Universidade Federal do Rio Grande do Sul

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO SUL
FACULDADE DE CIÊNCIAS ECONÔMICAS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ECONOMIA
ASPECTOS CONCEITUAIS E METODOLÓGICOS DO ATUAL REGIME
TARIFÁRIO E O EQUILÍBRIO ECONÔMICO E FINANCEIRO DAS
DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA
Vlamir Almeida Ramos
Porto Alegre, 2003
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO SUL
FACULDADE DE CIÊNCIAS ECONÔMICAS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ECONOMIA
ASPECTOS CONCEITUAIS E METODOLÓGICOS DO ATUAL REGIME
TARIFÁRIO E O EQUILÍBRIO ECONÔMICO E FINANCEIRO DAS
DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA
Vlamir Almeida Ramos
Orientador: Prof. Dr. Stefano Florissi
Dissertação apresentada ao Programa de
Pós-Graduação em Economia da Faculdade
de Ciências Econômicas da Universidade
Federal do Rio Grande do Sul como
requisito parcial para a obtenção do Grau
de Mestre em Economia (Modalidade
Profissionalizante)
Porto Alegre, 2003
DEDICATÓRIA
Para minha esposa, Vera e meu filho, Vitor, sem os quais me faltaria o estímulo para a
persistência na jornada do constante aprendizado.
Para meus pais, os quais plantaram em minha personalidade os valores fundamentais
que norteiam minhas ações ao longo da vida.
AGRADECIMENTOS
Durante o desenvolvimento deste trabalho inúmeros profissionais do setor elétrico, em
particular da Rio Grande Energia S.A. (RGE), contribuíram para meu aprendizado sobre os
detalhes de tão complexa atividade e para a estruturação do meu pensamento sobre o tema
estudado. Agradeço especialmente ao Sr. Sidney Simonaggio, Presidente da Rio Grande
Energia S.A. (RGE) que me guiou pelos meandros do setor elétrico durante meus primeiros
passos.
Agradeço à Sra. Rosemeri Paes e à Sra. Luciane Castro, as quais com sua aptidão
organizativa e agilidade logística viabilizaram a obtenção de literatura em tempo adequado e
me apoiaram na formatação dos textos.
Agradeço ao Professor Stefano Florissi, orientador deste trabalho, que, com
objetividade e contínua motivação, inspirou-me a concluir o presente projeto.
SUMÁRIO
RESUMO
ABSTRACT
1 INTRODUÇÃO..................................................................................................................... 10
2 CONCEITOS-CHAVE DA TEORIA ECONÔMICA DA REGULAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA............................................................................................................................... 15
2.1 OS OBJETIVOS DA REGULAÇÃO TARIFÁRIA PARA O SETOR ELÉTRICO .... 16
2.1.1 Objetivos de Eficiência Econômica................................................................................. 16
2.1.2 Objetivos Sócio-Políticos ................................................................................................ 17
2.2 A RAZÃO DA REGULAÇÃO ......................................................................................18
2.3 A ELASTICIDADE DA DEMANDA E A DISCRIMINAÇÃO DE PREÇOS ............24
2.4 CARACTERÍSTICAS SOCIAIS E JURÍDICAS DO MERCADO REGULADO DE
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA..................................................................... 27
2.5 O EQUILÍBRIO ECONÔMICO E FINANCEIRO........................................................ 31
2.6 OS REGIMES DE REGULAÇÃO TARIFÁRIA .......................................................... 32
3 O REGIME TARIFÁRIO BRASILEIRO E A EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL
RELEVANTE........................................................................................................................... 37
3.1 A EVOLUÇÃO DA CRISE PRÉ-REFORMAS DO SETOR ELÉTRICO
BRASILEIRO....................................................................................................................... 40
3.2 A REFORMA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO................................................46
3.3 O REGIME TARIFÁRIO EM VIGOR NO BRASIL ....................................................50
3.4 O REGIME TARIFÁRIO DO REINO UNIDO.............................................................53
3.5 O REGIME TARIFÁRIO NORTE-AMERICANO....................................................... 54
4 CRÍTICA À ATUAL METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA ............................... 59
4.1 O REGIME REVENUE CAP BRASILEIRO ................................................................ 60
4.2 A LÓGICA DO RETORNO SOBRE O CAPITAL INVESTIDO................................ 63
4.3 A DETERMINAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA (BRR) ...65
4.3.1 Referência para uma BRR ............................................................................................... 66
4.3.2 Valor do Ágio Pago no Leilão da Privatização ............................................................... 67
4.3.3 Critérios de Valorização para a Base de Remuneração................................................... 73
4.4 ESTRUTURA E REMUNERAÇÃO DOS CAPITAIS A REMUNERAR ................... 79
4.4.1 Estrutura dos Capitais a Remunerar ................................................................................ 79
4.4.2 A Remuneração dos Capitais Empregados...................................................................... 88
4.5 PRODUTIVIDADE DAS DISTRIBUIDORAS E SEU COMPARTILHAMENTO
COM OS CONSUMIDORES (“FATOR X”) ......................................................................91
4.6 CASO ESPECÍFICO: A EVOLUÇÃO DA RENTABILIDADE DAS
DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA................................................................94
4.6.1 O Caso Rio Grande Energia - RGE ................................................................................. 94
4.6.2 Estudo Sobre a Rentabilidade das Distribuidoras de Energia Elétrica pela ABRADEE 97
5 CONCLUSÕES ................................................................................................................... 102
GLOSSÁRIO.......................................................................................................................... 106
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................109
ANEXOS ................................................................................................................................ 116
LISTA DE QUADROS
Quadro 1: Simulação do WACC sem “Alavancagem” ............................................................ 81
Quadro 2: Simulação do WACC com “Alavancagem”............................................................ 82
Quadro 3: Simulação do WACC com “Alavancagem” e impostos.......................................... 84
Quadro 4: Estrutura de Capital Assumida ................................................................................ 88
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Brasil – Evolução das Tarifas de Eletricidade........................................................ 41
Tabela 2 - Investimentos no Setor Elétrico Nacional ..............................................................43
Tabela 3 – Setor de Energia Elétrica ........................................................................................ 44
Tabela 4 – Perfil do Endividamento do Setor Elétrico.............................................................44
Tabela 5- Fontes e Usos de Terceiros do Setor Elétrico........................................................... 45
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Equilíbrio de Curto Prazo da Distribuidora (“Monopólio Puro”)........................... 19
Figura 2 – Comparação de Preço e Nível de Produção a Longo Prazo....................................20
Figura 3 – Equilíbrio de Longo Prazo da Distribuidora de Energia Elétrica ...........................21
Figura 4 – Soluções de Regulação para o Monopólio Natural ................................................. 23
Figura 5 – Agentes do Setor ..................................................................................................... 50
Figura 6 – Efeito da Alavancagem sobre o Valor das Ações da Empresa ...............................85
Figura 7 – Composição da Receita Bruta das Distribuidoras...................................................99
Figura 8 – Comparação das Tarifas Locais e Internacionais..................................................100
Figura 9 – Custos da Parcela A não Repassados às Tarifas ................................................... 100
Figura 10 – Retorno das Distribuidoras de Energia Elétrica – Critério AT Kearney.............101
RESUMO
A hipótese central do presente estudo é caracterizada pela avaliação da adequação da
atual metodologia de revisão tarifária utilizada pela agência reguladora (ANEEL) face ao
conceito regulatório fundamental de estabelecer o equilíbrio econômico e financeiro das
concessionárias de distribuição de energia elétrica. O enfoque adotado está voltado para o
objetivo de eficiência produtiva, ou seja, a maximização do uso dos recursos e do retorno do
capital investido sob o ponto de vista de estimular novos investimentos, ponderado pelo
objetivo de eficiência alocativa no sentido social de Pareto-Ótimo. Como instrumento
acessório da avaliação pretendida, apresenta-se uma abordagem alternativa de cálculo da
remuneração dos capitais investidos (funding), para a qual se atribui melhor adequação à
realidade macroeconômica e institucional Brasileira. Seguindo a introdução, o segundo
capítulo é dedicado a resgatar os conceitos-chave da Teoria da Regulação Econômica e sua
relação conceitual com os conceitos microeconômicos. Na terceira etapa do estudo,
apresentam-se sucintamente o atual modelo adotado para o setor elétrico Brasileiro e os
fundamentos históricos que o antecederam, bem como um panorama histórico dos regimes
tarifários norte-americano e britânico. Concentram-se no quarto capítulo as principais
avaliações e comentários, assumindo a hipótese central do estudo, corroborando as conclusões
teóricas com um estudo de caso (RGE) e informações gerais sobre um grupo de
distribuidoras. A última parte sintetiza as conclusões.
ABSTRACT
The central hypothesis of this study is the assessment of the appropriateness of the
current tariff review methods used by the regulating agency (ANEEL) vis-à-vis the
fundamental regulatory concept of establishing the economic and financial balance of
electricity distribution concessionaires. The focus is on achieving the productive efficiency
goal, i.e., the maximization of the use of resources and return on invested capital aimed at
encouraging new investments, weighed by the objective of allocative efficiency in the social
sense of Pareto-Optimal. An alternative approach to the calculation of funding recovery is
presented as an accessory tool for this assessment, to which the best fit for the Brazilian
macroeconomic and institutional reality is assigned. Following the introduction, the second
chapter is designed to revisit key-concepts of the Economic Regulation Theory and its
conceptual relationship with microeconomic concepts. In the third step of the study, the
current model used for the Brazilian electricity sector and the historical background are
briefly presented, as well as a historical overview of the North-American and British tariff
regimes. The main assessments and comments are presented in the fourth chapter, assuming
the central hypothesis of the study, confirming the theoretical conclusions with a case study
(RGE) and general information on a group of concessionaires. The last part summarizes
conclusions.
12
1 INTRODUÇÃO
O problema da energia está presente em toda a história do desenvolvimento
econômico humano, quer como indutor do crescimento quer como restrição do sistema
produtivo. Em particular, a evolução da geração, transmissão, distribuição e comercialização
da energia elétrica não pode ser dissociada da história econômica e social brasileira. Da
pioneira iluminação da estação central do Rio de Janeiro em 1879 até a crise de racionamento
em 2001, as preocupações acerca da energia elétrica estão presentes na agenda de todos os
governos brasileiros e no orçamento de todos os agentes econômicos.
Na esteira da desregulamentação do mercado de energia elétrica mundial, o governo
brasileiro iniciou a reestruturação desse setor durante a década de 90 com medidas inéditas na
história. A idéia era atrair capitais privados que substituíssem o Estado no atendimento da
demanda por geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, preservando-o para as
funções sociais básicas, tais como saúde e segurança. Também pretendeu-se desregulamentar
os mercados para que os agentes pudessem satisfazer suas necessidades energéticas de modo
mais eficiente em um mercado mais competitivo. As privatizações ocorridas ao longo da
segunda metade da década de 90, principalmente na atividade de distribuição, são parte desse
processo.
No entanto, vem-se assistindo a crises de racionamento de energia elétrica, ausência de
novos ingressos de capitais privados em volume necessário, além do fato de algumas
distribuidoras ficarem em delicada saúde financeira. Esse quadro representa um retrocesso do
modelo inicialmente pretendido.
Aqueles que se debruçam sobre a análise e verificação das causas econômicas da
deterioração da saúde financeira de algumas distribuidoras de energia elétrica identificam, em
particular, que a recente experiência nacional de reformas do setor elétrico apresenta uma
escassez de métodos e diagnósticos econômicos mais apurados por parte do órgão regulador,
13
talvez fruto da pouca maturidade e independência decorrente do novo ambiente regulatório
nacional e da ausência de definições claras e fundamentadas na Teoria Econômica. A
conseqüência tem sido a adoção de critérios de regulação do nível e estrutura tarifária por
vezes incompatíveis com a expectativa dos atuais e potenciais investidores. É intuitivo que a
regulação das tarifas determina a capacidade da distribuidora remunerar os capitais
empregados e, desse modo, manter a dinâmica de atrair novos investimentos para suas
atividades.
O presente estudo, portanto, tem como proposição central avaliar a adequação da atual
metodologia e seus aspectos revisionais utilizados pelo órgão regulador para a autorização das
tarifas nos mercados ditos regulados face ao objetivo de estabelecer o equilíbrio econômico e
financeiro das concessionárias e estimular investimentos no setor de distribuição de energia
elétrica. Em outras palavras, optou-se por dirigir o estudo para o lado da firma, em particular
para o objetivo de Eficiência Produtiva. Este trata, no âmbito da empresa, da maximização do
uso dos recursos e do retorno do capital investido sob o ponto de vista de estímulo dinâmico a
novos investimentos para a expansão do sistema elétrico.
É pertinente observar que a melhor metodologia para determinação das tarifas é aquela
que permite integrar todos os objetivos tarifários do setor elétrico, ou seja, seus aspectos
econômicos e sócio-políticos. Contudo, ainda que tal método fosse menos utópico, a sua
complexidade e extensão escapariam ao âmbito do presente trabalho. Assim, dada a sua
importância social, decidiu-se por ponderar o objetivo de Eficiência Produtiva unicamente
com o objetivo de Eficiência Alocativa, ou seja, aspectos relativos à maximização do bemestar social no conceito conhecido por Pareto-Ótimo. Para os demais objetivos, apresentam-se
alguns comentários de fundo ao longo do estudo e das conclusões.
A ausência de uma metodologia de revisão e estruturação tarifária consolidada no país
exigiu um aprofundamento maior quanto aos aspectos econômicos basilares e melhor
definição de conceitos com vistas a eliminar ambigüidades. Assim, dedica-se o segundo
capítulo a uma pesquisa descritiva sobre as premissas teóricas da regulação tarifária e, de
destacada importância, propõe-se uma definição para o conceito de equilíbrio econômico e
financeiro das distribuidoras. Para tanto, utilizam-se os conceitos e ferramentas de análise
econômica, em especial a literatura de Microeconômia, a Teoria da Regulação Econômica e a
Teoria Financeira.
O terceiro capítulo pretende contextualizar sucintamente o modelo atual do setor
elétrico brasileiro e os fundamentos da crise que antecedeu às reformas do setor elétrico em
14
anos recentes. Complementa-se este panorama histórico com a apresentação da evolução dos
regimes tarifários nacionais e a experiência internacional relevante.
O quarto capítulo dedica-se ao exame e à apresentação de argumentos críticos em
linha com a hipótese central deste estudo e, em complemento, coube ainda uma pesquisa
aplicada visando aceitar ou rejeitar tal hipótese central. A análise histórica da rentabilidade de
uma distribuidora do Estado do Rio Grande do Sul, privatizada em 1997 (Rio Grande Energia
– RGE), e informações gerais sobre a rentabilidade de um grupo de distribuidoras de energia
elétrica, desde 1997, desempenharam este papel. Finalmente apresentam-se as conclusões.
15
2 CONCEITOS-CHAVE DA TEORIA ECONÔMICA DA REGULAÇÃO
DE ENERGIA ELÉTRICA
A longa tradição norte-americana referente à atividade regulatória de mercados e
serviços públicos é, naturalmente, uma fonte de referência importante. Já em meados do
século XIX (ver seção 2.6), extensos debates e litígios judiciais exigiam o esclarecimento de
conceitos econômicos e legais subjacentes às concessões públicas.
As características do ambiente econômico de negócios e do sistema jurídico norteamericano e de outros países exigem uma atualização constante das definições regulatórias
em vigor (ver Capítulo 3). Em particular no Brasil, onde as mudanças estruturais dos
mercados ditos regulados (eletricidade, telefonia, estradas, etc.) têm vindo a ocorrer de modo
acelerado ao longo dos últimos anos, a consolidação dos conceitos econômicos e legais
referentes à atividade regulatória de exploração de serviços públicos ainda pode ser
considerada tênue.
Assim, antes de avançar-se para as razões da regulação tarifária, julga-se oportuno
resgatar e sintetizar alguns conceitos fundamentais da Teoria Microeconômica e da Teoria
Econômica da Regulação, em particular para o setor de energia elétrica, com vista a evitar
ambigüidades, aclarar o significado e relembrar aspectos teóricos fundamentais para o
raciocínio e argumentação relativos à hipótese central.
16
2.1 OS OBJETIVOS DA REGULAÇÃO TARIFÁRIA PARA O SETOR ELÉTRICO
Os objetivos gerais da regulação das tarifas elétricas apresentam alguma dispersão na
literatura nacional e internacional. Assim, propõe-se a seguinte definição e classificação para
este estudo: 1
2.1.1 Objetivos de Eficiência Econômica
a) Eficiência Alocativa: Preocupação com a alocação ótima de recursos sob o ponto
de vista da sociedade, ou seja, aspectos relativos à maximização do bem-estar
social no conceito de Pareto-Ótimo (Economia first best);
b) Eficiência Produtiva: Preocupação, no âmbito da empresa, com a maximização do
uso dos recursos e do retorno do capital investido sob o ponto de vista de estímulo
dinâmico a novos investimentos para a expansão do sistema.
Duas observações se fazem necessárias:
a) Conforme avaliação apresentada na seção 2.2, a maximização do uso dos recursos
no âmbito da Eficiência Produtiva não implica necessariamente menor custo e
retorno “justo e adequado” sobre o capital empregado;
b) As definições de Eficiência Alocativa e Produtiva contemplam o conceito de
Externalidades (Custos Sociais), isto é, impactos sobre o bem-estar social devido
às decisões de consumo ou produção de terceiros. Dois exemplos típicos no setor
elétrico são o impacto que uma nova usina de geração de energia pode ter sobre os
hábitos de uma comunidade e o “pico de carga” derivado do uso sincronizado de
energia elétrica em determinados horários. Tais custos devem ser estimados, ou no
mínimo ponderados, quando da apuração do custo de oportunidade da atividade.
1
Os conceitos basilares derivam de Bitu e Born (1996, p. 139 – 140), Munasinghe e Warford (1982, p.
10,11,66,73,79), Vasconcelos e Oliveira (2000, p. 259,260, 295) e Portugal (1988, p. 6).
17
2.1.2 Objetivos Sócio-Políticos
Objetivos Substanciais
O serviço de distribuição de energia elétrica apresenta características próprias, de
ordem econômica e social. Uma vez que essa atividade é considerada um serviço de Utilidade
Pública (“Pró-Cidadão”,ver seção 2.4), existem objetivos substanciais inerentes.
a) Modicidade: As tarifas devem ser razoáveis devido à essencialidade social e
econômica do serviço subjacente;
b) Eqüidade: Estabelece a igualdade de tratamento para os consumidores que se
utilizam do sistema elétrico de modo semelhante;
c) Simplicidade: Devido ao amplo impacto social e econômico do serviço de
distribuição de energia elétrica, o cálculo das tarifas e o fluxo de informação e
cobrança devem ser simples e práticos;
d) Estabilidade: As tarifas devem ser calculadas e aplicadas com vistas a evitar
flutuações excessivas a curto prazo, caso contrário podem prejudicar a sinalização
para novos investimentos e impactar os preços no tecido econômico.
Objetivos Complementares
Alguns objetivos complementares podem ser identificados, apesar de, no entender
deste trabalho,estarem subordinados ao cumprimento dos objetivos de eficiência e os
substanciais. Uma lista não exaustiva é apresentada a seguir:
a) Justiça Social ou Distributiva, particularmente o subsídio tarifário ou a
universalização do serviço aos consumidores de menor renda;
b) Políticas ou ações do setor elétrico, tais como programas de conservação de
energia ou racionamento;
c) Programas econômicos de fomento regional;
d) Políticas ou ações de ordem ambiental.
18
2.2 A RAZÃO DA REGULAÇÃO
A literatura econômica identifica e define situações em que há “falhas de mercado”
(Market Failures),2 tais como o monopólio puro, que implicam violação das condições de
eficiência econômica ótima no sentido de Pareto. Para o monopolista, o preço e a receita
marginal são variáveis endógenas, determinadas pela escolha de produção do monopolista e
difere, fundamentalmente, do desafio da firma competitiva ou de uma economia first best. De
acordo com Vasconcelos (2000, p.179), o grau de monopólio “depende da existência de
barreiras à entrada de firmas concorrentes.” Também, Bitu e Born (1996, p. 90) cita os
principais tipos de barreiras mais comuns à entrada de novos concorrentes, as quais se
resumem: (a) Controle de Fornecimento de insumos básicos para indústria; (b) Barreiras
Legais, como o caso dos monopólios legais do tipo concessão de serviços de utilidade pública
ou patentes e (c) Barreiras de Escala, ou seja, os custos unitários de produção são mais baixos
para uma firma monopolista, do que seriam para várias empresas menores em competição
entre si ou, ainda, a tecnologia possibilita que o mercado como um todo seja abastecido por
uma única firma antes que esta atinja seu custo médio mínimo de produção.
