidor poderiam ser desenvolvidas independentemente das hipóteses de Marshall sobre
preferências (HANLEY; SPASH
apud
NOGUEIRA et al., 1998).
Como visto anteriormente, Hicks (1956) propôs um método alternativo para
resolver o problema de maximização da utilidade do consumidor envolvendo o uso da
função
147
dispêndio E
(NICHOLSON, 1998; NOGUEIRA et al., 1998; SANTANA, 1999; VARIAN,
2003):
{
}
(61) uu(x) sujeito ,xpE Minimizar
ii
==
Isto equivaleria a encontrar o nível de renda mínimo que permitisse “comprar” a
cesta de consumo que proporcionasse o nível constante de utilidade U. A solução deste
problema do consumidor seria:
(62) u) ,p ,p(hx
yxx
*
=
Conhecido pela curva de demanda compensada Hicksiana.
Freqüentemente, é mais conveniente construir o gráfico da curva da demanda
compensada de
1
x simplesmente como uma função de seu próprio preço
1
p , assumindo que
renda m (ou a utilidade) permanece constante. Para mostrar a construção deste gráfico, supõe-
se a existência de apenas duas mercadorias x e y e que a demanda individual pela mercadoria
x é dada por:
(63) u) ,p ,p(hx
yxx
*
=
Na
Figura 8
, a utilidade é mantida constante em
2
u , enquanto o valor de
x
p é
reduzido sucessivamente. À medida que
x
p decresce, a renda nominal do consumidor
individual é efetivamente reduzida para prevenir que ocorra qualquer aumento da utilidade.
Em outras palavras, o efeito da mudança do preço no poder de compra é compensado,
obrigando o consumidor individual a permanecer em
2
u . Reações às mudanças nos preços
incluem, portanto apenas efeito substituição. Se, em vez disso, examinar-se o efeito de
aumento no preço, a compensação da renda será positiva. A renda do consumidor individual
deve aumentar para permitir que o mesmo permanece na curva de indiferença
2
u em
resposta ao aumento do preço.
148
Figura 8: Demanda Hicksiana ou Compensada
Fonte: NICHOLSON, 1998.
A partir da curva da demanda compensada, Hicks (1956) desenvolveu quatro
medidas teóricas para avaliar mudanças no nível de bem-estar do consumidor provocadas por
variações nos preços: variação compensatória (VC), variação equivalente (VE), excedente
compensatório (EC) e excedente equivalente (EE). As medidas de excedente (EC e EE) são
aplicadas para os casos em que os preços variam, mas as quantidades consumidas mantêm-se
constantes. Em contrapartida, as de variação (VC e VE) se aplicam quando o consumidor é
livre para ajustar as suas quantidades depois dessa mudança de preços (HANLEY; SPASH
apud
NOGUEIRA et al., 1998).
As diferenças básicas da VC para a variação equivalente (VE) pela redução no
preço são que na VE: a) a renda decorrente da mudança de preço não é retirada, mas
adicionada; e b) a utilidade do consumidor é mantida no nível mais alto, porém o nível de
149
preço é o mesmo que prevalecia anteriormente à mudança. Cabe observar através da
Figura 9
que as duas medidas, VC e VE seriam as mesmas, caso a elasticidade-renda da demanda pelo
produto fosse igual a zero. Por outro lado, quanto maior for a elasticidade-renda da demanda
pelo produto maior será a diferença entre as medidas de variação (VC e VE) e, em particular,
entre cada uma delas e o excedente do consumidor Marshalliano (HANLEY; SPASH
apud
NOGUEIRA et al., 1998).
Figura 9: Variações Compensatória (VC) e Equivalente (VE) em situação de queda de preço
Fonte: HANLEY; SPASH, 1993.
As outras duas medidas Hicksianas são: excedente compensatório (EC) e
excedente equivalente (EE), representadas graficamente, nas
Figuras 10 e 11
,
respectivamente. O seu uso depende do fato de o produto ser indivisível no seu consumo, i. e.,
as quantidades serem discretas. Essas duas medidas se ajustam mais ao caso dos bens
públicos: os indivíduos não têm como ajustar as quantidades consumidas.
150
Figura 10: Excedente Compensatória (VC) em situação de aumento de quantidade
Fonte: HANLEY;SPASH, 1993.
151
Figura 11: Excedente Equivalente (EE) em situação de aumento de quantidade
Fonte: HANLEY; SPASH, 1993.
Mitchell e Carson (
apud
Nogueira et al. 1998) afirmam que como muitos produtos
ambientais são bens públicos, eles podem ser, apropriadamente, mensurados pelas duas
medidas de excedente (EE e EC) de Hicks (1956). Porém, Freeman (
apud
Nogueira et al.