Vale a pena mencionar que, segundo Bitu e Born (1996, p. 21), o monopólio é dito
“natural” quando atende à definição do item (c) supra3. Dentro da cadeia de suprimento de
energia, a atividade de Distribuição classifica-se no caso de monopólio natural clássico, em
que os custos unitários são decrescentes até o limite imposto pelo mercado – muito extenso no
caso do mercado de energia elétrica. Esta situação de Monopólio Natural com característica
de Economia de Escala, presente no setor elétrico, justifica a regulamentação da atividade
pelo Estado.
As Distribuidoras de Energia Elétrica também apresentam a característica de
monopólio puro, pois são únicas na atividade de distribuição de energia elétrica nas áreas
geográficas definidas pela concessão da exploração4. Em outras palavras, não há
concorrentes. Essa característica dos monopólios puros induz a Distribuidora, na ausência de
regulação, a ajustar seu nível de transformação e distribuição de energia elétrica com vistas a
2
Ver o caso de mercados monopolizados em Eaton e Eaton (p. 316-360) , Hirshleifer e Hirshleifer (p .225-256)
e Vasconcelos (p. 179 – 188).
3
Segundo Hirshleifer e Hirshleifer (1998, p. 241), uma curva descendente de custos médios não implica
necessariamente em um monopólio natural. Os custos médios podem estar decrescendo ou crescendo, mas
estarem acima ou abaixo do custo médio dos competidores.
4
Segundo Leftwich (1983, p. 241), o Monopólio Puro caracteriza-se por haver somente um vendedor de um
produto, para o qual não existem substitutos. No caso da distribuição de energia elétrica considera-se, dado o
atual estágio de desenvolvimento no país, que o gás natural ainda não é um bem substituto ou complementar, ou,
alternativamente, a elasticidade – preço ou renda cruzada é praticamente inelástica.
19
maximizar o seu lucro. Conforme demonstra a Figura 1, o monopolista irá maximizar seu
lucro econômico (QM.(PM – CMe) ) ajustando sua produção para o nível que o custo
marginal (CMg) se iguale à receita marginal (RMg )5.
R$/MWh
Demanda
PM
CMe
●
CMe
●
●
CMgLP
RMg
QM
Quantidade MWh
Figura 1 – Equilíbrio de Curto Prazo da Distribuidora (“Monopólio Puro”)
Onde:
PM
= Preço do Monopólio
QM
= Quantidade ofertada pelo Monopólio
RMg = Receita Marginal
CMe = Custo Médio
CMgLP = Custo Marginal de Longo Prazo
Assim, ao passo que se atingi por excesso o objetivo perseguido pela eficiência
produtiva, prejudica-se a eficiência alocativa, uma vez que não se atinge o ponto ótimo no
sentido de Pareto, dado que o preço pago é superior ao que seria possível caso a produção
fosse mais elevada. A sociedade teria maior bem-estar caso mais recursos fossem aplicados na
produção do bem (transformação e distribuição de energia elétrica). A Figura 2 procura
5
Ver Vasconcelos (2000, p. 166) para a dedução dessa igualdade que maximiza o lucro da firma.
20
resumir esse raciocínio comparando o ponto de equilíbrio em condições monopolísticas e
perfeitamente competitivas. A área ABC do triângulo corresponde à perda de Bem-Estar
Social (BES) devido à indústria monopolizada. A área do triângulo BCD corresponde às
perdas do consumidor devido à redução nas quantidades produzidas. A área do triângulo ADC
corresponde às perdas da firma. O equilíbrio do monopólio não é Pareto-Ótimo.
Matematicamente, a perda de BES pode ser representado pela diferença entre as
integrais das funções de Demanda (P(Q)) e do Custo Marginal a Longo Prazo (CMgLP(Q)),
como segue.
BES (Q) =
∫
Qc
Qm
P (Q). dQ -
∫
Qc
Qm
CMg (Q). dQ
R$/MWh
CMgLP
B
●
PM
D
Pc
C
●
A ●
Demanda
RMg
QM
Qc
Quantidade MWh
Figura 2 – Comparação de Preço e Nível de Produção a Longo Prazo
Onde:
PM = Preço do monopólio
Pc = Preço em condições competitivas
QM = Quantidade ofertada pelo monopólio
Qc = Quantidade ofertada em condições competitivas
21
Uma outra conclusão importante para as reflexões que se seguem é que o equilíbrio da
indústria monopolizada não é caracterizado por prejuízos econômicos (lucro infranormal). A
decisão de curto e longo prazo da firma monopolista que enfrenta prejuízos econômicos é
alterar a capacidade de produção ou, a exemplo das firmas competitivas, abandonar a
indústria (shutdown decision), respectivamente6. A Figura 3 pretende resumir essa afirmação.
R$/MW
Demanda
CMgcp1
CMecp1
P1
CMe1
●
P2
●
CMe2
●
CMgcp1
●
CMecp2
●
●
Q1
Q2
CMgLP
RMg
Quantidade MWh
Figura 3 – Equilíbrio de Longo Prazo da Distribuidora de Energia Elétrica
No momento inicial, a firma produz a quantidade Q1 e obtém o lucro máximo Q1.(P1
– CMe1). Suponha-se que o custo marginal de longo prazo (CMgLP) seja igual à receita
marginal (RMg) em Q2. O novo patamar de produção será ajustado para Q2, onde a planta
ótima apresenta lucro máximo de Q2.(P2 – CMe2). O objetivo de eficiência alocativa
continua não sendo atingido7 enquanto o objetivo de eficiência produtiva é atendido por
excesso. Outro fator agravante da ineficiência alocativa é que o CMe1 e CMe2 não são os
custos médios mínimos e, deste modo, o Bem-Estar Social não é maximizado.
Cabe observar também que, no curto prazo e se o preço for igual ou superior ao custo
variável médio, a firma continuará a produzir. No entanto, a firma pode apresentar custos
médios de longo prazo superiores ao preço em virtude dos custos elevados, mercado
6
Esta última situação é a resultante para o setor elétrico, uma vez que o aumento de transformação e distribuição
estão condicionadas ao crescimento do mercado (não- gerenciável) e as tarifas são reguladas pela ANEEL.
7
A quantidade que satisfaria esta condição corresponde ao ponto onde a curva de Demanda é seccionada pela
curva de custo marginal de longo prazo. Em condições perfeitamente competitivas, a planta será ajustada para o
volume onde os custos marginais de longo e curto prazo e o preço se igualam.
22
relativamente pequeno ou ambos. Um importante alerta deve ser feito nesse ponto. Como
pontifica Leftwich (1983, p. 247), “há uma falsa idéia bastante comum de que um
monopolista obtém lucros. Se isso acontece ou não, dependerá sempre da relação entre a
curva de procura no mercado e o custo”. Desse modo, o monopolista pode maximizar seu
lucro no ponto em que o CMg iguala a RMg ou pode minimizar o seu prejuízo se o custo
médio de longo prazo for superior ao preço definido pela função Demanda no ponto em que
CMg iguala a RMg. Conforme ver-se-á adiante, quando se analisar a composição dos custos
totais de uma distribuidora, tal atividade apresenta características de custo – como o custo
dos capitais empregados – que podem conduzi-la a tal situação. Também alerta Vasconcelos
(2000, p. 187-188) que o monopólio natural pode apresentar esta característica, o que pode
conduzir a firma a abandonar sua atividade. Duas políticas são sugeridas por esse autor para
equilibrar o lucro econômico e torná-lo igual a zero. A primeira é subsidiar ou complementar
a tarifa com base na diferença entre o preço competitivo (Pc) pretendido e o custo médio de
longo prazo (CMeLP). Essa solução permitiria que a firma produzisse ao nível (Qc)
considerado satisfatório sob o ponto de vista de Eficiência Alocativa. A segunda sugestão é
fixar o preço (Ps) máximo no ponto do cruzamento da curva de demanda com a curva do
custo médio (CMeLP). Essa política leva a um volume de produção (Qs) inferior8 à produção
eficiente (Qc) e, por isso, é denominada Second Best. A Figura 4 apresenta essas soluções.
8
Ou superior, depende da posição da curva de Custo Médio de Longo Prazo em relação à Curva de Demanda.
23
P
CMgLP
CMeLP
Ps
●
Pc
●
●
Pm
Demanda
Qm
Qs Qc
Q
Rmg
Figura 4 – Soluções de Regulação para o Monopólio Natural
Contudo, considerando a natureza social da energia elétrica (ver seção 2.4), parece
razoável supor que a sociedade terá melhor BES caso sua necessidade plena por energia
elétrica seja satisfeita, ainda que sujeita à solução da equação do subsídio ou tarifação
complementar.
A solução Second Best no exemplo representado pela precificação pelo Preço Médio,
pode conduzir à escassez de oferta ou, como já se conhece, ao racionamento e suas
implicações. O cenário de produção em excesso também implica ineficiência alocativa. É
relevante mencionar que o objetivo da regulação é, exatamente, eliminar as deficiências
econômicas do monopólio e não substituí-las por novas.
Ambas as sugestões merecem a crítica quanto à ausência de incentivo para o
monopolista otimizar os custos ou investimentos e evitar o Efeito Averch-Johnson9, dado que
os custos incorridos são subsidiados ou repassados ao preço final. Essas soluções devem ser
complementadas com algum mecanismo que permita maior eficiência (ver seção 4.5).
Como constatou-se, o monopólio puro e natural pode permitir a obtenção de taxas de
retorno excessivas ou insuficientes, quando comparadas ao lucro econômico normal, e
ocasionar deficiências alocativas ou de produção. Para restabelecer as condições competitivas
24
sob o ponto de vista de Eficiência Alocativa e de Produção, é aceitável a interferência do
Estado visando retomar, tanto quanto possível, o funcionamento do mercado. A atividade de
regulação pretende ser o mecanismo desse restabelecimento.
2.3 A ELASTICIDADE DA DEMANDA E A DISCRIMINAÇÃO DE PREÇOS
A apuração do nível geral de tarifas (“nível tarifário”) relaciona-se com a viabilidade
econômica da distribuidora e o binômio preço e custo médio tem papel fundamental. Nas
seções 2.1 e 2.2 resgataram-se alguns conceitos microeconômicos importantes relacionados
com a Eficiência Alocativa e Produtiva assumindo uma determinada curva de Demanda,
contudo, sem analisar a possibilidade de discriminar preços e estabelecer uma nova estrutura
de tarifas (“estrutura tarifária”).
A seguir, pretende-se discutir ainda que sem uma
profundidade exaustiva, dada a extensão do assunto, um conceito importante para avaliação
da hipótese central: a discriminação de preços e a distorção causada pelos subsídios cruzados.
Discriminação de Preços
Como Leftwich (1983, p. 244) ensina, a receita marginal é igual ao preço menos a
razão entre o preço e a elasticidade da procura a um determinado nível de demanda, ou seja,
RMg = p – p│ε│. Daí, pode-se inferir que, quanto mais elástica for a elasticidade- preço,
mais próximos são o preço e a receita marginal. Ao nível de demanda onde a ε = 1, a receita
total é máxima e a receita marginal é zero. Essa conclusão conduz a que se reflita sobre a
possibilidade de a concessionária separar e precificar seu produto em um ou mais segmentos
de mercado (“Discriminação de Preços”)10 com vistas a maximizar seu lucro11. Como
exemplo de discriminação de preços no setor elétrico, podem-se citar os segmentos de
mercado referentes aos consumidores de baixa renda (residencial) e os consumidores
denominados “eletrointensivos” (industrial), os quais são mais sensíveis às tarifas praticadas
devido à participação desse tipo de serviço na renda familiar ou no custo de produção,
9
O Efeito Averch-Johnson relaciona-se ao uso excessivo de capital pela firma devido à atratividade da taxa de
retorno permitida.
10
Segundo Eaton e Eaton (1995, p. 339) “A discriminação de preços são atraentes para qualquer firma com
algum grau de poder de mercado – ou seja, qualquer firma com alguma capacidade de estabelecer seu próprio
preço”.
11
Para maximizar os lucros, a receita marginal de cada mercado ou segmento devem ser iguais entre si e iguais
ao custo marginal da produção total do monopolista. Ver Leftwich (1983, p. 256) e Eaton e Eaton (1995, p. 341).
25
respectivamente. Tomando por fundamentado este conceito, as tarifas de energia elétrica
deveriam ser estabelecidas nos níveis inversos ao grau de elasticidade da demanda12.
Eaton e Eaton (1995, p. 339) classifica os casos de discriminação em três grupos:
a) Discriminação de preços “ideal”: apesar de ser rara a sua aplicação, a discriminação é feita
individualmente e, desse modo, consegue extrair o lucro máximo de cada consumidor e, por
conseguinte, de todo o mercado;
b) Discriminação de preços comum: o monopolista identifica grupos de consumidores
potenciais e cobra preços separados;
c) Discriminação por “multiparte” ou “blocos”: é o caso em que o monopolista cobra preços
diferentes por quantidades (“blocos”) diferentes de um produto ou serviço.
As concessionárias de energia elétrica utilizam-se comumente da discriminação do
tipo “comum” (por exemplo, “horo-sazonal” ou por hora) e por “blocos”. Um exemplo típico
de aplicação conjunta desses conceitos é a tarifação diferenciada para os “picos de carga” ou
“ponta” devido às externalidades envolvidas. É intuitivo que o consumo de energia elétrica é
maior durante o dia do que à noite, ou certas horas do dia apresentam maior “pico” de
consumo do que outras. A variação do custo marginal devido ao custo de produção e
distribuição de energia em momentos concentrados e a necessidade de investir em potência
calculada pela “ponta” – uma vez que não é possível armazenar energia gerada – justifica uma
diferenciação de tarifa para aquelas horas.
A cobrança de tarifas no Brasil é, usualmente, fixada com base nos seguintes fatores:
(i) classificação do consumidor em relação aos grupos de tensão (grupos A e B); (ii) potência
demandada e efetivamente consumida; (iii) energia efetivamente consumida; (iv) meses do
ano em que é efetuado o fornecimento; e (v) o horário de fornecimento. Esses critérios são
utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o convencional. O Anexo
A resume a estrutura tarifária típica atual de uma empresa concessionária de energia elétrica
brasileira.
O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do grupo A (aqueles
cuja tensão seja igual ou superior a 2,3 kV), que se enquadrem nessa tarifa ou, conforme o
12
Regra de Ramsey ou a Lei das Elasticidades Inversas. Ver Bitu e Born (1996, p. 37), Viscusi et alli (2000,
p.377) e Brown (1986, p. 39- 43).
26
caso, optarem por esse sistema. Os consumidores desse grupo pagam de acordo com a
potência contratada ou a quantidade de energia efetivamente consumida.
O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do grupo B e aos
consumidores do grupo A que não optarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre
a energia efetivamente consumida sem considerar horário ou sazonalidade.
Subsídios Cruzados
Em virtude da complexidade de calcular e atribuir os custos totais a cada consumidor
ou por razões diversas, como políticas de incentivo industrial ou distributivas, por vezes as
tarifas de energia elétrica discriminadas apresentam distorções que tornam um determinado
grupo de consumidores mais beneficiado do que outros. De acordo cm Brown (1986, p. 3),
um conjunto de preços livre de subsídios “é aquele que nenhum grupo de clientes está
pagando mais do que seu custo individual e a firma regulada cobre todos os seus custos fixos”
(tradução própria). Ainda segundo Brown (1986, p. 3), “uma declaração equivalente é que a
firma regulada atinja o break even com cada grupo de clientes pagando no mínimo o custo
incremental de servi-lo” (tradução própria). A existência de subsídios cruzados pode impedir
que a firma regulada maximize seu retorno, dado seus custos marginais e totais.
Ainda que os Preços de Ramsey (ver nota 12) estejam mais relacionados ao conceito
de custo marginal, e “Preços Uniformes” possam ser ajustados para refletir os denominados
“Custos Comuns”13, algumas técnicas de apuração das tarifas têm sido utilizadas pelos órgãos
reguladores internacionais para a apropriação dos “Custos Comuns”. Essas abordagens são
denominadas “Precificação com Base no Custo”, os quais não possibilitam atingir o objetivo
de eficiência alocativa e são subjetivos devido aos critérios adotados. A abordagem mais
comum, “Custos Totalmente Distribuídos” (Fully Distributed Costs – FDC), procurar alocar
os custos comuns às tarifas com base na proporção de quantidades produzidas ou servidas,
pico de demanda, receita ou custos atribuíveis.
Em conjunto com as técnicas de alocação de “Custos Comuns”, as tarifas são
calculadas com base em “Preços Não-Uniformes”14, tais como “Tarifas em Duas Partes” ou
“Tarifas em Blocos”. Os estudos de precificação pelo lado da demanda exigem uma análise
extensa e fogem do âmbito do presente estudo. Para os fins desta dissertação o que é
13
Ver BROWN (1986, Cap. 3) para um detalhamento técnico dos critérios de apuração dos preços Second-Best.
27
pertinente é que todos esses métodos de cálculo tarifário visam maximizar a produção, ainda
que, por vezes, distantes da Eficiência Alocativa, mas sujeitos ao breakeven da concessionária
(ponto de equilíbrio). Outra conclusão relevante é que, face ao objetivo de Modicidade
Tarifária, nenhuma conclusão sobre a adequação do Nível Tarifário pode ser atingida sem um
estudo adequado das características da demanda e do método de precificação apropriado.
2.4 CARACTERÍSTICAS SOCIAIS E JURÍDICAS DO MERCADO REGULADO DE
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Dada a relação inexorável entre a atividade de distribuição de energia elétrica e o
contexto sócio-jurídico, julga-se oportuno referir os principais conceitos legais pertinentes a
este estudo.
Do Equilíbrio de Interesses entre as Partes
Com base na Constituição Brasileira15, a concessão de distribuição de energia elétrica
pode ser definida como um privilégio concedido pelo Estado a uma empresa para exploração
deste serviço de utilidade pública. A caracterização como serviço público faz com que o
Estado tenha o direito de delegar, conceder e autorizar o fornecimento do serviço; a
organização do mercado está, portanto, embasada em conceitos e princípios do monopólio de
exploração, de fato e de direito.
Segundo Mello (2002, p. 631), “Concessão de serviço público é o instituto através do
qual o Estado atribui o exercício de um serviço público a alguém que aceita prestá-lo em
nome próprio, por sua conta e risco, nas condições fixadas e alteráveis unilateralmente pelo
Poder Público, mas sob garantia contratual de equilíbrio econômico-financeiro, remunerandose pela própria exploração do serviço, em geral e basicamente mediante tarifas cobradas
diretamente dos usuários do serviço”.
É importante observar que, em virtude da natureza jurídica das tarifas públicas,
compete ao Poder Concedente definir regras para seu reajuste periódico, visando à
14
Segundo Brown (1986, p. 65), “precificação não-uniforme é um método de ajustamento de preços no mesmo
mercado para diferentes consumidores de acordo com seus gostos subjacentes para o bem em questão” (tradução
própria).
15
A distribuição de energia elétrica está caracterizada como Serviço Público de competência da União, conforme
determina a Constituição Federal Art. 21 XII item b e de incumbência do Poder Público Art. 175.
28
preservação do valor real dos preços no momento da avença, tanto em relação ao aumento dos
custos dos insumos, como em relação à perda de poder aquisitivo da moeda, fruto de processo
inflacionário. Desse modo, segundo Neto (1998, p. 104-105), “... o poder concedente (não a
concessionária) segue com a prerrogativa de fixar a tarifa que será exigida do usuário, a qual,
portanto, não se insere na liberdade constitucional dos particulares. Daí que também na
concessão não há que se cogitar de tarifa fruto de contrato entre concessionária e usuário do
serviço.”
Paralela e adicionalmente, o regramento tarifário relaciona-se com o conceito de
serviço adequado, previsto no art. 175, parágrafo único, IV da CF/88, e definido pela Lei nº
8.987/95, em seu art. 6º, § 1º, nos seguintes termos:
“Art. 6o Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao
pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas
pertinentes e no respectivo contrato.
§ 1o Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade,
eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade
das tarifas.” (sem grifo no original).
Vê-se, assim, que o direito positivo Brasileiro vinculou, umbilicalmente, a noção de
serviço adequado àquele prestado pela menor tarifa possível, desde que atendidos os demais
critérios enumerados. Julga-se que a definição de Modicidade Tarifária é relativa sob o ponto
de vista da Demanda (ver item 2.3) e deve ser possível de implementação. Esta possibilidade
econômica deve ser avaliada à luz das possibilidades econômicas, em particular, a condição
de breakeven da concessionária e a meta de Eficiência Alocativa.