1998) observa que essas medidas de excedente são muito restritivas e desnecessárias. Ele
acredita que as medidas de excedente e variação de Hicks (1956) sejam idênticas para o caso
dos bens públicos para os casos equivalente e compensatória, respectivamente. Nesse sentido,
as características do bem devem determinar a abordagem; as medidas de excedente são
utilizadas quando a mudança na quantidade é imposta e o consumidor não ajusta livremente a
quantidade consumida.
Não obstante essas medidas serem bem fundamentadas no campo teórico, há
problemas no seu uso em situações particulares. Tentando resolver essa limitação, Freeman
(
apud
Nogueira et al., 1998) aplicou quatro critérios: praticidade, direitos de propriedade
presumidos, unicidade das medidas e sua consistência. Ele concluiu que a escolha das duas
medidas dependerá das características da mudança de bem-estar a analisar. Ainda que elas
sejam consistentes com a definição teórica de bem-estar, nenhuma delas é prontamente
observável a partir de dados de mercado. Isso se contrapõe ao excedente do consumidor
152
Marshalliano que é observável e se encontra entre as duas medidas de variação. Assim, existe
a possibilidade de usar o excedente do consumidor como uma aproximação das medidas de
variação mais rigorosas do ponto de vista teórico (HANLEY; SPASH
apud
NOGUEIRA et
al., 1998).
Nesse contexto, justifica-se o uso da curva de demanda Marshalliana para avaliar
as mudanças no bem-estar dos indivíduos para o caso dos produtos ambientais como a energia
elétrica.
2 TEORIA DA FIRMA
2.1 TECNOLOGIA
Chama-se de produção ao processo de transformação de insumos em produtos. Se
a firma usa
i
j
y unidades de um mercadoria como insumo e produz
0
j
y desta mercadoria como
produto final, então a produção líquida da mercadoria j é dada por .yyy
i
j
0
ji
−= A lista da
produção líquida de várias mercadorias recebe o nome de plano de produção. A viabilidade
tecnológica determina quais os planos de produção são possíveis (NICHOLSON, 1998,
VARIAN, 1992).
Um plano de produção é um vetor
n
m21
R)y ....., ,y ,(y y ⊂= tal que 0y
i
> se i é
um produto e
j
y < 0 se j é um insumo (fator de produção) (NICHOLSON, 1998, VARIAN,
1992).
De posse da definição de plano de produção, utiliza-se
o conjunto de
possibilidades de produção
n
R
Y
⊂
para caracterizar as tecnologias produtivas. Diz-se que
um plano de produção é factível, ou viável, quando .Yy
∈
Qualquer
n
Ry ∈ tal que Yy
∉
é
dito inviável tecnologicamente. Ou seja, por meio do conjunto Y divide-se o espaço de planos
de produção, representado pelo próprio
n
R
, em planos viáveis e inviáveis (VARIAN, 1992).
Uma tecnologia é descrita, em geral, por meio das propriedades de Y. Apresentam-
se a seguir algumas hipóteses utilizadas na descrição da tecnologia (VARIAN, 1992).
1) .0Y
≠
Ou seja, existe alguma produção factível.
153
2)Y é fechado.
3) Y0
∈
(possibilidade de inação). A validade dessa hipótese depende fundamentalmente do
momento do tempo a que se refere.
4)
Free disposal
(disposição livre): .Yyyy e Yy
''
∈
≤∈ Se a empresa puder dispor sem
custo de qualquer insumo, ter insumos excedentes não lhe fará mal algum.
5) Irreversibilidade: YyYy
∉
−
∈
. Um bom exemplo de tecnologia exibindo
irreversibilidade é aquela que inclui o tempo de disponibilidade, já que os insumos devem ser
usados antes de os produtos existirem.
6)Retornos de Escala:
Não-crescentes:
[
]
1,0 YyYy ∈α∀∈α∈ (a tecnologia é divisível )
Não-decrescentes: 1. YyYy
≥
α
∀
∈
α
∈
(a tecnologia é replicável)
Constantes: é uma tecnologia replicável e divisível.
7) Aditividade (ou livre entrada): .YyyYy ,Yy
''
∈+
∈∈ A idéia aqui é de que se dois
planos são factíveis, então é possível instalar duas plantas não interferindo uma na outra e
executar os planos de produção y e y
independentemente. Também, associado à idéia de livre
entrada. Neste caso, expressa-se é a idéia de que se uma firma já instalada produz y e uma
nova firma que produz y
entra no mercado, a produção total será y + y
. O conjunto de
produção agregado precisa satisfazer aditividade para que a livre entrada seja possível.
8) Convexidade:
[
]
1,0 Yy)1(yYy ,Yy
''
∈λ∀∈λ−+λ
∈∈ . Se a inação for possível,
convexidade implica em retornos não crescentes de escala. Basta tomar y
= 0.