A condição de breakeven é uma condição predominante. Souto (2000, p. 79-80)
explica que as concessões são contratos de natureza administrativa entre o poder concedente e
um particular (concessionário). Ele enfatiza ainda que cabe ao concessionário “a realização e
exploração, por sua conta e risco, de uma obra ou serviço público, cabendo a este o direito de
remunerar-se através da cobrança de uma tarifa, paga pelo usuário do serviço, sendo o valor
fixado pelo concedente de acordo com a proposta vencedora da licitação”. O citado autor
afirma que “à tarifa cabe, via de regra, remunerar o capital investido, manter o serviço em
operação, aprimorar a tecnologia e proporcionar o justo lucro ao empresário, tudo na forma de
uma política tarifária definida em lei do poder concedente”. Sob esta ótica, tal definição
29
conduz a refletir que o breakeven deve estar presente em qualquer definição de Equilíbrio
Econômico e Financeiro da concessionária.
Para os propósitos deste trabalho, assume-se que os agrupamentos de objetivos SócioPolíticos, Substanciais e Complementares (ver seção 2.1), devem estar subordinados às
definições e objetivos de Eficiência Econômica, sem os quais aqueles não teriam razão de
existir.
Da Definição Do Serviço Prestado
Cabe realçar a diferença entre Serviços Públicos e Serviços de Utilidade Pública. Sob
o ponto de vista legal e conforme ensina Meirelles (2001, p. 307), o conceito de serviço
público não é uniforme na doutrina jurídica. Para aquele autor, a definição de Serviço Público
varia segundo as exigências de cada povo e de cada época. De um modo geral, ele o define
como “todo aquele prestado pela Administração ou por seus delegados, sob normas e
controles estatais, para satisfazer necessidades essenciais ou secundárias da coletividade ou
simples conveniências do Estado”. O que prevalece, segundo o autor, é a vontade soberana
do Estado, qualificando o serviço como público ou de utilidade pública. Aquele autor ainda
propõe a seguinte definição:
“Serviço Público, propriamente dito, são os que a Administração presta
diretamente à comunidade, por reconhecer sua essencialidade e necessidade
para a sobrevivência do grupo social e do próprio Estado. Por isso mesmo, tais
serviços são considerados privativos do Poder Público, no sentido que só a
Administração deve prestá-los, sem delegação a terceiros, mesmo porque
geralmente exigem atos de império e medidas compulsórias em relação aos
administrados. Exemplos desses serviços são os de defesa nacional, os de
polícia, os de preservação da saúde pública”.
Em contrapartida, o mesmo autor, define:
“Serviços de Utilidade Pública são os que a Administração, reconhecendo sua
conveniência (não essencialidade, nem necessidade) para os membros da
coletividade, presta-os diretamente ou aquiesce em que sejam prestados por
terceiros (concessionários, permissionários ou autorizatários), nas condições
regulamentadas e sob seu controle, mas por conta e risco dos prestadores,
mediante remuneração aos usuários. São exemplos dessa modalidade os
serviços de transporte coletivo, energia elétrica, gás e telefone”.
Meirelles (2001, p. 307-308) ainda enfatiza “que o Serviço Público visa a satisfazer
necessidades gerais e essenciais da sociedade, para que ela possa subsistir e desenvolver-se
como tal” enquanto o Serviço de Utilidade Pública “objetiva facilitar a vida do indivíduo na
coletividade, pondo à sua disposição utilidades que lhe proporcionarão mais conforto e bemestar”.
30
Essa diferença de serviço pró-comunidade (Serviço Público) versus serviço prócidadão (Utilidade Pública) é fundamental para uma avaliação imparcial da exploração do
serviço de distribuição de energia elétrica por uma entidade privada. Meirelles (2001, p. 310)
afirma que a regulamentação e controle do serviço público e de utilidade pública caberá
sempre ao Poder Público, qualquer que seja a modalidade de sua prestação aos usuários.
Aquele autor afirma que “o Estado dever ter sempre em vista que serviço público e de
utilidade pública são serviços para o público e que os concessionários ou quaisquer outros
prestadores de tais serviços são, na feliz expressão de Brandeis, public servants, isto é,
criados, servidores do público”.
Das Externalidades
A segregação entre Serviços Públicos e Serviços de Utilidade Pública proposta por
Meirelles está em linha com o conceito subjacente de externalidade econômica na definição
de bens ou serviços públicos proposto pelos economistas. Hirshleifer e Hirshleifer (1998, p.
492) define serviço público como aquele que “seu consumo por alguém não reduz o montante
disponível para outros. Visto de outro modo, prover um bem ou serviço público para alguém
torna possível, sem custo adicional, provê-lo a todos” (tradução própria).
Pelas definições acima, fica claro que o serviço de distribuição de energia elétrica é
um Serviço de Utilidade Pública, pois a energia consumida por um usuário não pode ser
consumida por outro (na verdade, a energia não pode nem mesmo ser armazenada após a sua
geração). Contudo, o setor de eletricidade apresenta diversas externalidades positivas e
negativas, tais como impactos ambientais devido a novas usinas, níveis de consumo que
afetam outros setores da economia tipificados pela escassez de oferta, universalização da
oferta e necessidade de capacidade ociosa para atender a “picos” de consumo. As
externalidades, em maior ou menor grau, não são solucionadas pelos mecanismos de mercado
e merecem a intervenção do Estado no sentido de, por exemplo, regulamentar preços e
planejar níveis de produção adequados. Entende-se que todos os custos sociais originados de
externalidades devem, sempre que possíveis, ser apurados e incluídos no custo total da
exploração.
31
2.5 O EQUILÍBRIO ECONÔMICO E FINANCEIRO
Considerando as discussões e definições já apresentadas, é oportuna a nossa definição
do que se entende ser o “Equilíbrio Econômico e Financeiro” (EEF) da atividade de
distribuição de energia elétrica no âmbito do presente estudo.
EEF é o nível tarifário que permite a recuperação dos custos operacionais e a
recuperação e a remuneração justa e razóavel do capital empregado, decorrente de
investimentos prudentes e pertinentes, e que minimize as perdas do BES no sentido de
Pareto-Ótimo.
A definição que se está propondo merece alguns esclarecimentos adicionais:
a) Esta definição de EEF induz a inexistência de lucro ou prejuízo econômico no
longo prazo. Deriva que se o custo médio de longo prazo for acima ou abaixo do
preço, medidas corretivas devem ser pontualmente tomadas para ajustar o retorno
sobre os capitais empregados (subsídios, redução de oferta, revisão da Estrutura
Tarifária, etc.). Deve-se possibilitar que a distribuidora monopolista permaneça no
negócio, ou seja, que se atenda à “restrição de equilíbrio” (breakeven constraint)16.
Essa restrição de equilíbrio é aquela que, ainda que não seja a Eficiência Produtiva
e Alocativa desejada, possibilita o retorno “justo e adequado” do capital
empregado. Os conceitos de retorno “justo e adequado” e “investimentos
prudentes e pertinentes” serão discutidos no Capítulo 4. Assim:
a. O EEF não implica, necessariamente, atingir a Eficiência Alocativa
(“Pareto-Ótimo”), uma vez que o custo médio pode não ser o mínimo e
nem as quantidades ofertadas serem máximas;
b. O EEF não implica, necessariamente, atingir a maximização do lucro no
âmbito da distribuidora (CMgLP = RMg);
b) O nível tarifário calculado para atender à definição proposta de EEF pode,
eventualmente, não atender ao objetivo de Modicidade Tarifária. A conclusão
sobre o impacto tarifário deve estar suportada por estudos da Demanda e seus
segmentos e do melhor método de alocação dos “Custos Comuns” às tarifas. Tais
16
Segundo BROWN (1986, pág. 41), os preços que atendem às condições citadas são freqüentemente
denominados “Preços de Ramsey”.
32
estudos permitirão concluir sobre a Estrutura Tarifária que mais se aproxima do
BES ótimo. Vale a pena recordar que o próprio conceito de Modicidade Tarifária
é vago e, com base nos estudos pertinentes, deve ser definido;
c) Ainda que se seja sensível à preocupação social de disponibilizar energia elétrica
às camadas mais pobres da população e assegurar o serviço mínimo para a
sobrevivência (lifeline service), a definição apresentada não a abrange. Tal
omissão mais se deve às decisões de qual método empregar para assegurar tal
serviço do que ao mérito subjacente. A conclusão para tal problema encontrar-se-á
entre a distribuição de renda direta via tarifas ou indireta, isto é, via realocação de
recursos intra-sociedade. Essa conclusão foge ao âmbito do presente estudo;
d) A definição que se pretende é imune a qualquer efeito de políticas sociais ou
econômicas com vistas a desenvolver a utilização de energia elétrica em
determinas regiões geográficas ou segmentos populacionais. Tal premissa implica
que, se ocorrerem tais medidas (como, por exemplo, a universalização do
fornecimento), essas devem encontrar compensação tarifária por parte das
distribuidoras;
e) O EEF não implica que a produtividade marginal dos fatores seja máxima. No
entanto, havendo ganhos decorrentes do aumento de produtividade de um ou mais
fatores, tais ganhos devem ser compartilhados com os consumidores após a
condição de recuperação de custos ter sido atendida (volta-se a essa discussão no
Capítulo 4);
f) O EEF está condicionado à aproximação temporal entre os eventos econômicos e
financeiros, com vista a garantir a liquidez da distribuidora.
2.6 OS REGIMES DE REGULAÇÃO TARIFÁRIA
A questão de “como regular” é matéria controversa em diversos países do mundo há
mais de um século. Por exemplo, Viscusi (2000, p. 301) aponta o ano de 1870 como o marco
da regulação econômica nos Estados Unidos por meio das decisões da Suprema Corte
americana quanto à regulação dos monopólios, em particular, em respeito aos “caminhos-deferro” (railroads) que surgiam ao redor do país. A inauguração da regulação do setor elétrico
americano se deu, de acordo com o mesmo autor (p. 361), a partir da “tecnologia para a
33
produção e distribuição de energia elétrica colocada em operação em 1882 na Cidade de New
York, onde Thomas Edson começou a produzir eletricidade...” (tradução própria).
De um modo geral, podem-se classificar os principais regimes tarifários em cinco
tipos17, como segue.
Tarifa pelo Custo do Serviço
Com base no serviço prestado na atividade regulada, o órgão regulador define o nível
e estrutura tarifária com base principalmente nos seguintes custos:
a) Custos Operacionais, particularmente a compra de energia e custos de manutenção
e conservação da rede;
b) Custos de reposição dos bens e instalações e serviço, particularmente o montante
da depreciação;
c) Custos dos capitais empregados.
O Custo Total é apurado a partir das informações de origem contábil ou com base no
custo marginal. Esse método foi amplamente utilizado no Brasil no passado (ver Capítulo 3) e
generalizou-se a partir da experiência norte-americana durante o século XX. Seu ponto mais
crítico refere-se à remuneração dos capitais empregados devido ao critério de cálculo de tal
custo. Normalmente, é estabelecido um percentual de remuneração com base nos bens e
instalações em serviço. Uma vez que a distribuidora caracteriza-se por ser capital – intensiva
–, a definição dessa remuneração é vital. Contudo, existem muitas controvérsias quanto à base
de remuneração (“capitais empregados”) e a taxa de remuneração dos investimentos. Essas
controvérsias serão alvo de análise no Capítulo 4 e, por enquanto, o conceito importante a
realçar é que o retorno autorizado sobre o capital empregado, embutido no custo médio
apurado, deve satisfazer ao EEF.
Tarifa pelo Preço ou Price Cap
17
Ver Bitu (1996, p. 38 – 43), Viscusi (2000, p. 344), Khan (1998, Cap. 3 e 4) e Munasinghe (1982, Cap. 2).
34
As tarifas são apuradas em decorrência da proposta vencedora de uma licitação para
outorga da concessão e considera-se que, naquele momento, a exploração encontra-se em
EEF. As atualizações dos níveis e estruturas tarifárias somente são possíveis de acordo com as
regras e leis de concessão vigentes. As informações podem ser de origem contábil ou com
base no custo marginal.
Esse regime tem sido adotado pelo órgão regulador desde a época das privatizações
como ver-se-á na seção 4.1. Esse regime, que se pretende vigore para o mercado regulado
(“cativo”) adicionado a um fator de compartilhamento de eficiência (“Fator X”) ou até que
um determinado consumidor se torne livre (ver seção 3.2).
Devido à sua natureza
metodológica, esse regime é insensível à rentabilidade da concessionária durante o período
inter-revisional, ou seja, revisões do nível e estrutura tarifária somente são possíveis no
momento da revisão ordinária ou extraordinária das tarifas.
Tarifa pelo Custo Marginal
A conceituação desse regime tarifário origina-se da abordagem correspondente da
Teoria Microeconômica, cujos fundamentos para a regulação foram apresentados na seção
2.2.
O regime de tarifa pelo custo marginal apresenta duas possibilidades: apuração com
base no curto prazo ou no longo prazo. Veja-se o conceito e efeitos de cada alternativa.
O custo marginal de curto prazo é apurado cada vez que houver flutuações expressivas
na composição dos custos, situação típica de países como o Brasil onde o custo da energia e
de capital sofrem alterações bruscas em períodos considerados reduzidos para uma alteração
relevante da estrutura instalada. O Chile adota um critério similar.
O custo marginal de longo prazo (ou de expansão) mantém os olhos em um horizonte
temporal maior, uma vez que a apuração do custo baseia-se no atendimento adicional de
consumo. Informações, tais como o custo marginal de expansão ótima do sistema, custo
estrutural de servir e comportamento da demanda a longo prazo, são incluídas no modelo. A
França adota esse critério. Munasinghe (1982, p. 11) apresenta argumentos ratificadores do
uso desse critério, entre os quais se destaca ser o custo marginal de longo prazo o melhor
mecanismo para sinalizar a alocação futura de novos recursos, um dos objetivos primordiais
das reformas realizadas no setor elétrico nacional.
35
Simultaneamente à escolha da melhor alternativa de custo marginal a ser adotada, o
comportamento do custo médio em relação à Eficiência Alocativa e Produtiva deve ser
ponderado.
Tarifa pelo Passivo ou Funding
A abordagem da tarifação pelo passivo, ainda que rara no contexto mundial18,
apresenta características interessantes sob o ponto de vista de remuneração dos capitais. Na
sua forma pura, todo o passivo remunerável registrado no Passivo no Balanço Patrimonial das
empresas é incluído no cálculo de custos totais, e um valor médio é apurado. O cálculo
também pode basear-se nos custos marginais. A vantagem dessa abordagem é incluir as
parcelas efetivamente incorridas de juros e amortizações dos empréstimos e financiamentos
(capitais de terceiros) e parcela correspondente ao custo dos capitais próprios (dividendos
“justos e razoáveis”), portanto, com enfoque semelhante ao conceito do “fator de recuperação
de capital”, amplamente adotado nos cálculos financeiros. Ainda que a apuração dos custos de
capitais próprios seja matéria controversa, a sensibilidade à remuneração dos capitais
(“capitais a remunerar”) é maior devido ao enfoque adotado. Essa abordagem será retomada e
discutida no Capítulo 3.
Tarifa Integrada
De acordo com Bitu e Born (1986, p. 43), o regime por Tarifa Integrada pretende
atender aos diversos objetivos tarifários para o setor elétrico, ou seja, Econômicos,
Substanciais e Complementares (ver seção 2.1). Apesar de se compartilhar com o mérito do
intuito, parece óbvio a dificuldade de atingi-lo, inclusive pelas restrições e condicionantes já
apresentados anteriormente. Contudo, como regime tarifário ideal pode ser adotado como
referência, ainda que pouco realista, para o desenvolvimento de algumas políticas e métodos
tarifários.
Deste modo, nota-se que sob a perspectiva de equilíbrio econômico e financeiro o
método da Tarifa pelo Price Cap, aliás, adotado de modo similar no Brasil como parte do
novo modelo (ver seção 3.3), é mais propenso a ser insensível às alterações de custos dos
capitais empregados durante o período inter-revisional, podendo ocorrer ganhos ou prejuízos
18
De acordo com a verificação das demonstrações contábeis de 2001, Itaipu Binacional adota um regime
tarifário similar.
36
econômicos nas distribuidoras. Tais alterações são uma realidade em particular no Brasil onde
os custos de energia e de capital são expressivos e voláteis.
O método da Tarifa pelo Custo Marginal de Curto ou Longo Prazo para as
distribuidoras aproxima-se do conceito desejado de Eficiência Alocativa, contudo a condição
de equilíbrio está condicionada ao comportamento da demanda e ao perfil do custo médio,
este último particularmente afetado pelos custos de capital.
O método da Tarifa pelo Custo do Serviço permite capturar os custos operacionais da
distribuidora, contudo deixa a cargo do agente regulador a determinação dos custos de capital
a serem adicionados, podendo ocorrer maior subjetividade na escolha dos métodos e critérios.
Tal era a situação pré-reformas do setor elétrico como explicitado na seção 3.1, que conduziu
a uma situação de pouca aderência entre a política tarifária adotada e a realidade econômica e
financeira das distribuidoras.
O método da Tarifa pelo Funding é particularmente atrativo, uma vez que captura e
agrega de maneira objetiva aos custos operacionais da distribuidora a remuneração e
recuperação dos capitais empregados e propicia maior segurança quanto à obtenção do
equilíbrio econômico e financeiro da concessionária. Esta característica se aproxima de uma
abordagem mais harmoniosa com a dinâmica dos mercados financeiros e de capitais, uma vez
que é mais sensível aos custos e riscos financeiros efetivos dos investidores. Também sinaliza
com maior clareza para os responsáveis pela política tarifária e planejamento do sistema
elétrico os custos reais da atividade e transmite maior clareza quanto às soluções necessárias,
inclusive para fins de modicidade tarifária.
Outra qualidade deste método é sua
compatibilidade com o método do Custo Marginal, principalmente na presença de um cenário
macroeconômico, institucional e setorial mais estável, visando buscar a maximização da
Eficiência Alocativa. No entender deste trabalho, a Tarifa pelo Funding é o método
preferencial para o caso Brasileiro atualmente, em que o custo do capital é elevado e a
volatilidade do seu custo e escassez da sua disponibilidade faz o investidor muito sensível aos
desequilíbrios econômicos e financeiros de curto prazo.
37
3 O REGIME TARIFÁRIO BRASILEIRO E A EXPERIÊNCIA
INTERNACIONAL RELEVANTE
A história da eletricidade no Brasil é longa e diferenciada. A pioneira utilização para
iluminação da Estação Central do Brasil no Rio de Janeiro em 1879, aliás, no mesmo ano em
que Thomas Edison demonstrou a possibilidade da iluminação por meio de lâmpadas
elétricas, ilustra o vínculo que se consolidaria nas décadas seguintes entre o progresso
econômico brasileiro e a evolução do setor elétrico. Por exemplo, o período de 1880 a 1920
assistiu a uma verdadeira explosão na utilização da energia elétrica no Brasil19: iluminação
pública nas principais cidades, adoção pela nascente indústria paulista e surgimento de
diversas escolas de eletrotécnica e de engenharia elétrica. Durante aquele período e até 1930,
o Estado foi pouco intervencionista nas atividades do setor elétrico, como ilustra as
concessões para exploração hidroelétrica regidas pelo Decreto No. 5.407 de dezembro de
1904. Os investimentos privados, em que a São Paulo Railway, Light and Power (conhecida
como “Light”) de capital anglo-americano é a referência maior e inova com projetos, tais
como a geração hidroelétrica e bondes elétricos, enfrentam um crescente nacionalismo,
baseado em conceitos como modernização e progresso, e representava o prenúncio do
intervencionismo das décadas futuras (ver Magalhães(2000, p. 12 e 44)). Segundo Calabi
(1983, p. 95), “a partir da crise de 1930, o Estado, fortalecido pela Revolução e agindo de
forma centralizada, assume gradativamente as funções de principal articulador do processo de
industrialização”. De fato, a Constituição de 1934 introduziu o conceito de intervenção estatal
na exploração de riquezas naturais, como minas e quedas d´água, e marcou a preponderância
das forças denominadas “nacionalistas”, restringindo a presença dos investimentos
estrangeiros. Em julho de 1934, o presidente Getúlio Vargas assinou o Decreto No. 26.234
19
Ver Magalhães (2000, p. 12). O autor apresenta uma evolução histórica do uso da eletricidade no período da
República Velha.