9) Y é um cone convexo. Y é um cone se 0 e 0 ,Yy ,Yy
'
≥β≥α∈∈ , implica
em .Yyy
'
∈β+α Fica então claro que essa propriedade surge da hipótese conjunta de
convexidade e retornos constantes de escala.
Um plano de produção Yy
⊂
é tecnologicamente eficiente se não existir
Yy
'
⊂ tal que yy e yy
''
≠≥ . Ou seja, ele é eficiente se não existir alguma maneira de
produzir mais produtos, com os mesmos produtos, ou produzir os mesmos produtos com
menos insumos. Pode-se representar o conjunto de planos tecnologicamente eficientes por
meio de uma função de transformação RR:(.)F
n
→ onde F (y) = 0 se y está na fronteira de
transformação, ou seja se e apenas se y é eficiente (NICHOLSON, 1998; VARIAN, 1992).
Enquanto a função de produção informa o valor escalar máximo da produção em função dos
insumos, a função transformação expressa os máximos vetores da produção líquida
(VARIAN, 1992).
154
Para muitas tecnologias relevantes o conjunto de bens que pode servir de insumo é
diferente do conjunto de bens que são produto final. É comum, então, separar insumos e
produtos no vetor e utilizar números não negativos para denotar os insumos. Assim, tem-se
que )y ,..., y(y
n1
= denota a produção da firma e ) x..., ,x(x
n1
= denota os insumos
utilizados nessa produção.
Um caso particular é o de firmas que produzem um único produto.
2.2 FIRMAS DE PRODUTO ÚNICO
No caso de firmas que produzem um único produto, pode-se representar a
tecnologia através de uma função de produção
++
→ RR:f
n
(VARIAN, 1992).
Neste caso,
{
}
(64) 0)x...., ,x(fy;R)x....,, x,y(Y
n1
1n
n1
≤−∈≡
+
Define-se uma Isoquanta
(Figura 12)
como sendo o conjunto de insumos que
produzem exatamente y unidades de um produto:
{
}
(65) y)x(f 0x)y(Q =≥≡
Figura 12: Isoquanta
Fonte: VARIAN, 1992.
155
Agora, é importante diferenciar a produção total da firma daquela obtida por meio
do emprego da última unidade de insumo. O produto físico marginal
(PMg)
mede a produção
adicional obtida mediante a utilização de uma quantidade adicional de um insumo. À medida
que se utiliza mais de um determinado insumo, cada unidade a mais que for empregada
propiciará adições cada vez menores do produto final (FERGUSON, 2003; NICHOLSON,
1998; PINDYCK; RUBINFELD, 2004; VARIAN, 2003).
Assim, o produto marginal físico de
i
x pode ser expresso da seguinte maneira
(PINDYCK; RUBINFELD, 2004):
(66)
x
y
PMg xde físico inalargm produto
i
xii
∂
∂
==
Em oposição a teoria do consumidor, em que a utilidade marginal do bem carece
de qualquer sentido econômico,
i
x/)x(f ∂∂ é definida como a produtividade marginal física
do x
Então, pode-se escrever a diferencial total de y como:
(67) dx
x
y
.........dx
x
y
dx
x
y
dy
n
n
j
j
i
i
∂
∂
++
∂
∂
+
∂
∂
=
(68) dxPmg.........dxPmgdxPmg dy
nxjxix
nji
+++=
Assumindo-se que na
Figura 12
a produção de uma firma dotada de uma
determinada tecnologia em um ponto da isoquanta seja representada por ) x,x(fy
*
j
*
i
*
= ,
qualquer aumento do insumo 1, tem de ser compensado com a redução do insumo 2 para
manter constante o nível de produção, como a seguir (VARIAN, 1992; PINDYCK;
RUBINFELD, 2004).
(69) 0dx
x
f
dx
x
f
dy
2
2
1
1
=
∂
∂
+
∂
∂
=
A Taxa marginal de substituição técnica (TMST) é definida como:
(70)
Umg
Umg
x/f
x/f
dx
dx
)x(TMST
2
1
x
x
2
1
1
2
12
=
∂∂
∂∂
−== = inclinação da curva de isoquanta
A inclinação de cada isoquanta indica o volume de cada insumo que pode ser
permutado por uma determinada quantidade de outro, mantendo-se a produção constante. Por
outro lado, a taxa marginal de substituição técnica para o insumo 2 mede a quantidade pela
qual se pode reduzir o insumo 2, quando se utiliza uma unidade extra do insumo1, de tal
forma que a produção seja mantida constante. Assume-se que a TMST é decrescente, caindo à
156
medida que se percorre uma isoquanta no sentido descendente (PINDYCK; RUBINFELD,
2004).
A TMST decrescente informa que a produtividade que qualquer unidade de
insumo possa ter é limitada, ou seja, quando aumenta a quantidade de um insumo j processo
produtivo, em substituição a outro insumo i, a produtividade insumo j cai. De outra maneira,
à medida que se percorre uma isoquanta, efetuando uma contínua substituição de insumo j por
i no processo produtivo, o produto marginal de j aumenta e o produto marginal de i diminui
(PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
É importante, ainda, ressaltar que a produtividade física média do insumo
i
x é
dada pela seguinte expressão (VARIAN, 2003):
(71)
x
)x(f
pm
i
x
=
Este conceito é freqüentemente usado como uma medida de eficiência. Por outro
lado, se a firma está usando um vetor x de insumos para y e decide multiplicar todos os
insumos por 0,t
≥
tem-se (VARIAN, 1992; NICHOLSON, 1998):
Retornos constantes de escala se f (tx) = tf(x) para todo t > 0 e todo x.
Retornos crescentes de escala se f (tx) > tf (x) para todo t > 1 e todo x.
Retornos decrescentes de escala se f (tx) < tf (x) para todo t > 1 e todo x.
2.3 MAXIMIZAÇÃO DE LUCROS
Os lucros de uma firma são definidos como receitas menos custos. Supondo que a
empresa produza n produtos dados pelo vetor
y,
e utilize n insumos dados pelo vetor positivo
x. Sejam os preços dos bens produzidos representados pelo vetor p e os preços dos insumos
representados pelo vetor w.
Então, o lucro que a empresa recebe,
π
, pode ser expresso como (VARIAN,
1992):
(72) wxpy
−
=
π
Onde o primeiro termo é a receita e o segundo termo é o
custo. A função lucro está representada na
Figura 13
.
157
Figura 13: Receita Marginal igual ao Custo Marginal para Maximização do Lucro
Fonte: NICHOLSON, 1998.
No curto prazo, o problema de maximização do lucro de uma firma que enfrenta
mercados competitivos tanto para os fatores de produção que utiliza quanto para os bens que
produz pode ser expresso da seguinte forma (VARIAN, 1992):
(73)
y f(x) a sujeito
wxpymax
w),p(
1n
R x)(y,
≥
−
≡π
+
+
∈
A função
(p,w) é chamada de função lucro.
Dado que f (.) é estritamente crescente, tem-se que f (x) = y. Logo, o problema
torna-se:
(74) wx)x(pfmax w),p(
n
Rx
−=π
+
∈
As condições de primeira ordem implicam (VARIAN, 1992):
(75) RmgCmgpPmgx/)x(fp
yyixi
*
i
==ω==∂∂
(76)
p
x/)x(f
i
i
*
ω
=∂∂
158
Onde o valor da produtividade marginal de um fator é igual ao seu preço, ou seja,
um caso particular do caso geral em que a receita marginal é igual ao custo marginal
(VARIAN, 1992; NICHOLSON, 1998).
Neste caso, para cada vetor de preços (p, w) deve existir uma escolha ótima de
*
x
.
A função que fornece a escolha ótima dos insumos como sendo função dos preços é chamada
de função de demanda dos fatores. Esta função é expressa como ( x p, w). Similarmente, a
função w)(p,f(x w)(p, y
=
) é chamada de função oferta da firma (VARIAN, 1992).
Generalizando, pode-se utilizar o Teorema do Envelope para resolver o problema
de maximização do lucro de uma firma que produz uma única mercadoria (VARIAN, 1992):
(77) wx)x(pfmax w),p(
n
Rx
−=π
+
∈
(78) )) ,p(x(f)x(f
p
) (p,
) (p, x x
ω==
∂
ω
π
∂
ω=
ou seja, a função oferta que maximiza o lucro da firma nos preços ). ,p(
ω
Da mesma forma,
Que representa a função demanda do fator x.
De (81) encontra-se ainda, que:
(80) TMT
)x(f
)x(f
ij
j
i
*
x
*
x
j
i
=
ω
ω
=
∂
∂
Que é a condição de primeira ordem para a minimização de custos.
Onde
ij
TMT é chamada de Taxa Marginal de Transformação do bem j, pelo bem i, ou seja,
mede quanto a produção do bem j pode aumentar se for reduzida em uma unidade a produção
do bem i. Desse modo,
ij
TMT é a própria essência do conceito de custo.