38
promulgando o Código de Águas que passou a regulamentar o setor de águas e energia
elétrica e definiu a propriedade das fontes de energia hidráulica existentes como sendo da
União e centralizou as concessões de exploração, privadas ou não, no Presidente da
República. Segundo Borenstein (1997, p. 71 apud Medeiros, 1993) “o código atribuía ao
poder público o controle sobre as concessionárias de energia elétrica, determinando a
fiscalização técnica, financeira e contábil destas empresas” e “esta cláusula visava atingir as
empresas estrangeiras atuando no Brasil, em especial a LIGHT, acusada de auferir grandes
lucros, via tarifa, além de transferir capitais ao exterior”. Segundo Borenstein (1997, p.71,
apud Medeiros, 1993), os indutores para esta postura intervencionista eram:
a) Movimento mundial nesta direção visando reduzir níveis tarifários;
b) A característica de autofinanciamento do setor permitia a interferência estatal,
realizando os investimentos necessários e evitando a remessa de divisas para o
exterior;
c) As constantes denúncias de lucro excessivo das companhias estrangeiras;
d) O desejo de eliminar autoprodução de energia, por consumidores industriais, via
grupos diesel, devido ao alto preço tarifário.
O período de 1930 a 1945 é caracterizado pelo lançamento das bases institucionais
para o projeto de industrialização brasileira, e a história econômica brasileira assume o ano de
1930 como referência para o início do modelo de substituição de importações20. Este período
é caracterizado por diversas medidas destinadas à consolidação jurídica-institucional do setor
elétrico nacional e o Código de Águas e de Minas de 1934, anteriormente referido, é o marco
deste período. O Código, de cunho fortemente intervencionista, regula praticamente todas as
atividades de exploração e determina as tarifas de serviços públicos. Interessante observar
que, segundo Calabi (1983, p. 123) as críticas que “... o Código das Águas impunha
obstáculos ao desenvolvimento do setor de energia elétrica, estavam mais ligadas ao problema
das tarifas, baseadas no custo histórico e no custo do serviço, gerando uma polêmica em torno
desse problema que se prolongaria até a década de 60”. Segundo aquele autor,o Código de
Águas deixa em papel um tanto quanto secundário o setor hidrelétrico, devido à ênfase dada
ao aproveitamento das forças hidráulicas, embora reconheça certo pioneirismo no tratamento
dado ao setor.
20
De acordo com Fonseca (1989, p. 147) “enquanto os economistas, principalmente os de tradição cepalina,
como Celso Furtado, Ignácio Rangel, Paul Singer e Maria da Conceição Tavares, consagraram a interpretação
segundo a qual a economia brasileira a partir de 1930 passara a ser regida por novo “modelo”.de “substituição de
importações”, em oposição ao “modelo agroexportador” do período imediatamente precedente”.
39
O período de 1946 a 1964 apresenta uma economia brasileira com um parque
industrial avançado e bem diversificado. Apesar do crescente envolvimento dos Governos
Estaduais nas atividades do setor elétrico, havia muitas vozes sugerindo o aumento de
suprimentos de eletricidade, entre elas o próprio Presidente Getúlio Vargas durante seu
segundo mandato. Segundo Calabi (1983, p. 137) “[Vargas] considerava que o aumento da
produção de energia elétrica constituía imperativo do programa de Governo” e “alertava para
o déficit considerável de instalações produtoras de energia elétrica, que poderia agravar-se
com o avanço da industrialização, eletrificação ferroviária e reorganização dos transportes
urbanos”. Tal cenário reforçava, na opinião do Presidente Getúlio Vargas, a necessidade de
intervenção crescente do Estado dado o desinteresse do capital privado em serviços de
utilidade pública21. Havia uma crise de oferta de energia no período 1953 a 1955, embora a
capacidade instalada e a produção de eletricidade apresentassem fortes taxas de crescimento
durante as décadas de 40 e 50 devido ao crescimento industrial acelerado. Novamente, agora
em outro momento, registra-se que “para alguns, esses problemas estão relacionados com a
redução dos recursos próprios das empresas, em virtude do descompasso entre o nível das
tarifas e as taxas inflacionárias, gerando uma constante descapitalização das empresas
concessionárias de energia elétrica” (Calabi, 1983, p. 137).
As dificuldades do modelo vigente em atrair os investimentos necessários para atender
à demanda crescente, particularmente aquelas relativas ao acesso a fontes de financiamento
em montantes elevados, estimularam a participação estatal em anos posteriores por meio de
planos como o SALTE, de Metas, BNDE e de empresas estatais. Em 1954, o Pres. Vargas
apresenta três grandes planos “destinados a transformar a estrutura econômica do país,
abrindo-lhe um novo e portentoso ciclo de prosperidade” e que “não escondiam seu caráter
nacionalista” (Fonseca, 1989, p. 422). Tais planos estavam alicerçados na criação da
Petrobrás, Plano de Valorização Econômica da Amazônia e a Eletrobrás. A Eletrobrás
(Centrais Elétricas Brasileiras S.A.), cuja proposta derivava de um Plano Nacional de
Eletrificação, considerado vital para o desenvolvimento brasileiro, sofreu fortes oposições no
Congresso e somente foi aprovada em 1961. Segundo Calabi (1983, p. 138), o projeto
Eletrobrás só avançou “em virtude da pressão exercida pelas centrais elétricas estaduais, cujas
relações com o BNDE já não eram satisfatórias”.
A criação da Eletrobrás inaugura uma nova fase na história do setor elétrico tipificada
por uma forte intervenção estatal. A Eletrobrás foi concebida para gerir os recursos da União,
21
Ver Fonseca (1989, p. 420) acerca das posições ambíguas do Pres. Vargas em relação às denúncias do
imperialismo e, simultaneamente, os pedidos de ingresso de capitais estrangeiros.
40
oriundos parcialmente do então recém-criado Imposto Único sobre a Energia Elétrica – IUEE
– destinados aos empreendimentos no setor. Como destaca Robenstein (1997, p. 73), “com a
constituição da Eletrobrás, ficava definida a estrutura organizacional do setor elétrico
brasileiro...” e “a Eletrobrás controla ainda quatro empresas geradoras de âmbito regional,
que, juntas, cobrem todo o território nacional: Eletronorte (fundada em 1972), Chesf (fundada
em 1945), Furnas (fundada em 1957) e Eletrosul (fundada em 1968). Tem ainda duas
controladas de âmbito estadual: a LIGHT, cujo controle adquiriu em 1978, e a Escelsa –
Espírito Santo Centrais Elétricas S.A.”. A LIGHT, a Escelsa e parte da Eletrosul, como verse-á ao longo do presente capítulo, foram privatizadas como parte do novo modelo do setor
elétrico implementado ao longo da década de 90. Com a inserção de Itaipu Binacional, a partir
de 1973, consolidou-se a primeira experiência de planejamento integrado de grande porte.
O regime militar (1964) reconhecia que as tarifas estavam defasadas e implementou
um período denominado de “realismo tarifário” (1964-1975) e, até 1967, aponta Robenstein
(1997, p. 76) “as tarifas cresceram, em média 62,4 % ao ano, enquanto a inflação cresceu 39
%, em média, no período”.
O período pós-1975 foi marcado por diversos eventos internacionais com efeitos sobre
a política energética brasileira, bem como por mudanças institucionais, políticas e econômicas
internas, cujo resultado foi a expressiva diminuição dos fluxos de recursos para o setor
elétrico. Este cenário econômico é analisado na seção 3.1 em maiores detalhes e foi
responsável pelo agravamento da crise de abastecimento de energia elétrica a partir de 1984,
pois o crescimento da demanda não era mais atendido. Esses fatos, aliados à estiagem, a partir
de 1985 causaram uma crise séria de abastecimento na Região Sul (1986) e Nordeste (1987).
Este era o cenário que precedeu às reformas implementadas ao longo da década de 90 como
ver-se-á a seguir.
3.1 A EVOLUÇÃO DA CRISE PRÉ-REFORMAS DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Para se compreender a evolução histórica da crise, propõe-se uma avaliação com base
no conjunto de recursos para investimentos, os quais se originam, basicamente, de três fontes:
(a) recursos operacionais próprios; (b) aportes de capital, principalmente governos federal e
estadual; e (c) financiamentos.
Relativamente aos recursos operacionais próprios, as tarifas autorizadas são
determinantes. Desde 1975, as tarifas passaram a sofrer, progressivamente, redução em seu
41
valor real. Tal realidade contrasta com o período 1964-1975 já referido, cuja política tarifária
foi “mais realista”. Segundo Medeiros (1996, Cap. 3), a regressão do nível tarifário passa a ser
mais fortemente percebida a partir de 1977, “quando o poder de definir tarifas escapa ao
âmbito do setor elétrico com o Decreto Presidencial 79.70622 e constituiu-se em forte
evidência da interferência que o setor passou a sofrer da área econômica do governo federal”
e pode ser percebida pela evolução tarifária apresentada na Tabela 1:
Tabela 1 Brasil – Evolução das Tarifas de Eletricidade
Ano
Tarifa Média
Industrial (3)
(1)
(1)
(2)
Residencial
(2)
(1)
Comercial
(2)
(1)
(2)
1975
85
100
54
100
140
100
133
100
1977
71
84
48
89
117
84
111
83
1979
65
76
45
83
103
74
103
77
1981
68
80
54
100
85
61
107
80
1983
55
65
43
80
69
49
88
66
1985
53
62
45
83
57
41
84
63
1987
58
68
50
93
65
46
100
75
1989
40
47
34
63
40
29
69
52
Fonte: DNAEE apud Medeiros (1996)
(1) US$ de 1989/Mwh
(2) Base 1975 = 100
(3) Exclui as tarifas especiais
Apesar de o Governo Federal implementar o Plano de Recuperação Setorial –PRS –
visando aumentar gradualmente as tarifas para desestimular o consumo e remunerar as
empresas de forma a retomar os investimentos no setor, as tarifas continuaram a ser
instrumento de combate à elevada inflação daquele período ou instrumento de política
22
O Decreto presidencial 79.706 de 19/5/77 define que “o ato de fixação ou reajustamento de qualquer preço ou
tarifa por órgão ou entidade da Administração Federal, direta ou indireta, mesmo nos casos em que o poder para
tal fixação seja decorrente de lei, dependerá, para sua publicação e efetiva aplicação, de prévia homologação do
ministro da Fazenda”.
42
macroeconômica para fins distintos23. De qualquer modo, o decréscimo real das tarifas ao
longo do período exemplificado conduziu a uma forte distorção do reajuste tarifário com
conseqüente impacto sobre o nível de investimento e a taxa de retorno. Essa última garantida
por lei com vistas a recompor as perdas oriundas da inflação e do custo de capital24.
Os recursos para eventuais aportes do governo federal ou estadual derivavam da
Reserva Geral de Reversão – RGR – (coletado com base nos valores dos ativos de cada
distribuidora e gerido pela Eletrobrás) e de outras duas outras importantes fontes de recursos
para investimentos no setor elétrico, o Imposto Único sobre Energia Elétrica – IUEE – e o
Empréstimo Compulsório. O IUEE chegou a participar em 7% do total das fontes de recursos
do setor elétrico em 1970 e foi gradualmente diminuindo ao longo do tempo devido à própria
redução tarifária (base de sua incidência) e paulatinamente desviado para outros investimentos
setoriais. A Constituição de 1988 extinguiu o IUEE. O Empréstimo Compulsório chegou a
participar em 10% dos recursos setoriais em 1970 e foi reduzido para 2% em 1989.
O endividamento do setor deriva de decisões iniciadas no passado e encontra abrigo
no cenário de liquidez internacional existente durante o final da década de 60 e começo da 70.
O estrondoso desequilíbrio na balança comercial, surgido em 1974 como fruto do choque do
petróleo, colocou o governo militar brasileiro em frente a uma difícil decisão quanto aos
rumos da economia: financiamento ou ajustamento. Segundo Castro (1985, p. 27), “a escolha
do financiamento significa que as autoridades preferem evitar as dificuldades e sacrifícios que
há de enfrentar-se, para que a economia se adapte às novas circunstâncias”. Segundo o
mesmo autor, a alternativa é o ajustamento, ou seja, políticas fiscal e monetária ortodoxas
desacelerando o crescimento econômico. Contudo, o governo militar decidiu pelo
“crescimento-com-endividamento”, opção feita já nas décadas anteriores
por meio do
crescimento via “poupança externa”. Esta decisão, no entanto, apresentou uma vertente
estratégica para o processo de desenvolvimento Brasileiro: a formação de capital
racionalmente dirigida para os bens de capital e infra-estrutura /insumos e, conseqüentemente,
alteração da estrutura produtiva do país. O II Plano Nacional de Desenvolvimento – PND –
plano básico das intenções governamentais, foi concebido no sentido de substituir
importações (basicamente bens de capital e insumos básicos) e permitir alavancar, se possível,
23
Conforme Portugal (1988, p.7), muitos autores chamavam a atenção para a manipulação de preços públicos
como um instrumento de combate à inflação, contudo por vezes “a racionalidade que há por trás da política de
preços públicos se liga à necessidade de ajustes do balanço de pagamentos”.
24
As tarifas homogêneas eram nacionalmente determinadas e deveriam cobrir os custos de serviço e garantir
uma rentabilidade mínima de 10% e máxima de 12% sobre o denominado “imobilizado em serviço”. Os
superávits e déficits eram equalizados via Conta de Resultados a Compensar – CRC– que funcionava como uma
conta de compensação entre empresas eficientes e ineficientes.
43
os níveis de exportação vigentes. Havia abundância de capitais disponíveis no mercado
financeiro internacional e a juros muito atraentes. Os vultosos investimentos foram realizados
por meio, principalmente, das grandes empresas estatais, tais como a Eletrobrás, a Siderbrás, a
Embratel, a Petrobrás e muitas outras. O expressivo aumento dos juros internacionais no
começo da década de 80 viria selar a esperança de retomar o crescimento via captação de
recursos internacionais e conduziu o setor elétrico a uma difícil situação financeira. Contudo,
é pertinente notar que o volume de investimentos durante a década de 80 foi superior à década
anterior devido aos projetos iniciados em anos anteriores, particularmente grandes projetos
como Itaipu, Turucuí e Xingó. Os investimentos da atividade distribuição apresentaram
comportamento semelhante, conforme Tabela 2.
Tabela 2 - Investimentos no Setor Elétrico Nacional
Em R$ bilhões de Reais de 1995, Médias Anuais
Segmento
1970/80
1981/90
1991/95
9,2
11,4
6,0
Geração
5,4
6,7
3,4
Transmissão
2,3
2,7
1,0
Distribuição
1,1
1,5
1,1
Instalações Gerais
0,5
0,5
0,5
Total
Fonte: Eletrobrás – Plano Decenal de Expansão (deflator: IGP – DI)
A Tabela 3 demonstra a evolução das taxas básicas internacionais, portanto, excluindo
outros custos e riscos tais como risco soberano e de crédito, mas que demonstram a grande
diferença entre o retorno estimado (ver Nota 24) do setor e seu custo financeiro.
44
Tabela 3 – Setor de Energia Elétrica
Comparação Entre a Taxa de Remuneração do Investimento e Taxas de Juros no Mercado
Financeiro Internacional (%)
Ano
Remuneração
Prime
Libor
1975
12,30
7,60
7,80
1977
11,20
6,50
6,10
1979
7,70
11,50
10,50
1981
7,90
20,10
17,30
1983
6,70
10,50
10,00
1985
6,30
9,50
8,00
1987
5,30
8,30
7,00
1989
-0,80
11,40
9,80
Fontes: DNAEE /Banco Central /Revise
Em conjunto com o encarecimento dos encargos financeiros, o perfil do prazo da
dívida do setor apresentou acentuada redução, como apresentado na Tabela 4.
Tabela 4 – Perfil do Endividamento do Setor Elétrico
Ano
No. de Anos Para Pagamento
1980
11
1981
12
1982
11
1983
10
1984
6
1985
7
1986
7
Fonte: Revise / Medeiros (1996)
De acordo com Camargo (2001, p.13), a crescente dificuldade financeira do setor ao
longo da década de 80 conduziu à “paralisação forçada de diversas obras importantes (dentre
elas Serra da Mesa, Itá, Machadinho e Cachoeira Dourada) abandonadas pela total escassez de
recursos para seu prosseguimento”. O agravar da crise induziu aos governos federal e estadual
45
a socorrer as empresas do setor por meio de transferências governamentais, o que
demonstrava o esgotamento do modelo adotado.
A Tabela 5 permite visualizar a evolução das fontes e usos de recursos do setor, a qual
reflete os aspectos discutidos.
Tabela 5- Fontes e Usos de Terceiros do Setor Elétrico
Composição (%) em anos selecionados
Principais Contas
1970
1975
1980
1985
1989
1994
Fontes
100
100
100
100
100
100
Ger. Própria de
42
44
44
38
11
67
Recursos Operacionais
25
20
29
25
8
54
IUEE
7
8
4
3
0
0
Empr. Compulsórios
10
7
5
4
2
0
RGR
0
9
6
6
1
13
21
18
5
2
44
21
Empr. e Financiamentos
37
38
51
60
45
12
Usos
100
100
100
100
100
100
Investimentos
76
75
54
40
25
70
Serviço da Dívida
14
15
31
68
98
66
Dividendos e Outros
0
2
7
2
19
8
Variação do Capital
10
8
8
-10
-42
-44
Recursos
Transferências
Governamentais
Circulante Líquido
Fonte: Oliveira et alii (1997, p. 112) apud Camargo (2001 p. 13)
Nota-se que a introdução do Plano Real em 1993 contribuiu para alguma recuperação
tarifária devido ao fim da inflação e da instabilidade macroeconômica. Contudo, a situação
econômica e financeira das empresas do setor elétrico já se encontrava degradada.
O decréscimo das tarifas, o grau de endividamento acompanhado pelo aumento do seu
custo e redução de prazos, e a extinção de fontes importantes de recursos, como o Imposto
Único Sobre Energia Elétrica – IUEE– e o Empréstimo Compulsório, culminaram em 1993
com um cenário de inadimplência do setor, exemplificada pela séria disputa entre as
46
distribuidoras e os geradores federais25. Segundo Medeiros (1996, p. 146), o passivo
registrado na Conta de Resultados a Compensar – CRC – era da ordem de US$ 22 bilhões26, o
qual foi transferido para a União com vista a sanear o setor elétrico.
Do rescaldo do cenário caótico descrito acima, pode-se concluir que o modelo estatal e
de “irrealismo tarifário” adotado se tornara inviável, e medidas corretivas eram iminentes. O
modelo vigente anterior somente tornou-se viável graças à abundância de financiamento a
custos relativamente baixos obtidos por meio dos mecanismos de garantia federais. O
esgotamento daquele ambiente financeiro favorável exigiu mudanças radicais no setor elétrico
nacional com vistas a atender às necessidades de recuperar a saúde financeira das empresas e
atrair novos investimentos para o setor.
3.2 A REFORMA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
A tendência mundial de desregulamentação do mercado de energia elétrica iniciada há
mais de três décadas em países como a Inglaterra e Estados Unidos, entre outros, encontrou
abrigo no Brasil em amplas discussões iniciadas ao longo da década de 80, mas cujas
mudanças efetivas iniciaram-se a partir de 1993 por meio da Lei 8.631/93.
A Lei 8.631 implementou em 1993, entre outras medidas, a extinção da regulação de
taxa de retorno garantida, eliminou o nivelamento geográfico das tarifas e implementou o
princípio do preço garantido, baseado no custo incorrido. O período entre 1993 e 1998 é
caracterizado por uma regulação de maior flexibilidade da taxa de retorno e uma tentativa de
recuperar tarifas. As distribuidoras e geradoras passaram a submeter suas propostas de tarifas
à autoridade federal, bem como seus contratos de longo prazo, especificando quantidades,
preços e garantias de pagamento. As tarifas passaram supostamente a refletir o custo incorrido
de cada companhia e foi permitida maior autonomia em estabelecer tarifas para cada classe de
consumidores, desde que a média tarifária fosse mantida. Esse último aspecto possibilitou a
estrutura de classe tarifária diferenciada entre distribuidoras, cujo fundamento se mantém até
hoje.
25
De acordo com o relatório anual da Eletrobrás (1993) havia ameaças de intervenções federais, disputas
judiciais, ameaça de perda de concessões, entre outros eventos.
26
Pires (1998, p. 42) apud Resende e Alqueres (1993) menciona o montante de US$ 20 bilhões. Tal montante é o
líquido dos US$ 25 bilhões devidos pela União às empresas do setor por conta da insuficiência tarifária e US$ 5
bilhões devidos pelas empresas à Eletrobrás em virtude da inadimplência da energia suprida.
47
No entanto, mesmo após a implementação do Plano Real em 1993, as tarifas
continuaram a ser um mecanismo de combate à inflação e foram congeladas por um período
de 18 meses, impossibilitando a recuperação da defasagem histórica e dos custos correntes27.
As tarifas somente foram parcialmente recompostas a partir de 1994 devido ao fim das taxas
elevadas de inflação, articulações políticas das empresas do setor e a perspectiva de
privatizações, particularmente das distribuidoras.
Assim, desde o início da década de 90 e simultaneamente à evolução das medidas
referidas, o Governo Federal deu prosseguimento aos estudos para a reforma do setor elétrico,
envolvendo aspectos estruturais e institucionais. A continuidade da crise das finanças públicas
e a do setor elétrico estimularam a evolução de medidas no sentido de atrair a iniciativa
privada ao setor, as quais foram incluídas no Plano Nacional de Desestatização – PND –
iniciado no Governo Collor que previa a transferência de serviços públicos ao setor privado
em sua segunda fase.
Nesse contexto foram tomadas medidas como a permissão de livre acesso à rede de
transmissão mediante pedágio via criação do Sistema Nacional de Transmissão de Energia
Elétrica – SINTREL – (Decreto 1.009/93), a promulgação da Lei das Concessões (Lei
8.987/95) que implementou as condições básicas para concessões e produtores independentes
de eletricidade, e a constituição do Produtor Independente de Energia Elétrica – PIEE – (Lei
9.074/95) que regulamentou a Lei 8.987/95, definindo consumidores livres, acesso à rede de
transmissão e condições de concessão para o setor elétrico. Tais medidas foram fundamentais
para estabelecer os próximos passos de reforma do setor. Vale a pena ressaltar que, em 1995,
o setor elétrico se encontrava em uma fase aguda da crise, com elevados riscos de déficit de
energia e necessidade urgente de atrair novos investimentos para expandir a capacidade de
geração. Assim, a reforma do setor elétrico deveria propiciar as condições para um ambiente
atrativo e competitivo para a iniciativa privada e definir um novo modelo institucional
compatível com a nova arquitetura do setor elétrico brasileiro.
Em julho de 1996, a Eletrobrás contratou a consultoria Coopers & Lybrand para
arquitetar o novo modelo no âmbito do Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro
– RESEB –. Os estudos que se estenderam até 1998 conduziram às seguintes conclusões28 e
medidas:
27
A MP 482/95 que instituiu o Plano Real suspendeu, a partir de junho de 1995, os reajustes das tarifas públicas
e a Lei 9.069/95 revogaram o programa de recuperação tarifária implementado pela Lei 8.631/93.
28
De acordo com o relatório da Coopers & Lybrand – Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro –
Sumário Executivo – Estágio VII SEN/Eletrobrás 1997.
48
a) Estabelecimento de um novo modelo comercial de energia com a criação de um
mercado denominado Mercado Atacadista de Energia – MAE –, em substituição
ao sistema de preços regulamentados de geração e contratos renováveis de
suprimento e os mecanismos de planejamento e desenvolvimento da expansão de
geração;
b) As implicações estruturais do novo modelo comercial relativas às atribuições dos
agentes do setor responsáveis pelas atividades operacionais;
c) Os arranjos comerciais para os sistemas de transmissão e distribuição;
d) Os principais ajustes legais e regulamentares necessários para introdução das
alterações comerciais e estruturais;
e) A base para a regulamentação econômica, técnica e de atendimento ao cliente;
f) As mudanças institucionais propostas em relação ao governo e as bases para a
organização da ANEEL como órgão regulador independente;
g) O novo papel da Eletrobrás;
h) O financiamento do setor e o papel e organização dos agentes financeiros setoriais;
e
i) Análise dos principais riscos de cada atividade.
Dessas conclusões decorreram regulamentações específicas, com destaque para:
a) O Decreto 2.655/98 que regulamentou o MAE;
b) Portaria DNAEE 459/97 que estabelece as condições gerais de acesso aos sistemas
de transmissão e distribuição, definindo as zonas geoelétricas do território
nacional;
c) Portaria DNAEE 466/97 que estabelece as condições gerais de fornecimento,
complementando o Código de Defesa do Consumidor;
d) As Leis 9.427/96 e 2.335/97 que instituíram e regulamentaram a Agência Nacional
de Energia Elétrica – ANEEL – extinguindo o Departamento Nacional de Águas e
Energia Elétrica – DNAEE–;
e) A Lei 9.648/98 que estabelece e define atividades que dependem da autorização da
ANEEL, institui o MAE e a criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS – (posteriormente o Decreto 2.655/98 complementa a regulamentação do
MAE e define regras de organização do ONS).
Simultaneamente
às
reformas
referidas,
o
governo
federal
iniciou
a
“desverticalização” das empresas do setor em geradoras, transmissoras e distribuidoras. Essas
49
últimas ainda englobando as futuras atividades de comercialização. O processo de
privatização das empresas de distribuição iniciou-se em 1995 com a privatização da Espírito
Santo Centrais Elétricas –Escelsa–. O Anexo B apresenta a seqüência de privatizações de
distribuidoras e geradoras, ocorridas desde o início do processo.
Durante a segunda metade da década de 90, 19 companhias de distribuição de energia
e três companhias de geração foram privatizadas no âmbito do Programa Nacional de
Desestatização, criado pela Lei nº 8.031, de 12 de abril de 1990. Dentre as 19 companhias de
distribuição privatizadas, 17 eram companhias estaduais, enquanto duas pertenciam à União.
As companhias de geração privatizadas foram: (i) Tractebel, uma companhia de geração
resultante da segregação dos ativos de geração da Empresa Transmissora de Energia Elétrica
do Sul do Brasil – Eletrosul Transmissora; (ii) Centrais Elétricas Cachoeira Dourada,
companhia de geração pertencente ao Estado de Goiás; e (iii) AES Tietê S.A. e Companhia de
Geração de Energia Elétrica do Paranapanema, empresas geradoras resultantes da divisão da
CESP (Centrais Elétricas de São Paulo).
É importante realçar que o modelo comercial adotado no Brasil prevê a existência de
dois tipos de consumidores: os “livres”, que têm o direito de escolher seu fornecedor de
energia elétrica (devendo pagar, se for o caso, uma tarifa à concessionária local pelo uso do
sistema de distribuição); e os “cativos”, que são obrigados a adquirir sua energia da
concessionária local de distribuição. A energia elétrica demandada por Consumidores Livres é
comercializada a preços livremente negociados sujeitos ao mercado competitivo. Quanto aos
consumidores cativos, vigoram as tarifas sujeitas à regulação estabelecidas pelo contrato de
concessão celebrado entre a distribuidora e o Poder Concedente.
Com vista a um entendimento mais detalhado, apresenta-se no Anexo H um resumo
das atribuições dos órgãos reguladores e de fiscalização do novo modelo do setor elétrico. A
figura abaixo sintetiza os principais agentes do novo setor elétrico.
50
Figura 5 – Agentes do Setor
Com o propósito de situar as reformas no contexto mundial, descrevem-se brevemente
algumas características dos regimes tarifários no Brasil, no Reino Unido e Estados Unidos. As
reformas britânicas e norte-americanas são consideradas uma referência habitual em estudos
sobre reestruturações do setor elétrico.
3.3 O REGIME TARIFÁRIO EM VIGOR NO BRASIL
Como parte da adoção de um novo modelo, agora incluindo empresas privatizadas, a
agência reguladora optou por controlar as tarifas do mercado regulado (“cativo”) das
concessionárias com base no regime Price Cap. De fato, adotou-se um regime derivado, o
qual se pode denominar Revenue Cap, ou seja, o Nível Tarifário inicial é reajustado
anualmente, considerando o crescimento de mercado projetado, e a Estrutura Tarifária é
mantida fixa da data das privatizações, ocorridas até a data de Revisão Tarifária29. As tarifas
praticadas pelas concessionárias referentes ao fornecimento de energia a consumidores
“cativos” são determinadas segundo os contratos de concessão de cada empresa privatizada e
a União, por intermédio da ANEEL.
A partir de julho de 2000, os consumidores atendidos em tensão igual ou superior a
69kV e que tenham carga igual ou maior que 3 MW podem optar por adquirir energia de
qualquer outro concessionário, permissionário ou autorizado a prestar serviço de energia
elétrica do sistema interligado. Da mesma forma, novos consumidores que se instalarem na
29
A Lei 9427/96 contemplou, expressamente, o regime do serviço pelo preço e estendeu a sistemática prevista
na Lei de Concessões para todas as demais concessões (prorrogadas, licitadas ou decorrentes de desestatização).
51
área de distribuição de determinada concessionária ou permissionária e cuja carga seja igual
ou maior que 3 MW, atendidos em qualquer tensão, poderão escolher livremente seu
fornecedor. A partir de 2003, esse direito poderá ser estendido a outros consumidores com
tensão e/ou carga mais baixa, a critério da ANEEL. A energia elétrica demandada por
Consumidores Livres que exercerem a opção de serem atendidos por um determinado
fornecedor é comercializada a preços livremente negociados com o respectivo fornecedor de
acordo com as regras atuais, contudo a agência reguladora poderá vir a estabelecer limites de
tarifa ao consumidor final.
Quanto aos consumidores “cativos”, isto é, consumidores que não podem optar por
outro fornecedor de energia elétrica, vigoram as tarifas estabelecidas pelo contrato de
concessão celebrado entre a concessionária e o Poder Concedente. Estas tarifas estão sujeitas
aos seguintes procedimentos de reajuste e revisão:
a) Reajuste Anual, realizado anualmente em uma data prédeterminada para cada
concessionária, com base em uma fórmula simples que visa: (i) compensar variações
nos custos da concessionária oriundos da compra de energia elétrica para revenda –
incluindo as variações cambiais, cota do Reserva Global de Reversão - RGR, cotas da
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, Taxa de Fiscalização dos Serviços de
Energia Elétrica – TFSEE– e encargos de conexão e uso do sistema de transmissão
(esses custos são conhecidos como “Não-Gerenciáveis” ou “Parcela A”) e (ii) atualizar
a parte das tarifas que não corresponda àqueles custos, excluído o ICMS, por índice de
inflação (o IGP-M ou índice que o substitua). Estes custos
correspondentes às
despesas operacionais e margem de lucro são denominados “Parcela B” de custos
“Gerenciáveis”. A fórmula a seguir resume a lógica do reajuste anual:
IRT
t
=
VPA
t+
VPB
t
−
1
RA
Onde:
IRT = Índice de reajuste Tarifário
VPA = Valor da Parcela A
VPB = Valor da Parcela B
X = Fator “X”
RA = Receita Autorizada da Concessionária
( IGPM
t−1
t -X t
)
52
Em 2001, o Governo Federal autorizou a criação pelas distribuidoras de energia da
Conta de Compensação de Variação de Valores da “Parcela A” (CVA). Nesta conta, deve ser
contabilizada a variação dos custos Não-Gerenciáveis das distribuidoras, que compõem a
chamada “Parcela A” da fórmula do reajuste tarifário anual a que as concessionárias têm
direito. O saldo da CVA na data de reajuste tarifário anual será compensado nas tarifas de
fornecimento das concessionárias ao longo do período de 12 meses subseqüentes ao reajuste.
b) Revisão Extraordinária, que pode ser solicitada pela concessionária a qualquer tempo,
caso ocorram alterações significativas nos seus custos (“desequilíbrio econômicofinanceiro”) e inclui alterações devidas às mudanças nas tarifas de compra de energia,
a mudanças nos encargos de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição ou à
criação e alteração de tributos (exceto imposto sobre a renda e contribuição social), de
modo a restaurar o EEF do Contrato de Concessão; e
c) Revisão Periódica, que deve ter lugar um ano após o quinto reajuste anual
concedido30 e, depois disto, a cada cinco anos, para que o Poder Concedente possa
rever as tarifas considerando eventuais alterações na estrutura de custos e de mercado
da concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto
nacional e internacional, a necessidade de promover o EEF e a modicidade das tarifas.
Essa revisão será implementada com a determinação de uma variável, conhecida como
“Fator X”, que integra a fórmula do reajuste anual e reduz ou aumenta o IGP-M ou
índice que venha a substituí-lo. Durante o primeiro período entre a privatização e a
primeira revisão periódica, o “Fator X” foi estabelecido em zero pela agência
reguladora.
A metodologia para se proceder à revisão tarifária consiste em revisar as condições de
desempenho da concessionária, apurando a dimensão dos ganhos de eficiência realizados
durante os cinco anos anteriores e não integrados na tarifa, bem como avaliar e corrigir
eventuais desequilíbrios econômicos e financeiros. Assim, a revisão tarifária periódica
incluirá os ganhos de eficiência projetados (“Fator X”) para os 5 anos seguintes ou até que se
realize nova Revisão Tarifária.
Conforme se observa nos Anexos B e C, diversas concessionárias foram privatizadas
em 1996 e 1997 e serão alvos da 1a Revisão Tarifária a partir de 2003. A única empresa a ter
uma Revisão Periódica completa foi a Escelsa (ES) em 1998 e 2001. A Nota Técnica Nº.
30
Para a Escelsa a 1ª revisão ocorreu em 1998 e a 2ª em 2001 (Nota Técnica nº. 97/2001 da ANEEL) , uma vez
que seu contrato previa 3 anos de intervalo revisional. O período revisional da Light e da CERJ é de 7 anos. Para
as demais, o período previsto é de 5 anos.
53
97/2001 referente à 2a revisão periódica da Escelsa, a Nota Técnica Nº. 148/2002 sobre Base
de Remuneração, bem como a respectiva Resolução 493/2002 derivada da Audiência Pública
05/200231 e a Nota Técnica 326/2002 (Audiência Pública 023/2002) sobre o cálculo do “Fator
X” constituem-se nos mais atualizados documentos de referência metodológica emitidos até
dezembro de 2002 pela ANEEL por meio da Superintendência de Regulação Econômica.
3.4 O REGIME TARIFÁRIO DO REINO UNIDO
A reestruturação do setor elétrico do Reino Unido32 destacou-se como um modelo
pioneiro de liberalização e encontra-se atualmente em estágio bastante avançado. A nova
arquitetura começou a funcionar em março de 1990, tendo sido precedida de intensas
medidas, contratos e treinamento do pessoal envolvido com vista a diminuir o risco das
reformas. A publicação e implementação do Electricity Act (1989) caracterizou-se pela
introdução de uma desverticalização setorial, estabelecimento de regras a priori e
mecanismos de suporte à livre competição. O mecanismo de Price Cap foi introduzido no
âmbito das reformas e privatizações Britânicas, primeiramente no setor de Telecomunicações
em 1984, e, posteriormente, estendendo-se aos setores de gás natural (1985), aeroportos
(1987) e abastecimento de água em 1989 e 1990 (Rees e Vickers 1995 apud PIRES 1998).
A criação de um “consórcio” ou pool de eletricidade foi determinante para o progresso
do modelo adotado. O pool estabeleceu-se como um mercado à vista de eletricidade com
filiação obrigatória para todos os geradores e fornecedores de eletricidade licenciados. Por
meio do pool implementou-se um mecanismo de preço de eletricidade no atacado e a
definição de mérito para geração a fim de atender à demanda prevista, mais uma reserva de
margem. Apesar da existência do pool, a comercialização de energia via contratos bilaterais
continuou e permite reduzir a exposição dos geradores e compradores de eletricidade às
flutuações de preços do mercado à vista. Convém notar que a competição no fornecimento de
energia foi introduzida gradualmente até 1999, quando o grande volume de consumidores
(50% da demanda total) abaixo de 100 Kw foi incluído no mercado aberto.
31
Encerrou-se em 20 de julho de 2002 a Audiência Pública Nº 05/2002 da ANEEL com vista a recolher
contribuições para um aspecto integrante da revisão tarifária: a base de remuneração para o cálculo do retorno
sobre o capital investido. Essa audiência pública contou com uma colaboração de nossa autoria.
32
O Reino Unido possui três sistemas elétricos distintos: o da Irlanda do Norte, o da Escócia e da Inglaterra e
País de Gales. Os comentários referem-se a este último, uma vez que é o mais representativo quanto à demanda.
54
Além do sucesso operacional do modelo implementado, diversas melhorias foram
introduzidas ao longo da década de 90 no sentido de permitir reduções mais acentuadas de
preços. Uma das principais alterações no modelo inicial foi a implementação de um “Fator X”
que variou entre 0% e – 2,5% entre o período de 1990/95 e, devido a críticas sobre uma
possível “captura” da agência reguladora (Office of Electricity Regulation - Offer33), o “Fator
X” passou a situar-se entre 0% e 2%. O regime tarifário do Reino Unido também prevê a
permissão de repasse (pass-through) para as tarifas dos custos variáveis que se alterem
durante o intervalo regulatório (5 anos) e, segundo Pires (1998, p. 52), “os componentes
passíveis de repasse aos consumidores representam 95% dos custos variáveis de suprimento
de energia”, o que demonstra uma boa cobertura dos custos variáveis.
O modelo liberal e o regime de Price Cap adotado no Reino Unido vem obtendo
sucesso34 quanto ao objetivo de reduzir preços e atrair novos investimentos. Contudo, tal
conclusão merece uma avaliação mais criteriosa à luz das condições propícias dos níveis
tarifários iniciais britânicos e a sensibilidade da agência reguladora à remuneração dos
capitais.
3.5 O REGIME TARIFÁRIO NORTE-AMERICANO
A estrutura do setor elétrico norte-americano é complexa devido às características
geográficas, políticas, institucionais e de configuração do sistema elétrico. Tais características
são determinantes para explicar os diferentes estágios de reforma do setor elétrico entre os
vários estados norte-americanos. De um modo geral, a regulação norte-americana possui uma
estrutura em nível federal – Federal Energy Regulatory Comission (Ferc) – e estadual –
Public Utilities Commission (PUC), para além das instituições relacionadas, tais como o
Department of Justice (DOJ) e a Attorney General (AG), ambas em âmbito estadual e federal.
Dada a relativa independência dos estados norte-americanos e dos sistemas geoelétricos
daquele país, as PUCs tiveram ao longo da experiência americana forte presença nos assuntos
regulatórios, o que possibilitou a adoção de medidas descentralizadas para a metodologia
tarifária. A FERC tinha o papel de resolver conflitos ou normatizar assuntos interestaduais e
manter a eficiência geral do sistema elétrico.
33
Em junho de 1999, refletindo a convergência entre os setores de gás e eletricidade, uma nova agência foi
criada – Office of Gás and Electricity Markets (Ofgem).
34
Ver Palmier (2002)
55
O primeiro marco regulatório foi o Public Utility Company Act (Puhca) ocorrido em
1935. De acordo com o US Department of Energy (1997, p. 2), “o efeito dessa legislação foi
dar o controle do serviço de eletricidade às companhias operacionais locais e, como resultado,
facilitar a regulação efetiva da energia elétrica para transações de varejo em nível do Estado”
(tradução própria). As regras definidas pela PUHCA não permitiam a livre concorrência no
fornecimento de energia elétrica e a maioria das transações era regulada via regime de “Taxa
de Retorno” (“Custo do Serviço”).
Este modelo do setor elétrico norte-americano vigorou até 1978 quando o Public
Utility Regulatory Policies Act (PURPA) foi aprovado pelo Congresso daquele país em
decorrência da crise energética mundial ocorrida durante a década de 70 em virtude do
embargo do petróleo árabe (1973) e a revolução Iraniana de 1978-79. De acordo com o US
Department of Energy (1997, p. 3), as ações das Utilities perderam cerca de 38% do valor em
menos de 6 meses em 1974. O PURPA pretendia, segundo Pires (1999, p. 11), “reduzir o
excesso de capacidade instalada das empresas elétricas, reduzir as tarifas de eletricidade,
encorajar a conservação de energia e estimular a entrada de produtores independentes de
eletricidade com base em fontes energéticas renováveis”.
Assim, entre outras medidas,
destaca-se que o PURPA introduziu a competição no mercado de fornecimento de energia
elétrica norte-americano exigindo que as Utilities comprassem energia de co-geradores e
produtores de energia de combustível renovável. Tal medida pretendeu reduzir a dependência
em relação ao petróleo e contribuiu para criar produtores independentes de energia e,
adicionalmente, o embrião do mercado atacadista. No entanto, devido ao regime tarifário de
Cost-of-Service que permaneceu em vigor sem um mecanismo que incentivasse o aumento de
eficiência e compartilhamento de ganhos, a crise energética e financeira mundial induziu a um
aumento de tarifas para o consumidor final devido ao repasse do aumento dos insumos, das
taxas de juros e dos custos de regras ambientais e de segurança oriundos das plantas nucleares
construídas como alternativa à crise energética (Pires, 1999, p.12). Também o conceito de
“custo evitado” utilizado por vários estados permitiu a entrada em funcionamento de plantas
não-econômicas e a ausência de condições para o funcionamento de um mercado competitivo
de energia em nível nacional. Esse último problema é devido, principalmente, à ausência de
adequado acesso de terceiros às redes de transmissão.