Assim, a maximização de lucros implica minimização de custos. Portanto, pode-se
também escrever o problema da forma (VARIAN, 1992):
(81) y) ,w( cpymax w),p(
Rx
−=π
+
∈
As condições de primeira e segunda ordem são, respectivamente,
crescente. é marginal custo o seja,ou )83( 0)y,w( c
e marginal custo ao igual é preço o onde (82) y) ,w( c p
2
yy
y
≥∂
∂
=
(79) )(p, xx-
) (p,
)(p, x x
ω−==
ω∂
ω
π
∂
ω=
159
Por outro lado, o conceito de receita marginal está, diretamente, relacionado com o
conceito de elasticidade da demanda inversa desenvolvido na seção 2.1.9 (NICHOLSON,
1998):
(84) )
1
1(PRmg
)
dyp
ydp
1(pRmg
dy
ydp
pRmg
pyeceitaR
p ,y
y
y
y
η
+=
+=
+=
=
Desse modo, se a demanda é elástica )1(
p ,y
−<η , a receita marginal será positiva,
ou seja, a venda de mais uma unidade do produto não afetará muito o preço, aumentando a
receita total. Por outro lado, se a demanda da firma é infinitamente elástica )(
p ,y
−∞=η , a
receita marginal se iguala ao custo marginal. Neste caso, trata-se de um mercado competitivo,
onde a firma toma os preços. Todavia, se a demanda é inelástica ( )1
p ,y
−>η , a receita
marginal será negativa. Dessa maneira, só obtêm-se aumentos em y através de um grande
declínio de preços, e este declínio causará um decréscimo na receita total (NICHOLSON,
1998).
No caso da maximização de lucro, pode-se expressar a equação 90 da seguinte
maneira:
)86(
1
p
Cmgp
(85) )
1
1(pRmgCmg
p ,y
y
p ,y
yy
η
−=
−
η
+==
Desse modo, a diferença entre o preço e o custo marginal decrescerá, conforme a
demanda da firma se torne mais elástica. No caso da firma tomadora de preços, −∞=η
p ,y
,
então RmgCmgp
=
=
, logo não existe diferença. É importante ressaltar que a expressão
(91) só tem sentido se 1
p ,y
−<η , pois 1
p ,y
−>η implica em custo marginal negativo. Por
isso, as firmas maximizadoras de lucros operam nos pontos onde a curva da demanda é
elástica (NICHOLSON, 1998).
Por outro lado, qualquer curva da demanda inversa tem uma curva de receita
marginal associada. No caso de a firma vender todos os seus produtos a um determinado
preço, a curva da demanda inversa da firma equivale a sua curva de receita média, ou seja, a
160
curva da demanda inversa da firma expressa a receita total por unidade, em outras palavras, o
preço do produto. Por outro lado, a curva de receita marginal mostra a receita adicionada pela
última unidade vendida. No caso usual da curva da demanda inversa descendente, a curva de
receita marginal fica abaixo da curva da demanda inversa, de acordo com a equação (90),
pRmg
<
. Por outro lado, se a demanda da firma é infinitamente elástica )(
p ,y
−∞=η , a
receita marginal se iguala a demanda inversa. Neste caso, trata-se de um mercado
competitivo, onde a firma toma os preços.
2.4 MINIMIZAÇÃO DE CUSTOS
A minimização dos custos de uma firma proporciona outra maneira de analisar o
comportamento da oferta de uma firma. Neste sentido, supõe-se que a firma em questão seja
competitiva no mercado de fatores; i.e., ela toma o vetor de preços dos insumos
n1
w,.......,ww =
como dado. Admite-se, então, que a firma queira produzir y e utilize n
insumos dados pelo vetor positivo x. Então, o problema da firma é (VARIAN, 1992):
(87)
y f(x) a sujeito
x.wmin
y) (w, c
n
RX
≥
≡
+
∈
A função )y,w(c
=
é chamada de função custo.
Se y)(w, x é a solução do problema de minimização de custos, i.e.
)88(
y)x(f a sujeito
x.wmin arg
)y,w( x
n
Rx
≥
≡
+
∈
Se f (.) é estritamente crescente, então f (x) = y.
Ou seja, para cada escolha de w e y haverá alguma escolha ótima de
*
x
que
minimiza o custo de produzir y unidades de um determinado produto e x (w, y) é chamada de
demanda condicional por fatores (insumos).
Generalizando, na Figura 14, pode-se utilizar o Teorema do Envelope para
resolver o problema de minimização de custos de uma firma que produz uma única
mercadoria:
161
Figura 14: Problema de Minimização do Custo de Produção de uma firma competitiva
Fonte: NICHOLSON, 1998.
(89) y)-(f(x)-y) w.x(w, x),( L
λ
=
λ
(90) y) ,w(xx
w
y) ,w(c x),(L
iy) ,w(xxi
ii
ii
==
∂
∂
=
ω∂
λ
∂
=
que representa a demanda
condicional por fatores.