56
Em 1992 foi publicado o Energy Policy Act (EPACT) com intuito de corrigir os
problemas mencionados e estimular maior concorrência na geração de energia elétrica35. Para
o propósito deste trabalho, um importante assunto foi tratado pela legislação mencionada e
posteriores diretrizes (ver Nota 23): a recuperação dos custos incorridos para servir os
consumidores devido aos preços competitivos situarem-se, eventualmente, abaixo das tarifas
reguladas. Quando tal situação ocorre, “custos diferenciais (incluindo a recuperação do capital
de investimentos anteriores) vêm a estar “encalhados” (tradução própria)36, de acordo com o
US Department of Energy (1997, p. 16). Apesar da mudança de regime tarifário previsto
apenas para a atividade de geração (a distribuição e transmissão permanecem reguladas sob o
regime de Custo do Serviço pelo preço médio), o impacto da desregulamentação das tarifas
das geradoras conduziu a um montante estimado de “custos encalhados” da ordem de US$ 72
a US$ 169 bilhões de dólares, podendo conduzir diversas Utilities à dificuldades financeira e
mesmo à falência (US Department of Energy, 1997, p. 80,93). Essa situação é tratada pela
regulação dos EUA (Order 888-A, ver Nota 23) da FERC que autorizou a recuperação dos
“custos encalhados” considerados pertinentes e prudentes pelas PUCs, essas últimas
responsáveis por tais avaliações. A solução encontrada foi cobrar, durante um período de
transição, uma “taxa de conecção ou de saída” mais do que um encargo por kilowatthora. Em
outras palavras, o princípio seguido foi o da “receita perdida” originária da saída de um
consumidor cativo para um mercado livre por meio de um contrato bilateral com um terceiro.
Tal medida visou manter a integridade econômica-financeira das Utilities.
A abertura do mercado varejista para a competição depende, para além das medidas
tomadas pela FERC, de medidas oriundas das PUCs estaduais, as quais diferem quanto ao
estágio de implementação e interesse político e econômico na implementação das reformas.
Por esta razão, as metodologias para a definição de tarifas divergem entre os diversos estados
norte-americanos.
Ao longo do presente capítulo procura-se demonstrar sucintamente o vínculo entre os
ciclos de investimentos no setor elétrico brasileiro, fortemente marcado pela presença do
Estado a partir da década de 30, e as diversas fases do desenvolvimento nacional. Decorre que
os recursos destinados aos investimentos no setor elétrico foram fortemente influenciados
pelas políticas macroeconômicas e pelo ambiente econômico internacional vigentes durante o
35
As Orders 888/1996 – Promoting Wholesale Competition Through Open Access Nondiscriminatory
Transmission Services by Public Utilities and Recovery of Stranded Costs by Public Utilities and Transmitting g
Utilities e 889/1997 – Open Access Same-Time Information System complementam com ações nesse sentido.
57
século XX, em particular refletidas pela capacidade de o Estado obter empréstimos ou
financiamentos internacionais e o grau de utilização das tarifas públicas como instrumento de
combate à inflação. Aliás, especialmente às tarifas de energia elétrica se atribuíram as razões
para a escassez de investimentos ou desequilíbrio econômico e financeiro do setor elétrico
durante diversas crises de abastecimento do século XX.
Os aspectos acima referidos parecem ser realmente as razões da grave crise financeira
e de abastecimento vivida pelo setor elétrico nacional a partir da década de 80, mas cujas
razões iniciaram-se na década de 70, ou seja, o esgotamento do fluxo externo de empréstimo e
financiamentos ao Estado e suas empresas adicionado à explosão do custo de capital no
mercado financeiro internacional e a adoção de uma política de “irrealismo tarifário”, a partir
de 1975 aproximadamente. A tais razões juntou-se, posteriormente, o desaparecimento do
Imposto Único sobre Energia Elétrica devido à Constituição de 1988.
Frente a este cenário e à crise fiscal do Estado, a opção do Governo foi introduzir
profundas reformas inspiradas parcialmente37 em modelos internacionais mais liberais,
particularmente o britânico, com o objetivo de aumentar a eficiência do setor, reduzir o nível
tarifário (sic) e proporcionar a retomada dos investimentos nos patamares necessários à
expansão econômica brasileira. Este programa de reformas foi levado a cabo durante a década
de 90, particularmente durante a sua segunda metade. As reformas, ainda em fase de
consolidação, mudaram radicalmente a estrutura organizacional e econômica do setor e
introduziram a figura de novos agentes e órgãos. Note-se que, segundo dados do BNDES38, o
programa de privatizações centrou-se no subsetor de distribuição de energia elétrica,
reduzindo a participação do setor público naquele mercado de 98% em 1995 para 37% em
2001. Em contrapartida, a geração de energia elétrica pelo setor público representava 80%
aproximadamente da eletricidade gerada em 2001. Embora uma parte da necessidade de
expansão da geração venha sendo atendida pelos projetos de geração hidroelétrica
implementados ou iniciados por investidores privados (Machadinho, Ita, Serra da Mesa,
Ceran, etc.), o programa de termoelétricas do governo federal (PPT - Programa Prioritário de
36
O termo original é stranded costs. Ao longo do nosso estudo utiliza-se também a expressão stranded investments
(“investimentos encalhados”) para designar os investimentos não recuperados através das tarifas.
37
Segundo o Ex-Secretário de Energia do Ministério de Minas e Energia (MME) durante o período de
março/1994 a março de 1999, Sr. Peter Grainer (“O Apagão do Setor Elétrico – Causas, Verdades e Equívocos”,
São Paulo, outubro de 2001), “a Coopers & Lybrand foi contratada para elaborar um modelo competitivo de
mercado elétrico para a realidade brasileira segundo um termo de referência onde se definiam todas as questões
basilares a serem focadas”.Com o objetivo de ajustar o estudo às condições do País, todos os rascunhos foram
discutidos com 200 técnicos brasileiros de todo País. O relatório final difere do modelo britânico em muitos
aspectos. O estudo foi contratado em Agosto/96 e concluído em 1997.
38
Seminário BNDES / FGV, “A Crise de Energia: A Visão de Curto e Longo Prazo”, Presidente Francisco
Gros, São Paulo, 27 de agosto de 2001.
58
Termoelétricas) não avançou. O atraso do PPT e as condições metereológicas desfavoráveis
fizeram revelar o quadro deficitário de abastecimento energético nacional culminando com o
racionamento de energia elétrica no país iniciado em agosto de 2001 e finalizado em meados
de 2002.
Deste modo, é de destacar-se a importância de implantação de um regime tarifário que
estabeleça, prioritariamente, níveis tarifários compatíveis com o EEF das concessionárias,
quer sejam estatais ou privadas, com a finalidade de estimular a dinâmica de investimentos no
setor elétrico, em particular no momento atual em que o volume de investimentos oriundos do
setor público está restrito devido à política macroeconômica em vigor.
59
4 CRÍTICA À ATUAL METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA
A atividade de comercialização de energia elétrica é, em teoria39, competitiva e
dispensa a interferência do Estado para a otimização no uso dos fatores e normalização da
taxa de retorno. A atividade de distribuição refere-se ao objeto principal da concessão – e alvo
deste estudo – e constitui-se em um monopólio natural, o que justifica a correção da falha do
funcionamento do mercado via regulação. Em um mercado monopolizado, as companhias
podem produzir menos e fixar preços mais altos do que fariam em condições competitivas.
Deste modo, o monopólio natural pode permitir a obtenção de taxas de retorno excessivas ou
insuficientes. Perante este papel de controlar a taxa de retorno (quer para mais quer para
menos), a atividade reguladora impõe uma estabilidade do retorno sobre o capital investido,
ou seja, do mesmo modo que impede o retorno excessivo por parte da companhia, ela também
impede perdas extraordinárias que seriam integralmente assumidas pelo investidor e, por esta
razão, impedindo o EEF. Este é um conceito importante na regulação: a regulação não
permite que ocorram ganhos extraordinários (lucros econômicos supranormais) quando as
condições conjunturais ou estruturais de mercado assim favorecem – como no caso do
monopólio, em contrapartida, diminui o risco assumido pelo investidor, quando evita que
perdas extraordinárias (lucros econômicos infranormais) ocorram. Este aspecto regulatório é
fundamental para o entendimento da diferença entre uma atividade não regulada (como a livre
comercialização de energia elétrica), em que o investidor assume todos os riscos mas também
obtém, eventualmente, o retorno acima do lucro normal. É falacioso afirmar que o investidor
privado deve assumir todos os riscos do empreendimento. Essa afirmação está mais próxima
da realidade em um mercado não-regulado. Em um mercado regulado, o agente regulador tem
papel determinante, e em suas mãos estão os instrumentos para estabelecer o sucesso ou
39
O modelo atualmente (2002) adotado pelo governo brasileiro pretende implementar a livre competição na
atividade de comercialização de energia elétrica. Contudo, tal meta encontra-se muito distante, dado que mais de
80% da energia gerada ainda estão nas mãos do Estado.
60
insucesso do empreendimento, como, por exemplo, quando estabelece a receita máxima, via
tarifas máximas em um regime price cap, o qual, devido à sua natureza, é insensível ao
retorno sobre o capital empregado pela distribuidora até o momento da sua revisão.
Assim, o regulador deve estabelecer mecanismos e metodologia que permitam simular
o funcionamento do mercado competitivo, controlar a qualidade do serviço prestado e
assegurar o EEF das distribuidoras.
Cabe, portanto, averiguar se a atual metodologia utilizada pelo órgão regulador
brasileiro para definição do nível tarifário assegura o EEF de acordo com a definição proposta
na seção 2.5.
4.1 O REGIME REVENUE CAP BRASILEIRO
Conforme apresentado na seção 3.3, o Brasil adotou o conceito de Regime Price Cap
(Limite de Preço), porém de uma forma derivada, ou seja, pelo volume total de receitas por
meio do Regime de Revenue Cap (Limite de Receita). Partindo das tarifas vigentes a partir da
data da concessão, as distribuidoras privatizadas ou estatais passaram a ter suas tarifas
atualizadas de acordo com a fórmula de reajuste denominada “IRT” e sujeitas aos critérios de
revisão periódica. O objetivo do regulador passa a ser a definição de um nível tarifário que,
em essência, permita à distribuidora recuperar seus custos “não-gerenciáveis” ou Parcela A
(VPA, ou seja, custos da energia comprada, encargos do sistema de distribuição, impostos que
não sejam sobre a renda, etc.) e seus custos “gerenciáveis“ ou Parcela B (VPB, ou seja,
salários, imposto de renda e contribuição social, depreciação, etc.), este último inclui uma
remuneração sobre o capital investido, o qual deriva, por exclusão dos custos gerenciáveis e
não gerenciáveis, das tarifas estabelecidas no momento inicial da concessão. É importante
notar que o mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A é o repasse integral e
automático (pass-through) às tarifas, enquanto a recuperação dos custos da Parcela B é feita
assumindo-se o valor inicial mais a correção monetária (IGP-M). A Parcela B ainda está
sujeita a um redutor denominado “Fator X”, com a finalidade de compartilhar com os
consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela distribuidora neste grupo de custos.
É interessante observar que, para além da remuneração do capital, o montante de
depreciação inserida na Parcela B pretende recuperar o capital investido depreciado. Em
outras palavras, a recuperação e remuneração dos capitais investidos são assumidas em seus
valores nominais no início do processo (por exemplo, na data da privatização) e corrigidas
61
pelo IGP-M até a data da revisão tarifária ordinária ou extraordinária. Conforme verificar-se-á
adiante, a dinâmica econômica e financeira de recuperação e remuneração de capitais não é
atendida por este mecanismo, tendo em vista o critério de cálculo da depreciação do ativo
imobilizado e a lógica de recuperação do capital. Com esta mesma preocupação, Viscusi
(2000, p. 362) apresenta uma equação contábil que descreve o equilíbrio necessário entre
receita total e custo total:
n
Σ p q = Expenses + (RB.s),
i=1
i
i
onde pi é o preço do i-ésimo serviço prestado (venda de MWh), qi é a quantidade do i-ésimo
serviço prestado (MWh), n é o número de serviços, s é a taxa de retorno “justa e razoável” ou
permitida e RB é a base de remuneração regulatória (Regulatory Rate Base) ou o BRR na
definição deste trabalho. Deve-se notar que a parte esquerda da equação trata da
discriminação de preços entre as classes de consumidores e produtos, ou seja, da estrutura
tarifária. A parte direita da equação trata do problema tarifário, ou seja, particularmente com o
EEF da distribuidora.
Ainda segundo Viscusi (2000, p. 362), a “idéia subjacente, é lógico, é que as receitas
devem exatamente igualar aos seus custos, tal que o lucro econômico seja zero. Note que os
preços eficientes economicamente não são requeridos pela equação, apenas os preços que
cobrem os custos totais” (tradução própria). Vale a pena recordar que, em um mercado
competitivo first best, o lucro econômico é zero.
Tomando a equação do IRT e a sugestão de Viscusi, pode-se reescrever a equação de
equilíbrio e reajuste tarifário agrupando-a em dois blocos de custos operacionais e de capital,
como segue:
n
Σ pi qi = [VPAi* + VPBi* (IGPM –X) + VPC*] + VPKj
i=t
Onde:
pi = preço do i-ésimo MWh vendido
qi = quantidade do i-ésimo MWh vendido
VPAi* = Custos da Parcela A do i-ésimo MWh vendido
VPBi* = Custos da Parcela B do i-ésimo MWh vendido, excluindo a depreciação e a
margem inicial
62
VPCi* = Custos extraordinários e de impostos sobre resultado do i-ésimo MWh
Vendido
VPKj = Recuperação e Remuneração dos Capitais Investidos
X = Fator de Compartilhamento de Produtividade
IGPM = Índice Geral de Preços do Mercado
Alguns esclarecimentos são necessários em relação a esta nova equação:
a) A equação mantém sua coerência com definição de EEF (ver seção 1.5);
b) Os custos VPA* mantêm suas características originais (energia, encargos do
sistema, impostos com exceção do imposto sobre a renda, etc.) e seu processo
automático de recuperação via repasse automático às tarifas;
c) Os custos VPB* são, basicamente, os custos de pessoal, material, serviços e outros
(perdas com consumidores inadimplentes, seguros, aluguel, etc.). Mantêm suas
características originais, contudo excluindo depreciação e margens de lucro
originalmente contemplados: Assim, VPBi* = (VPBi – depreciação – margem) x
(IGP-M – X);
d) Propõe-se que os custos VPC* sejam os custos extraordinários e de ajuste de
impostos sobre a renda, não previstos anteriormente de modo integral, a serem
justificados à agência reguladora quanto à sua pertinência ao negócio. Alguns
exemplos podem ser: custos assumidos com empregados em decorrência da
privatização, contribuições ao fundo de pesquisa setorial, perdas extraordinárias
em decorrências de políticas ou regulamentos setoriais como “Baixa Renda” e
ajuste do imposto de renda e contribuição social em decorrência do método de
recuperação de capitais adotado;
e) A recuperação e remuneração dos capitais investidos (VPKj) devem ser entendidas
no seu sentido financeiro, ou seja, recuperação do capital investido atualizado e do
custo de capital sobre o mesmo. Para efeito do presente estudo, assume-se que o
fator de recuperação do capital investido dar-se-á de modo linear (ver seção 1.1 –
Princípio da Estabilidade) e emprega-se a seguinte fórmula:
VPKj = BRRj x FRCj
ou
63
VPKj = BRRj x (1+ WACCj)t . WACCj
(1+ WACCj)t - 1
Onde:
BRRj = j -ésimo capital empregado acumulado
RCj = Fator de Recuperação do Capital do j -ésimo capital empregado
acumulado
WACCj = Custo médio ponderado do j -ésimo capital empregado
t = período autorizado para recuperação do capital empregado.
A recuperação da totalidade das despesas operacionais (VPA*, VPB* e VPC*)
permite sanar a ausência de alguns custos não previstos na fórmula do IRT, em particular
aquelas referidas como extraordinárias, cuja ausência já seria suficiente para não atender a
definição de EEF adotada neste trabalho. Tal correção ao modelo atualmente proposto pela
ANEEL é simples de implementar e fiscalizar, dado o caráter objetivo e formal destes custos
incorridos. No entanto, devido à sua complexidade e impacto sobre a rentabilidade das
distribuidoras de energia elétrica, a remuneração da recuperação do capital investido é matéria
mais controversa e, portanto, será analisada com mais profundidade.
4.2 A LÓGICA DO RETORNO SOBRE O CAPITAL INVESTIDO
O pilar central da lógica capitalista é representado pelo conceito de “taxa de lucro”,
enquanto relação entre o lucro e o capital total do sistema de produção. A acumulação de
capital somente ocorre se houver lucro para sustentá-la, caso contrário, como ensina Keynes
(1983, p. 122), os capitalistas entesourarão seus excedentes manifestando sua “preferência
pela liquidez”. A decisão de investimento por parte de um investidor decorre da expectativa
de obter um determinado fluxo de renda em contrapartida ao valor corrente do bem ou do
empreendimento. Keynes batizou “a taxa de desconto que tornaria o valor presente do fluxo
de anuidades das rendas esperadas desse capital, durante toda a sua existência, exatamente
igual ao seu preço de oferta” (Op.Cit. p. 101) como a “eficiência marginal do capital”. Ceteris
Paribus40, é a cotação entre a eficiência marginal do capital e a taxa de juros (aqui entendida
no seu sentido lato, i.e., agregando-se os prêmios pelas incertezas inerentes) que determina a
40
Análises complementares das razões para os investimentos como a “Teoria q” de James Tobin, a teoria do
lucro e inovação de Schumpeter e até mesmo a lógica Marxista de acumulação de capital reforçam, acredita-se,
pelo menos esse argumento de Keynes.
64
decisão de investir. Na prática corrente do orçamento de capital essa comparação se dá entre a
eficiência marginal do capital e o custo marginal do capital, esse último decorrente do custo
do último capital obtido pela empresa calculado a partir da média ponderada do capital
próprio e de terceiros (WACC).
A prática de avaliação de investimentos desenvolveu mecanismos objetivos para a
aplicação dos conceitos referidos, em particular o conceito fundamental de Valor Presente
Líquido (VPL). O valor dos fluxos de caixa futuros descontados a um custo de capital
representativo do custo marginal da empresa – ou preferencialmente do projeto – diminuindose os capitais empregados nos conduz ao cálculo do valor presente líquido. A moderna
literatura financeira destaca o método do fluxo de caixa descontado como instrumento para a
valorização de ativos41.
É devido à independência da eficiência marginal do capital do custo marginal de
capital que o custo do capital e sua composição não interferem no desempenho da geração de
fluxos de caixa operacionais futuros, conforme nos propõe Modigliani e Miller42.
Assim, o custo marginal de capital da empresa é definido sob determinadas condições,
tais como acesso ao mercado, assimetrias de informação, avaliação de risco empresarial ou
setorial e conjuntura macroeconômica. Sua definição impacta tanto em termos absolutos
quanto em termos relativos o custo médio ponderado de capital (WACC).
Como parte dos capitais a remunerar, o capital de terceiros têm prioridade, quer por
condições contratuais ou garantias quer pela necessidade de manter o fluxo de captação
constante. Eventuais impossibilidades ou restrições de remunerar os capitais empregados
deverão prejudicar, em 1a instância, os capitais próprios, diminuindo o valor da empresa para
seus acionistas. Desse modo, a longo prazo, a contínua impossibilidade de remunerar os
capitais próprios poderá, para além de diminuir o valor da empresa, conduzir à inviabilidade
de novos investimentos e até mesmo à uma decisão de encerramento (shut down decision) de
suas atividades.
Fica claro, portanto, que qualquer definição de recuperação de capital e seus custos
não pode ser afastada do conceito WACC e BRR. Aliás, este binômio, WACC e BBR, é parte
integrante e inseparável do fator de recuperação de capital (FRC), conforme definido na seção
4.1.
41
Ver Copeland et alii (2000, p. 131) e também Damodaran (1997, capítulo 2) para sua aplicabilidade e
limitações.
42
Volta-se a este tema na seção 4.4.1 - “Estrutura dos Capitais a Remunerar”.
65
Apesar da inseparabilidade das variáveis BRR e WACC, para se obter o resultado
final desejado, ou seja, a recuperação dos capitais investidos, concentra-se, primeiramente a
definição da BRR de modo a clarificar sua composição.