Ainda de acordo com o teorema do envelope, a derivada da expressão de Lagrange
em relação à y informa que custo marginal é igual ao multiplicador de Lagrange:
(91)
x/)x(f
w
y
y) ,w(c
i
i
∂∂
=λ=
∂
∂
Por outro lado, usando-se os multiplicadores de Lagrange para analisar a
minimização dos custos sujeita a uma restrição, diferencia-se em relação a cada uma das
variáveis de escolha,
i
x
, e ao multiplicador de Lagrange
λ
. As condições de primeira ordem
caracterizando uma solução interior
*
x
são:
y)-(f(x)-w.x x),( L
λ
=
λ
0
x
)x(f
i
*
i
=
∂
∂
λ−ω para n ....., 1, i
=
y)x(f
*
=
Logo
i
i
x/)x(f
w
y
y) ,w(c
∂∂
=λ=
∂
∂
162
Desse modo
λ
=∂∂=
∂
∂
i
i
w
x/)x(f
y
y) ,w(c
Como
(92)
p
x/)x(f
i
i
*
ω
=∂∂
, então p
=
λ
.
É interessante notar que as condições de primeira ordem dos problemas de
maximização de lucros e minimização de custos são:
Minimização de Custos Maximização de Lucros
)x(fw
min
x
∂λ= )x(fpw
max
x
∂=
Onde
min
x
denota o vetor que minimiza custos,
max
x
o vetor que maximiza
lucros, é o multiplicador de Lagrange do problema de minimização de custos e os preços
dos bens produzidos representados pelo vetor p.
Usando-se o Teorema do Envelope em (89) tem-se que = c/y. Mostrando que
(sob algumas condições de regularidade) quando
λ
=
=
∂
∂
py/c ,
maxmin
x
x
=
.
Pode-se interpretar as condições de primeira ordem dividindo-se a condição
i
pela
condição j, assim:
)93( TMST
x/)x(f
x/)x(f
ij
j
*
i
*
j
i
=
∂∂
∂∂
=
ω
ω
O lado direito desta equação (93) expressa a taxa marginal de substituição técnica,
ou seja, a taxa à qual um fator j pode ser substituído por um fator i, mantendo-se constante a
quantidade produzida. O lado esquerdo da equação reflete o custo de oportunidade do fator j
poder ser substituído pelo fator i mantendo o custo constante.
2.5 FUNÇÃO DE CUSTO
Em geral, a função custo pode ser expressa simplesmente como sendo o valor da
demanda condicional de fatores:
(94) y) (x,wx y) (x, c
≡
Isto quer dizer que o custo mínimo para se produzir y unidades é igual ao custo da
maneira mais barata para se produzir y.
No curto prazo, o produtor pode não ter controle sobre certos gastos cuja expansão
ou redução é impossível de realizar em prazos muito curtos para modificar sua forma de
163
produção. Entretanto, outros fatores de produção podem mais facilmente ter seus gastos
expandidos ou reduzidos em prazos mais curtos. Gastos que não se alteraram no curto prazo
são denominados de
custos fixos
. Os outros gastos que podem ser alterados com o nível de
produção são chamados de
custos variáveis
. Quanto maior o prazo de ajustamento da
produção, mais gastos serão considerados variáveis e sujeitos à decisão do produtor. A longo
prazo, todos os insumos de produção podem ser alterados e, portanto, nenhum é considerado
como custo fixo. No curto prazo, assume-se que a dotação de capital é fixa e, portanto, os
custos de capital são custos fixos.
Assume-se que
f
x
seja o vetor dos fatores de produção fixos, e
v
x , o vetor dos
fatores variáveis. Assim, w pode ser expresso como ), w,w(w
fv
= os vetores dos preços
dos fatores fixos e variáveis. As funções da demanda condicional dos fatores de curto prazo
dependem geralmente de
f
x
, logo, elas podem ser escritas como ) xy, ,w(x
fv
. Então, a
função custo de curto prazo pode ser escrita como (VARIAN, 1992):
(95) xw) x,y,w(xw) xy, (w, c
fffvvf
+=
O termo ) x,y,w(xw
fvv
é chamado de custo variável de curto prazo (CVC), e o
termo
ff
xw
é denominado de custo fixo de curto prazo (CFC).
Note-se que a soma dos custos fixos e variáveis determina o custo total de
produção. O custo total dividido pela produção total determina o custo total médio (ou custo
unitário) de produção (CTme). O custo variável total (CVT) dividido pela produção total
determina o custo variável médio (CVme). O custo variável total (CVT) dividido pela
produção total determina o custo variável médio (CVme). O custo variável adicional que o
produtor terá que incorrer para produzir uma unidade adicional de produto representa, por
outro lado, o custo marginal de curto prazo (Cmg) desta unidade adicional. Ou seja, a
variação do custo total (CT) quando o produto varia em uma unidade.
y
(100) ) xy, ,w(c
CPCmg prazo curto de marginal Custo
(99)
y
xw
CFMeCPprazo curto de médio fixo Custo
y
(98) ) x,y,w(xw
CVMeCPprazo curto de médio iávelvarCusto
(97)
y
) xy, (w, c
CMeCPprazo curto de médio Custo
(96) xw) xy, ,w(xwCTCPprazo curto de totalCusto
f
ff
fvv
f
fffvv
∂
∂
==
==
==
==
+
=
=
164
Figura 15: Curvas de Custo de Produção no Curto Prazo
Fonte: VARIAN, 2003.