4.3 A DETERMINAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA (BRR)
Primeiramente, torna-se oportuno definir o que se entende por investimento ou capital
empregado. O conceito de investimento envolve conceitos econômicos mais complexos, mas
pode-se de forma mais simples adotar a definição de Downes & Goodman43: “investimento é
o uso de capital para criar mais capital” e “investimento pode referir-se a um investimento
financeiro ou a um investimento de esforço e tempo da parte de um indivíduo que deseja
colher lucros do sucesso do seu trabalho. Investimento conota a idéia de que a segurança do
principal é importante. Especulação, por outro lado, é muito mais arriscado” (tradução
própria). Keynes (1983, p. 115), permite-se “aplicar o termo especulação à atividade que
consiste em prever a psicologia do mercado e o termo empreendimento à que consiste em
prever a renda provável dos bens durante toda sua existência”. Ao longo deste estudo, adotase os termos investimento (capitais empregados) ou capitais a remunerar no sentido
apresentado acima.
Assim, quando um investidor decide adquirir ações de uma companhia, ele espera
receber um retorno “justo e razoável” por abrir mão de sua liquidez financeira.
Ao longo do tempo sua avaliação está assentada sobre a comparação de quanto “abriu
mão” a valor presente e qual foi o retorno, esse último comparado com alternativas similares
de risco. É importante ratificar que a atividade regulada pretende estabelecer uma estabilidade
do retorno compatível com tal risco. Assim, a expectativa e o comportamento do investidor
são, obviamente, muito conservadores (avesso ao risco).
Para chegar-se a uma BRR que atenda à lógica de recuperação e remuneração do
investimento das empresas distribuidoras de energia elétrica, deve-se avaliar os seguintes
aspectos: (a) a referência adequada para uma BRR que contemple os conceitos apresentados;
(b) o valor do ágio pago no leilão da privatização para as privatizadas e (c) critérios de
valorização para a BRR.
43
Downes, J. e Jordan E.Goodman, Dictionary of Finance and Investment Terms, Ed. Barron’s, 1998, EUA.
66
4.3.1 Referência para uma BRR
Conforme apresentado na seção 4.2, a lógica subjacente a qualquer investimento incluindo as ações44 - é o conceito de Valor Presente Líquido (VPL) e seu principal
instrumento de apuração é o fluxo de caixa descontado. Normalmente, o cálculo do fluxo de
caixa
descontado
é
complementado
com
análises
de
múltiplos
de
mercado
(receita/consumidor, MWh vendido/consumidor, etc.) e transações comparáveis.
Na sua forma original, o valor presente líquido envolve três variáveis: os montantes
líquidos futuros gerados pelo investimento, os capitais próprios e de terceiros empregados e a
remuneração desses capitais. Qualquer investimento somente é viável se o VPL for superior a
zero, ou seja, o valor presente dos fluxos futuros for, no mínimo, igual aos capitais
empregados. Aqui se encontra subjacente o conceito de funding do empreendimento, ou seja,
o montante total de capitais de terceiros (B) e capitais próprios (S). Todo o resto mantido
constante, qualquer parte de B ou S que não seja recuperada ou
remunerada implica
desequilíbrio da equação inicial.
Sob o ponto de vista contábil, pode-se identificar o mesmo valor a ser remunerado
com base na seguinte equação fundamental da contabilidade45, primeiramente resolvida a data
da privatização:
a) Ativo = Passivo
b) Ativo Circulante + Ativo Realizável a Longo Prazo + Ativo Permanente = Passivo
Circulante + Passivo Exigível a Longo Prazo + Resultado de Exercícios Futuros +
Patrimônio Líquido
O grupo Ativo Permanente é composto pelos subgrupos Investimentos + Ativo
Imobilizado + Ativo Diferido, e a diferença entre Ativo Circulante e Passivo Circulante é
usualmente denominada Capital de Giro, assim:
c) Capital de Giro + Ativo Realizável a Longo Prazo – Passivo Exigível a Longo
Prazo – Resultado de Exercícios Futuros + Investimentos + Ativo Imobilizado +
Ativo Diferido = Patrimônio Líquido (S)
Como se pretende recuperar e remunerar os capitais próprios e os de terceiros
(“capitais a remunerar”), a expressão acima pode ser reescrita transferindo para o lado direito
44
45
Ver Brigham (1999, p. 307) e Ross et alii (2002, p. 92).
Ver Lei 6.404/76 art. 178.
67
da equação os capitais de terceiros remuneráveis, basicamente empréstimos e financiamentos,
mas inclui todos os recursos obtidos para os quais são pagos juros:
d) Capital de Giro + Capitais de Longo Prazo Líquidos + Investimentos + Ativo
Imobilizado + Ativo Diferido = Capital de Terceiros (B) + Patrimônio Líquido (S).
Tendo em vista a imaterialidade dos ativos relacionados à comercialização, os ativos
apresentados pela distribuidora no momento da privatização constituem-se nos principais
itens que refletem os capitais empregados oriundos dos capitais a remunerar (B + S),
principalmente o capital de giro (saldo de clientes, estoques, etc.), ativo fixo (subestações,
alimentadores, estruturas, etc.) e eventual ágio (goodwill) pago na aquisição.
Em resumo, os capitais empregados em ativos tangíveis (fios, subestações,
informática, estoques, etc.) têm uma contrapartida equivalente em capitais a remunerar (B +
S). Assim, pode-se adotar como base para a recuperação e remuneração de capitais quer os
capitais empregados quer os capitais captados para investimento (ou funding).
Cabe observar que os capitais empregados devem atender a duas condições para
candidatar-se a remuneração no âmbito da regulação tarifária: (a) serem pertinentes à
atividade empresarial de distribuição de energia elétrica; (b) serem prudentes. Se a primeira
condição é intuitiva, a segunda pode ser um pouco mais complexa de definir. Socorre-se aqui
da definição da Regra de Investimento Prudente, consagrada no mercado e jurisprudência
americana46: “...a Regra do Investimento Prudente [...] pretendeu, por outro lado, não
encorajar investimento e capitalização fictícias...e deste modo proteger aqueles que pagam
tarifas de suportar capacidade excessiva, abandonada, destruída ou fantasma” (tradução
própria).
Antes de se prosseguir com a análise dos principais métodos de avaliação dos ativos e
sua adequação face ao conceito de BRR referido inicialmente, convém analisar o conceito
subjacente ao ágio pago na aquisição e sua adequação de inclusão na BRR face aos conceitos
de pertinência e prudência.
4.3.2 Valor do Ágio Pago no Leilão da Privatização
O ágio pago na aquisição da distribuidora privatizada é, por definição, a diferença
entre o valor pago na aquisição e o valor do Patrimônio Líquido da empresa adquirida após o
46
Ver US Supreme Court, Verizon Communications Inc. et alii versus Federal Communications Commission et
alii, Nº 511, transitado em 31 de maio de 2002.
68
exercício do “valor justo” (fair value). Essa definição decorre do tratamento financeiro47
habitual e das normativas contábeis internacionais. Assumindo que a definição contábil deve
refletir a essência econômica da transação, o Comitê de Padrões Internacionais de
Contabilidade (International Accounting Standards Committee ou “IASC”), estabelece a
maneira de registrar uma aquisição, conforme segue48:
“Uma aquisição deve ser contabilizada pelo seu custo, sendo o montante de caixa ou
caixa-equivalentes pago, ou o justo valor, na data da transação, e de outras considerações de
compra atribuídas pelo adquirente na transação para o controle dos ativos líquidos de outro
empreendimento, mais qualquer custo diretamente atribuível à aquisição” (tradução própria).
Conforme discutido anteriormente, o cálculo econômico obtido por meio do Fluxo de
Caixa Descontado leva em consideração o valor total investido (o quanto o investidor “abriu
mão”). O registro contábil procurará refletir o evento econômico por meio do registro
definido pelo IASC. No caso das distribuidoras privatizadas, esse valor total é simplesmente o
valor pago no leilão da privatização.
Resta ainda definir o que se entende por ágio. A norma IAS49 define ágio como:
“Qualquer excesso do custo de aquisição em relação ao direito do adquirente ao justo
valor dos ativos e passivos identificáveis adquiridos à data da transação deve ser descrito
como ágio e reconhecido como um ativo.”
A norma IAS Nº 22, item 39, também define procedimentos para se apurar o “valor
justo” dos ativos e passivos (ativos líquidos) adquiridos. No entanto, o aspecto mais
importante para a presente discussão é que a prática do exercício do “valor justo” no Brasil
não é prática corrente50, ao contrário de países como Estados Unidos e Inglaterra. A ausência
do exercício do “valor justo”, conforme recomenda a boa prática contábil internacional, acaba
por agregar ao saldo de ágio (goodwill) eventuais ajustes necessários para adequar saldos
contábeis à sua realidade econômica. Um bom exemplo disso é o Ativo Imobilizado, o qual
normalmente tem um “valor justo” diferente do seu valor contábil, mas devido à ausência de
avaliação à data da aquisição pode conduzir ao reconhecimento de um ativo fixo por valor
muito diferente daquele utilizado para fins de cálculo do valor de compra.
O conceito de ágio na aquisição, depurado pelo exercício do “valor justo”, deve
representar o “pagamento feito pelo adquirente em antecipação aos benefícios econômicos
47
Ver Copeland (2000, p. 176).
International Accounting Standards Nº 22, item 21.
49
International Accounting Standards Nº. 22, item 41.
50
Apesar dessa ausência normativa, vale a pena recordar que o Instituto Brasileiro de Contabilidade –IBRACON
– é membro do IASC.
48
69
futuros” (IASC Nº 22) decorrente de ativos líquidos não registrados ou não registráveis no
balanço. Exemplos típicos são os valores das marcas, que indubitavelmente podem contribuir
para a geração de caixa futuro, qualidade da carteira de clientes, distribuição ou características
subjetivas dos ativos físicos, etc. No caso das distribuidoras, alguns exemplos podem ser
citadas: características dos consumidores e sua demanda futura, densidade da rede,
características geográficas e meteorológicas da região, etc. Como se vê, há total pertinência
do ágio pago na data da aquisição em relação ao negócio.
Há, por vezes, equívocos em relação à definição de ágio quando se assume o valor
econômico mínimo atribuído pelo controlador original quando da execução dos leilões. O
balizamento obtido pelo cálculo do valor econômico mínimo foi, sem dúvida, útil para
estabelecer um patamar para a alienação de um ativo do Estado, sem o qual poderia encontrar
um valor de mercado inferior ao pretendido ou considerado mínimo para o prosseguimento da
privatização. Leal (2000) analisa os resultados e dificuldades do processo de desestatização
das distribuidoras de energia elétrica em 1997. Aquele autor esclarece que “uma resposta que
cobre praticamente todas as situações é que, na realidade, o vendedor desconhece o valor do
bem colocado à venda, ainda que ele esteja previamente avaliado na forma de um preço
mínimo” e continua “o leilão, assim entendido, é um mecanismo de extração de informações
dispersas entre compradores potenciais, que, por sua vez, desconhecem a avaliação dos
concorrentes, ensejando uma variedade de estratégias destinadas a ocultar a revelação do
valor atribuído ao bem até o ponto em que o vendedor aceite um determinado lance como
sendo vencedor”.
O método empregado na fixação do preço mínimo em praticamente todos os leilões de
privatização no âmbito do PND (Programa Nacional de Desestatização) e dos programas
estaduais foi o de fluxo de caixa a valor presente. Entretanto, não se conhecem os parâmetros
utilizados – expectativas de evolução do mercado, dos preços e das variáveis financeiras
relevantes, em especial taxas de juros e câmbio. A julgar pela experiência dos agentes
participantes do leilão e pela convergência dos resultados (ver Anexo A), os preços mínimos
das empresas do setor elétrico devem ter sido fixados próximos ao limite inferior dos valores
apurados51. Assim, o valor estabelecido como mínimo é, obviamente, mínimo. Nenhuma
regra foi estabelecida para o preço máximo. Naturalmente, o estabelecimento de uma regra de
preço máximo não era do interesse do controlador original. Adotar o preço mínimo como
51
Em tese, há a possibilidade de conluio entre os participantes, embora o resultado esperado nesse caso seria
lances muito próximos ao do valor mínimo.
70
referência não faz sentido dentro da lógica estabelecida para se realizar um leilão. Mas se o
preço mínimo de referência não se constitui no “valor justo” da transação, resta perguntar se o
valor pago é excessivo ou, dentro da definição já discutida, “imprudente”.
Um primeiro aspecto relevante a considerar para assumir o valor de mercado como o
“valor justo” deriva do fato da impossibilidade de qualquer exercício de Fluxo de Caixa
Descontado – ainda que seja o instrumento preferencial de avaliação - quantificar os efeitos
dinâmicos do processo de avaliação via leilão, os quais são apresentados na moderna “Teoria
dos Jogos” na literatura econômica. O que se espera do leilão é atingir-se um resultado
eficiente de equilíbrio, ainda que às custas de eventuais receitas adicionais perdidas52.
Cabe, portanto, ao mercado estabelecer o preço justo para as ações em leilão, aliás,
como é realizado diariamente em mercados eficientes como as Bolsas de Valores ao redor do
mundo, em linha com as regras e modalidade operacional estabelecida pelos leilões públicos.
A sistemática adotada na venda desses ativos ao setor privado – envelopes fechados mais a
possibilidade de leilões abertos entre o ofertante do melhor lance e o do segundo melhor lance
até 10% abaixo do primeiro53 – conduziria necessariamente ao aumento do valor final de
venda e, portanto, do ágio sobre o patrimônio líquido. Trata-se de um fenômeno típico e
esperado em jogos dessa natureza. Entendemos que o modelo de venda adotado, ou seja,
leilões, desempenhe esse papel notavelmente e não se pode atribuir a qualquer participante o
controle do resultado dada a assimetria de informações.
Em segundo lugar, um exemplo inequívoco do sucesso desses leilões, é que a
diferença entre o ágio máximo e o ágio médio oferecido nos leilões é muito pequena, numa
evidência de convergência que as avaliações de mercado (todas baseadas no método de fluxos
de caixa descontados) convergiram para valores muito próximos, em particular quando se
avalia separadamente o bloco dos competidores relevantes – agentes com experiência
comprovada no setor de utilities54 (ver Anexo A). Essa característica dos agentes é reforçada
pela convergência das propostas e afasta a “maldição do vencedor”55. Conforme discutido
anteriormente, os players de um mercado regulado são, por sua natureza, investidores avessos
ao risco, portanto, não especuladores.
52
Ver Menezes (1993, p. 317-348).
BNDES (2000) e Ministério das Minas e Energia (2000).
54
Note-se que esta constatação só não é mais enfática em função de distorções provocadas pelas turbulências
financeiras internacionais decorrentes da crise asiática, que influenciou negativamente o ambiente de negócios
no Brasil ao reduzir a liquidez e a disposição ao risco de alguns grupos econômicos, potenciais investidores no
setor, especialmente os estrangeiros.
55
A “maldição do vencedor” é a conclusão, a posteriori, de um comprador que julga ter pago muito pelo ativo.
53
71
Em terceiro lugar, outra forte argumentação em favor da razoabilidade das propostas e,
conseqüentemente, da inexistência de imprudência das mesmas, é a avaliação complementar
via múltiplos de mercado ou transações comparáveis. As transações comparáveis devem ser
utilizadas com cuidado como fonte de informação, dada a dispersão qualitativa e quantitativa
dos perfis das empresas privatizadas. Contudo, a comparação de múltiplos de mercado aponta
para resultados interessantes. Um exemplo é a privatização da Rio Grande Energia (RGE) e
AES-Sul. Elas apresentaram valores adicionais em relação ao valor mínimo da ordem de
82,6% e 93,6%, respectivamente, para valor econômico por consumidor de R$ 2.248,20 para
a RGE, e R$ 2.071,70 para a AES-Sul. O valor econômico em relação à Receita Operacional
Líquida foi de 3,8 vezes para a RGE e 3,3 vezes para a AES-Sul56. Tal convergência, como é
de se esperar, reflete a substância econômica do cálculo dos proponentes, tendo em vista sua
experiência e aversão ao risco.
Finalmente, pode haver alguma argumentação no sentido de afirmar se o ágio pago na
privatização tornaria as tarifas excessivamente caras, não atendendo ao princípio da
modicidade tarifária. Essa discussão merece análise exaustiva e específica sob o ponto de
vista de estrutura tarifária e escapa ao presente estudo, uma vez que envolve aspectos
estruturais e históricos como, por exemplo, comparações internacionais ou de preços relativos
dentro da economia brasileira ou a estrutura tarifária e as subjacentes elasticidades-preço
devem ser adequadamente ponderadas antes de se concluir sobre se o nível tarifário é
excessivo e inadequado para sinalizar ao mercado o real custo econômico do serviço (ver
seção 2.3).
De acordo com a consultoria A. T. Kearney (2002), em 2000 a tarifa média residencial
no Brasil era de US$ 85/MWh enquanto a média internacional era de US$ 112/MWh e a tarifa
média industrial brasileira era de US$ 39/MWh e a média internacional era de US$ 58/MWh.
Caberia a pergunta: serão as tarifas brasileiras realistas face à necessidade de atração de novos
capitais para o setor elétrico, em que o custo de capital e os riscos inerentes são mais elevados
do que a média internacional ?
A ausência de estudos econométricos sobre a estrutura da demanda e suas
elasticidades, o fato da dispersão do valor do ágio sobre um período de concessão de 30 anos
(líquido dos benefícios fiscais correspondentes, isto é, em média 1/3), invalida opiniões
arbitrárias sobre a incompatibilidade do ágio com a modicidade tarifária.
56
Ver LEAL (2000). O autor apresenta comparações e discussões interessantes sobre os múltiplos identificados e
a convergência de dispersão daqueles indicadores em relação ao coeficiente de variação da média dos ágios
estudados.
72
Poder-se-ia supor que o ágio pago no momento da privatização já tenha tido sua
oportunidade de recuperação durante os primeiros anos de ausência de revisão tarifária, cujo
“Fator X” foi definido como zero (5 anos para a maioria das empresas). Uma breve análise da
metodologia atual de reajuste tarifário nos conduz a que se duvide dessa afirmação, uma vez
que a natureza capital – intensiva da atividade de distribuição –condiciona a que o montante
do custo de capital da BRR seja superior ao montante das despesas de “O&M”, composto
principalmente pelo fator trabalho, ambos incluídos no momento da privatização na
denominada parcela B (“custos gerenciáveis”). Ainda que ambos fossem iguais à partida, o
critério de corrigir a parcela B pelo IGP-M e, deste modo, atualizar a parcela de custo de
capitais e custos de O&M, a evolução do custo efetivo do capital seria muito superior: por
exemplo, de novembro de 1997 a junho de 2002 a variação acumulada do IGP-M foi de 55,8
% e a variação acumulada do CDI de 154,9 %. Caberia ainda agregar ao custo mínimo de
remuneração (CDI), os aspectos adicionais de risco relativos ao setor elétrico. Um breve
estudo da evolução destes custos de capital e de O&M é apresentado na seção 4.6.
A inclusão do ágio na base de remuneração dos capitais empregados parece
inequívoca, tendo em vista as definições de pertinência e prudência inicialmente
estabelecidas. Sua exclusão implica uma perda correspondente à parcela do investimento
realizado, ou seja, o capital empregado não será totalmente recuperado e remunerado. Essa
situação caracteriza uma situação amplamente discutida nos Estados Unidos como Stranded
Investment
(um subtítulo de
Stranded Cost)57, o qual pode ser traduzido como
“investimentos encalhados”. Esse conceito deriva da desregulamentação dos mercados e sua
restrição competitiva para a recuperação dos vultosos investimentos iniciais (sunk costs)
realizados pela indústria de rede (network industries)58. A diferença no caso brasileiro, é a
restrição imposta pelo agente regulador, não pelo futuro mercado competitivo, no âmbito
regulatório da concessão. A impossibilidade de recuperar os capitais empregados e seus
custos inviabiliza futuros investimentos e agride o conceito de EEF da concessionária. O
Departamento de Energia dos Estados Unidos (1997, p. 17) define custos de capital como “...o
custo dos fundos emprestados de investidores ou instituições financeiras e a compensação aos
acionistas que é exigido para obter investimentos no mercado de capitais. Falhas para
compensar os investidores ou instituições financeiras adequadamente podem resultar em
57
58
Ver Sidak e Spulber (1988, p. 28-29).
Ver Sidak e Spulber (1988, p. 25)
73
falência. Falha em compensar os acionistas adequadamente pode tornar difícil levantar fundos
no futuro” (tradução própria).
Cabe ainda realçar que, dado o risco regulatório referente a não aceitação de “ágios”
na base de remuneração, tal situação conduzirá, obviamente, a que futuras propostas em
leilões de privatizações limitem-se ao valor mínimo ou ao valor contábil do patrimônio
líquido. Sem dúvida, um prejuízo para toda a sociedade.