Todas estas curvas de custo estão apresentadas na
Figura 15
. Observa-se que elas
apresentam segmentos de custos crescentes que refletem a produtividade marginal
decrescente dos insumos. É importante notar que se está operando com uma escala ou planta
de produção no curto-prazo.
Se o produtor é tomador de preço (ou seja, sua participação no mercado não altera
o preço de equilíbrio vigente), sua receita marginal Rmg (ou seja, o acréscimo de receita
gerada por uma unidade adicional vendida) é igual ao preço unitário de mercado do produto
em questão.
No curto prazo o produtor continuará ofertando, enquanto RTCVT
≤
. Sendo
maximizador de lucro, suas decisões de oferta obedecerão a regra de CmgpRmg
=
=
.
Isto é,
o produtor continuará produzindo até que a receita marginal da última unidade vendida se
iguale ao custo marginal de produzi-la. Se ),y(Cmg)y(p
<
produzir gera lucros marginais
negativos e se
yy
Cmgp >
, continuar ofertando gera lucros marginais positivos.
Note-se que na
Figura 15
, a
curva de oferta é justamente o ramo ascendente da
curva de custo marginal (Cmg) e acima da curva de custo variável médio (Cvme) e que,
enquanto P(y) não for menor que Cmg (y)
i,
,
o produtor terá incentivos para expandir sua
oferta, mesmo no trecho onde o preço unitário é menor que o custo total médio unitário
(CTme) e maior que CVme (
**
1
*
1
YY ). Nesses casos, essa diferença positiva entre P(y) e Cmg
(y) ainda paga parte do montante dos custos fixos e, portanto, reduz também a diferença entre
preço e custo total médio.
165
O lucro marginal positivo obtido nas unidades vendidas com custo marginal
inferior ao preço é denominado de lucro intramarginal (o que permite "recuperar ou retornar"
os custos fixos). Dessa forma, como ressaltado acima, a
curva de curto prazo de oferta de
uma firma
é idêntica ao segmento da curva de custo marginal, acima do ponto de mínimo da
curva de custo variável médio.
A longo prazo, entretanto, receitas marginais menores que custos totais médios,
mesmo que acima dos custos marginais, inviabilizariam a firma, na medida em que
representariam a manutenção de prejuízos na atividade produtiva. Como o aumento da escala
de produção total está associado a uma tecnologia que reduz custos marginais e torna gastos
fixos em capital em custos variáveis, é possível identificar uma curva de
custo marginal de
longo prazo
(CMgLP).
Neste sentido, quando todos os fatores são variáveis, a firma otimizará a escolha
de .x
f
Assim, a função custo de longo prazo depende, apenas, dos preços dos fatores e do
nível de produção como indicado antes.
Pode-se expressar a função de longo prazo em termos da função de custos de curto
prazo da seguinte maneira: assume-se que y) ,w(x
f
seja a escolha ótima dos fatores fixos, e
considera-se que ))y,w( xy, ,w(xy) ,w(x
fvv
= seja a opção ótima de longo prazo dos fatores
variáveis. Assim, a função custo de longo prazo pode ser escrita como (VARIAN, 1992):
(101) ))y,w( xy, (w, c)y,w(xw)y,w(xwy) (w, c
fffvv
=+=
A função de longo prazo, também, pode ser utilizada para definir conceitos
similares aos definidos acima (VARIAN, 1992):
y
(103) y) (w, c
CmgLP:prazo longo de marginal Custo
(102)
y
y) (w, c
CMeLP :prazo longo de médio Custo
∂
∂
=
=
Desse modo, o custo médio de longo prazo é igual ao custo variável médio de
longo prazo, pois todos os custos são variáveis no longo prazo (VARIAN, 1992).
A
Figura 16
apresenta uma indicação da construção da curva de custo marginal de
longo prazo (CmgLP) que, também, é a
curva de oferta de longo prazo
. Esta corta no ponto
de mínimo, a curva de custo médio de longo-prazo (CMeLP) que é a envoltória de todas as
curvas de custo médio de curto-prazo e se situa abaixo da curva de custo marginal de curto
prazo, nos pontos onde esta curva de curto prazo intercepta a curva de custo total médio de
curto prazo (CMeCP).
166
Figura 16: Curvas de Custo de Produção de Longo Prazo
Fonte: VARIAN, 2003.
No nível de produção
e
i
Y temos a igualdade: CMgLP= CMgCP=CMeLP =
CMeCP. A curva de oferta de longo prazo representa os custos médios mínimos de curto
prazo onde, a quantidade de fatores fixos é ótima, isto é, aquela que maximiza o lucro no
curto prazo.
A agregação das curvas individuais de oferta para gerar a curva de oferta de
mercado não é, simplesmente, a soma horizontal das curvas individuais, como no caso da
agregação de curvas de demanda. A demanda por insumos de certas firmas com alto nível de
atividade pode ser relativamente alta em relação ao total demandado por aqueles insumos e,
assim, os preços dos insumos demandados podem variar. Dessa forma, a soma horizontal das
curvas de oferta individuais não se aplica no processo de agregação.
A curto prazo, com os aumentos de preço dos insumos, a curva de custo marginal
das firmas torna-se mais acentuada para cima e para esquerda e, portanto, resultando em uma
curva de oferta de mercado menos elástica.
A longo prazo, entretanto, aumento dos preços dos produtos e/ou de insumos no
curto prazo incentivará a entrada de novos produtores que tornariam, então, mais elásticas as
curvas de oferta de mercado.
167
2.6 O EXCEDENTE DO PRODUTOR
Quanto ao excedente do produtor, a medida é análoga ao conceito de excedente do
consumidor e pode ser entendido como a diferença entre o preço de mercado recebido pelo
produtor e o custo marginal da produção da unidade do produto, no caso do produtor
individual. Para o caso do mercado (
Figura 17
), o excedente do produtor está representado
pela área abaixo do preço de equilíbrio competitivo P e acima da curva de oferta do mercado
S, entre os níveis de produção 0 e X (MANKIW, 1998; VARIAN, 2003; PINDYCK;
RUBINFELD, 2004).
Figura 17: Excedente do Produtor
Fonte: NICHOLSON, 1998.
Existem outras formas de pensar no excedente do produtor. Supondo que o
produtor venda um bem discreto ao preço
1
p . Então, se o custo marginal de produzir uma
unidade do bem é
1
CMg , isso fornece ao produtor um excedente igual a .CMgp
11
− Se o
produtor vender uma segunda unidade a um preço maior
2
p com custo marginal
2
CMg , lhe
dá um excedente igual a
22
CMgp − associado a essa unidade.
Quando se somam os custos marginais para cada nível de produção desde
0
q a
n
q ,
descobre-se que esta soma é igual ao custo variável total para a produção de .q
n
Os custos
marginais refletem os incrementos de custos associados aos acréscimos de produção; uma vez
que os custos fixos não variam com a produção, a soma de todos os custos marginais deve ser
igual a soma dos custos variáveis da empresa (PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
168
Ao se adicionar este excedente para n unidades que o produtor vende, obtém-se o
excedente total do produtor (VARIAN, 2003):
(106) dy)Cmgp(EP
y)dy,w(cypEP
(104) CVREP
CMgpCMgpCMgpEP
y
0
y
0
y
nn2211
−=
∂−=
−=
−+−+−=
O excedente do produtor está relacionado com o lucro, não sendo, porém iguais
entre si. O excedente do produtor subtrai da receita apenas os custos variáveis, enquanto que o
lucro subtrai os custos fixos e os variáveis (PINDYCK; RUBINFELD, 2004).
Excedente do produtor = EP = R – CV
Lucro =
π
= R – CV- CF (107)
Então, pode-se reescrever a condição de operação da firma (no curto prazo) como
sendo a de que o excedente do produtor seja positivo )CVR(
>
. Desse modo, a firma pode
operar no curto prazo mesmo que o lucro seja negativo. No longo prazo, ela só produz se o
preço (receita média) for maior ou igual ao custo médio (custo variável médio), ou seja, se o
lucro for não-negativo. Segue-se, portanto, que, no curto prazo, quando os custos fixos são
positivos, o excedente do produtor é sempre maior do que o lucro.
A dimensão do benefício das empresas com o excedente do produtor dependerá de
seus custos de produção. Empresas de alto custo têm menor excedente do produtor, e
empresas de baixo custo têm maior excedente. Somando-se os excedentes de todas as
empresas, pode-se determinar o excedente do produtor para o mercado (MANKIW, 1998).
Conforme pode ser visto na
Figura 17
, a curva de oferta do mercado começa no
eixo vertical em um ponto, representando o custo variável médio da empresa de menor custo
do mercado. O excedente do produtor é representado pela área sombreada situada abaixo do
preço de mercado do produto acima da curva da oferta entre os níveis de produção 0 e X
(MANKIW, 1998).
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