4.3.3 Critérios de Valorização para a Base de Remuneração
Conforme apresentado nos tópicos anteriores, entende-se que a BRR integra ativos de
diversas origens, os quais se constituem nos capitais empregados no empreendimento e que
são contrapartida dos capitais a recuperar e remunerar (funding) da empresa. Capital de Giro,
Ágio, Custos Diferidos e Ativo Imobilizado, entre outros, devem ser incluídos na BRR para se
atingir o EEF da concessionária.
Para além do ágio pago na privatização, um grupo de ativos que merece discussão
mais alongada é o Ativo Imobilizado devido à sua complexidade de reconciliação entre os
movimentos históricos e o seu reflexo no funding da empresa.
A Nota Técnica Nº 148 de 7 de junho de 2002 e a Resolução Nº 493 de 03 de
setembro de 2002 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), respectivamente,
comentam acerca dos principais métodos para a definição da BRR e determinam o método do
custo de reposição pelo valor de mercado para as revisões tarifárias a partir de 2003. A seguir,
comenta-se acerca dos principais métodos de avaliação face aos conceitos anteriormente
apresentados.
a) Custo Histórico
Embora apresente-se como uma medida com facilidade de identificação e controle, são
conhecidas as distorções a que estão sujeitas avaliações desta natureza, em especial no caso
brasileiro:
9 períodos de alta inflação pré-Plano Real (taxas chegavam a 80% ao mês e superavam
5.000% ao ano), que tornam complexos e arriscados exercícios de correção de valores
reais;
9 políticas de controle da inflação não raro produziram resíduos inflacionários relevantes na
conversão de moedas com instrumentos do tipo tablitas e outros conversores (Planos
74
Bresser, Cruzado, Collor e Real), de forma que a evolução histórica dos diversos índices
de preço reflete precariamente as mudanças efetivas no valor real dos ativos;
9 acumulo de distorções entre os diversos índices de inflação, que cobrem períodos (mês
cheio ou parte de dois meses etc.) e regiões diferentes (cobertura nacional, estadual e para
capitais), de modo que há diferenças importantes conforme o índice utilizado;
9 desconhecem-se, na maioria das empresas privatizadas, os critérios de capitalização de
juros ou outros custos ocorridos no passado e, muito menos, se houve prudência no
investimento efetuado;
9 os critérios de depreciação, fortemente baseados em taxas fiscais ou regulatórias, podem
distorcer o saldo líquido atual quando comparados aos “valor justo”.
Embora a Escelsatenha assinalado a opção pela avaliação segundo o valor contábil
histórico durante a primeira revisão tarifária (ver Nota Técnica Nº 10 da ANEEL), a ANEEL
acatou sugestões daquela empresa para a correção monetária pelos padrões US GAAP.
Entretanto, se por um lado, tal medida ameniza a distorção da base do ativo imobilizado por
inserir um critério de atualização, por outro adiciona mais uma variável de comportamento
conjuntural: a taxa de câmbio histórica.
Adicionalmente, se se deseja identificar uma base para o “valor justo” inicial, deve-se
ponderar o efeito das distorções entre o custo histórico e o valor que se encontra embutido no
ágio pago, ambos considerados à data da aquisição. O ágio, como analisou-se na seção 4.3.2
na conceituação contábil acabou por absorver todas essas diferenças. Para as adições, o valor
histórico corrigido pelo mecanismo citado na seção 4.3.3.4 pode amenizar as diferenças
mencionadas.
Em resumo, todas as distorções citadas e outras, que uma análise mais profunda possa
revelar, acabam por invalidar o Critério do Custo Histórico como referência, quer para o saldo
inicial quer para as adições posteriores. O principal efeito dessa BRR parcial é que a base de
cálculo é incompleta e insatisfatória sob o ponto de vista da recuperação e remuneração dos
capitais empregados e, conseqüentemente, não há EEF.
b) Custo Corrente
O critério do Custo Corrente apresenta os mesmos problemas relacionados para o
Custo Histórico, contudo esses são parcialmente amenizados pela correção monetária. Ainda
75
que amenize as distorções referidas, a simples correção monetária do ativo imobilizado não
reflete, nem refletirá, a recuperação do capital empregado e a sua justa remuneração. Ainda
que o Ativo Imobilizado representasse exatamente os capitais a remunerar, isto é,
representasse 100% dos capitais empregados, o custo do capital, em particular no Brasil que
apresenta taxas e riscos entre as maiores do mundo, é muito superior à simples inflação.
c) Custo de Reposição
Este é o método selecionado pela agência reguladora através da Resolução 493/2002.
Os métodos de valorização do ativo pelo preço corrente de mercado para substituí-lo nas
mesmas condições produtivas tornam a avaliação complexa59 muito suscetível às variações de
preço em mercados muito específicos (por exemplo, setores de equipamentos elétricos,
construção civil etc.), cujas condições de mercado ao longo do tempo não necessariamente
têm relação com o setor de energia elétrica60.
Há que considerar também que práticas históricas e obrigatórias definidas pelo próprio
regulador (como o “Juros sobre Obras em Andamento”, capitalizações de despesas
operacionais e taxas de depreciação regulatórias), além da capitalização de juros de
empréstimos vinculados a projetos específicos de acordo com as regras contábeis brasileiras,
podem gerar ajustes que invalidem o Ativo Imobilizado, adotado como referência em
decorrência da comparação com o valor de reposição.
Outro fator que pode distanciar a avaliação do ativo imobilizado dos respectivos
capitais a remunerar é a própria capacidade gerencial de cada empresa ou grupo de empresas
de negociar com seus fornecedores.
Do mesmo modo que o Custo Histórico e Corrente, o método do Custo de Reposição
não satisfaz as condições necessárias de espelhar os capitais a remunerar, exceto por uma
coincidência de valores. Todos esses critérios devem ser ajustados para tal fim. O imenso
trabalho de avaliar os ativos, além de inventariar os itens físicos, com custos de elevada
proporção não será frutífero para o objetivo de EEF da concessionária e de possibilitar a
continuidade de atração de capitais para os novos investimentos. A linguagem do mercado
59
Um exemplo das dificuldades técnicas e físicas da avaliação é a especificação das condições produtivas, como,
por exemplo, equipamentos, cabos e instalações não mais comercializados ou ultrapassados tecnologicamente.
60
O caso dos equipamentos elétricos é um exemplo interessante destas distorções. Nos anos oitenta e até meados
dos anos noventa, os preços dos equipamentos cresceram muito, basicamente em função de dois fenômenos: a)
fechamento do mercado nacional, com forte elevação das tarifas de importação e conseqüente encarecimento dos
preços no mercado doméstico; e b) prática de sobrepreço devido à elevada inadimplência no setor. Ver Camargo
(2001).
76
financeiro e de capitais não está assentada sobre o valor histórico ou corrente dos ativos, mas
na sua capacidade de gerar benefícios econômicos futuros, em particular geração de caixa
adequada para remunerar o funding ou, ainda permitir a recuperação e remuneração dos
capitais empregados.
d) Critério Do Funding
Como viu-se, os métodos de avaliação do Ativo Imobilizado apresentam distorções e
severas incertezas em relação à necessidade fundamental de atingir o EEF.
Ainda que tais problemas possam ser contornados para o mercado submetido à
regulação de preços – por exemplo por meio de vetores de correção da inflação para os
períodos de mudança no padrão monetário –, o ponto crucial é estimar o montante dos
capitais a remunerar para que possa ser recuperado e remunerado de forma “justa e razoável”.
Por exemplo, no caso das empresas privatizadas, este montante corresponde ao valor
pago pelo direito de uso dos ativos, que se obtém estimando-se a capacidade de geração de
caixa da empresa ao longo do período de concessão – que, por sinal, não guarda nenhuma
relação com o valor dos ativos a custo contábil histórico, corrigido monetariamente ou
avaliado a mercado.
Estas constatações levam à seguinte conclusão: a BRR inicial é o preço final de
compra do ativo que encontra contrapartida nos capitais a recuperar e remunerar (funding), ou
seja, capitais próprios e de terceiros — e não os valores derivados de uma seqüência
desconhecida de decisões de investimento tomadas no passado remoto, os quais se constituem
apenas parte dos capitais empregados. As adições de capital posteriores devem ser somadas
aos capitais a remunerar para o cálculo do fator de recuperação e remuneração do capital.
Portanto, métodos de avaliação de ativos para definição dos capitais empregados e a
serem recuperados e remunerados não são aderentes à realidade das distribuidoras, em
particular das privatizadas. No caso das empresas privatizadas, a BRR não é outra senão o
valor pago pela concessão mais o capital remunerável adicionado aos fundos investidos
posteriores – próprios e de terceiros – os quais refletem inteiramente o capital a recuperar e a
remunerar (funding). Ora, é com base neste montante de capital que o investidor irá avaliar o
retorno obtido, o que irá influenciar suas decisões de inversão em futuras privatizações e/ou
na expansão do sistema. Portanto, é esta a base de referência para se calcular o BRR do
contrato de concessão.
Vista pelo lado do passivo, a BRR equivale ao capital próprio mais o capital de
terceiros investido na empresa. Por fim, ambos correspondem ao conceito de funding —
77
capital de empreendimento. O funding é um conceito fundamental em teoria econômica. O
conceito de funding incorpora todos os elementos do capital de investimento – capitais a
remunerar, expectativas de retorno no mercado de atuação principal (taxa de lucro), custo de
oportunidade (taxa de juro ativa) e custo efetivo do capital de terceiro (taxa de captação ou
juro passivo). Na prática, são os mesmos elementos utilizados no critério de apuração do fator
de recuperação do capital. Em sua forma contábil, trata-se meramente da soma do capital de
terceiros remuneráveis, tais como empréstimos, financiamentos e debêntures de curto e longo
prazo, mais o capital próprio (patrimônio líquido) a valor de histórico corrigido e recuperado
pelo fator de recuperação de capital61.
No balanço das empresas, a BRR assim definida equivale ao somatório, em forma
dinâmica, do capital de trabalho (circulante e líquido a longo prazo) e do ativo permanente,
esse último incluindo o ativo imobilizado, o ativo diferido e o valor do investimento mais ágio
61
Devido ao valor de mercado das ações embutir aspectos especulativos de mercado e, em virtude da
realização do seu valor potencial se dar no futuro desconhecido, há incerteza sobre o valor efetivo de
realização face ao valor de mercado ou de “capitalização”. A crítica mais comum ao critério do funding
como mecanismo de apuração do “valor justo” dos capitais a remunerar assumindo o valor de mercado para
os capitais próprios, relaciona-se à “circularidade” do valor de mercado de tais capitais próprios,
representado pelos valores das ações.
Alega-se que o valor de mercado é determinado pelas tarifas
autorizadas e estas, por sua vez, são determinadas para refletir o custo de capital do valor de mercado. Os
argumentos habituais apresentados em prol da solução de preço de mercado são:
a)
Conforme discutido, uma característica dos mercados regulados é de não permitir ganhos ditos
extraordinários, ou seja, não há lucro nem prejuízo econômico. O típico investidor de empresas
desse mercado é conservador (avesso ao risco). Pode-se concluir que a expectativa de retorno de tal
investidor é simplesmente o custo de oportunidade do capital empregado. Em outras palavras, os
capitais empregados corrigidos pela taxa de juros de ativos da mesma classe de risco;
b) taxa de juros, incluindo os riscos pertinentes, deve ser capaz de atrair novos capitais para os
projetos da empresa, razão fundamental para o estabelecimento de remuneração compatível com o
mercado;
c)
o mercado é reativo e, no entender deste trabalho, altamente eficiente. Isso implica que os preços
dos ativos financeiros ajustam-se imediatamente às informações reveladas ou aos riscos potenciais.
O órgão regulador não deve esperar que o mercado sinalize o valor da empresa;
d) dado o caráter capital – intensivo com retorno a longo prazo, flutuações conjunturais da taxa de
juros ou riscos não deveriam afetar a taxa de remuneração utilizada. Tal cuidado permite maior
estabilidade e modicidade tarifária.
A solução da matriz das equações acima deve indicar a taxa de remuneração “justa e razoável” para os capitais
próprios e, uma vez que as projeções de fluxo de caixa futuro são facilmente disponibilizadas e auditáveis por
empresa independente, o cálculo do valor de mercado é identificado.
78
pago no momento da aquisição. O critério de valorização desses ativos é indiferente, desde
que a diferença entre a BRR e os capitais a remunerar (B + S) sejam incluídos no cálculo do
fator de recuperação de capital. A inclusão de ativos na BRR deve respeitar as regras de
pertinência e prudência.
O funding, portanto, apresenta as seguintes propriedades: a) representa com maior
fidelidade os capitais empregados e a serem recuperados e remunerados; b) reflete os custos
do capital a remunerar no mercado de referência (Brasil); c) é de apuração simples e objetiva,
podendo ser facilmente auditado por empresas especializadas e dispensa discussões e longos
estudos sobre a ótica da composição e correção do ativo, o que é muito mais simples do que
uma avaliação dos ativos a custo de reposição; d) aproxima-se da linguagem do mercado
financeiro e de capitais62, quer para empresas privadas quer para empresas estatais, para a
difícil missão de atrair e remunerar adequadamente os capitais.
É importante salientar que, em diversos países, os critérios adotados foram definidos
levando em consideração, obviamente, a realidade local. Tal realidade caracteriza-se, por
exemplo, por custo financeiro baixo em relação a países como o Brasil, em que não houve
ágio na aquisição de empresas, as tarifas na época da privatização estavam em patamar
elevado permitindo perdas de margem, a defasagem entre a base remuneratória e os capitais a
remunerar não eram relevantes devido a flutuações mínimas de mercado, etc. Para países
como o Brasil, Argentina e muitos outros em fase de consolidação de mercados competitivos
e condições macroeconômicas turbulentas, os critérios internacionais podem não serem
aplicáveis.
Munidos dessa prudência, também é importante que se verifique a experiência
internacional. Por exemplo, o regulador britânico assumiu o “valor de empreendimento”, isto
é, capitalização de mercado63 mais as dívidas líquidas das concessionárias como BRR (ver
estudo da A . T. Kearney 2002). O modelo de privatização do Reino Unido é um modelo
consagrado de privatização, ainda que ajustes e melhorias tenham sido implementados ao
longo da última década.
62
No entender do trabalho, devido à eficiência do mercado, o estabelecimento da metodologia tarifária
permitindo a recuperação e remuneração dos capitais efetivamente investidos na empresa ajustaria o valor de
mercado das ações imediatamente a este ponto de referência. Flutuações especulativas seriam sensivelmente
diminuídas.
63
O valor de mercado derivou da venda em bolsa e ainda ajustado para cima em alguns casos para refletir
expectativas de dividendos e risco dos potenciais investidores.
79
A longa experiência americana também deve ser observada. Nas palavras de Khan64,
concluindo um breve histórico sobre as longas discussões sobre tarifas justas e base de
remuneração julgadas pela Supreme Court dos Estados Unidos, ele propõe um teste
pragmático: “...as companhias reguladas estão obtendo sucesso em atrair os capitais que elas
requerem ?” (tradução própria). Entenda-se capitais como capitais de terceiros e, em
particular, próprios.
Em resumo, pretende-se apresentar os argumentos econômicos para a definição de
uma BRR que permita o EEF. O conceito apresentado assume os capitais empregados no
empreendimento com base nos capitais a recuperar e a remunerar (funding) da empresa. A
contrapartida do funding, os capitais empregados, deve incluir os ativos correspondentes, tais
como Capital de Giro, Ágio, Custos Diferidos e Ativo Imobilizado e que atendam aos
critérios de pertinência e prudência para serem incluídos na BRR.
4.4 ESTRUTURA E REMUNERAÇÃO DOS CAPITAIS A REMUNERAR
Nesta seção pretende-se discutir outros dois componentes fundamentais para o cálculo
do fator de recuperação de capital (FRC): a estrutura e a taxa de remuneração dos capitais
empregados.
4.4.1 Estrutura dos Capitais a Remunerar
Como regra geral, a sabedoria financeira prega que o objetivo da empresa é maximizar
seu valor para os acionistas. O conceito de valor pode ser entendido como o preço de mercado
das ações da empresa, o qual, por sua vez, é o reflexo das decisões de investimento,
financiamento e distribuição de dividendos da empresa.
Em particular, as decisões de financiamento contribuem para a elevação do risco total
da empresa por agregar ao risco básico do negócio65 o risco financeiro derivado da decisão de
64
Kahn, A. (1988, p. 41). O autor faz um interessante resumo sobre disputas em nível da Supreme Court dos
Estados Unidos, referindo-se a casos clássicos como Smyth versus Ames, 169 US 466 de 1898 (discussão sobre
o valor justo a ser cobrado pelo uso de propriedades utilizadas pelas ferrovias) e Federal
Power Comission versus Hope Natural Gás Co, 320 U.S. 591 de 1944 que discute a BRR adequada dos ativos.
65
No presente estudo assume-se que o risco básico do negócio mais o risco financeiro representam o risco da
concessão para a distribuidora de energia elétrica. O risco básico do negócio é a incerteza acerca dos retornos
futuros sobre os capitais empregados.
80
alavancagem financeira. O uso de títulos de dívida e ações preferenciais na estrutura de
capital de uma empresa concentra o risco total sobre seus acionistas66.
Deste modo, supõe-se que os administradores devam escolher uma estrutura de capital
que maximize o valor da empresa. No entanto, essa decisão somente é frutífera sob
determinadas condições. O clássico trabalho de Modigliani e Miller67 (MM), considerado um
dos trabalhos mais importantes em Finanças e que lhes proporcionou o Prêmio Nobel, trata
desse tema em mais profundidade.
4.4.1.1 As Proposições de Modigliani e Miller (MM)
Segundo MM, o valor de uma empresa não é afetado por sua estrutura de capital. Para
atingir essa conclusão, MM assumiram os seguintes pressupostos – pouco realistas68, porém
didáticos - refletindo um mercado de capitais eficiente:
a) Não há custos de transação, tais como corretagem ou despesas de emissão;
b) Não há impostos;
c) Não há custos de falência;
d) Os investidores podem tomar empréstimos à mesma taxa de juros que as
corporações;
e) Todos os investidores têm as mesmas informações que a administração sobre as
futuras oportunidades de investimento da empresa;
f) O Lucro Antes de Juros e Imposto de Renda (LAJIR) não é afetado pelo uso de
endividamento.
As três proposições de MM pode ser resumidas como segue69:
1. O valor total de mercado da empresa e seu custo de capital são independentes de sua
estrutura de capital. O valor total de mercado da empresa é dado pela capitalização da
série esperada de rendimentos operacionais descontada à taxa apropriada à sua classe de
risco;
2. O rendimento esperado de uma ação, Ke, é igual à taxa de capitalização de uma série de
rendimentos dos capitais próprios, mais um prêmio pelo risco financeiro igual à diferença
entre a taxa de rendimentos dos capitais próprios referida e a taxa de juros, Ki,
66
Brigham e Houston ( 1999, p. 450)
Modigliani e Miller ( 1958 )
68
Brigham e Houston ( 1999, p. 474 )
69
Horne (1980, p. 271), tradução própria.
67
81
multiplicada pela a relação Dívida (B) e Capitais Próprios a valor de Mercado (S). Em
outras palavras, Ke aumenta de um modo proporcional para compensar a taxa de juros
mais barata;
3. A taxa de retorno dos investimentos é completamente independente da maneira pela qual
os investimentos são financiados. Essa proposição em conjunto com a primeira implica
uma separação completa da decisão de investimento e financiamento da empresa.
De acordo com MM, o valor da empresa sem capital de terceiros é igual ao da empresa
com capital de terceiros. Para ilustrar essa afirmação, supõe-se a seguinte situação (base
anual) de uma empresa inicialmente sem dívida.
Quadro 1: Simulação do WACC sem “Alavancagem”
LAJIR
$ 1.000
i
Juros
-
Ki
Taxa de Juros
-
E
Lucro Disponível aos Acionistas
$ 1.000
Ke
Taxa de Retorno dos Acionistas (com 100% payout ratio e sem
10,0 %
crescimento com perpetuidade) ou E/S
S
Valor de Mercado das Ações
$ 10.000
B
Valor de Mercado da Dívida
-
V
Valor Total da Empresa
WACC
Custo Médio Ponderado de Capital
$ 10.000
10,0 %
O custo médio ponderado do capital (WACC) dessa estrutura é de 10%, dada a
ausência de dívida e é calculado pela seguinte fórmula:
WACC = Ki (B / B+S) + Ke (S / B+S)
Agora, assuma-se que a empresa substitua parte do seu capital por dívidas de $ 3.000
(dívida perpétua) a uma taxa de juros anual de 5%:
82
Quadro 2: Simulação do WACC com “Alavancagem”
LAJIR
$ 1.000
i
Juros
$ 150
Ki
Taxa de Juros
5,0 %
E1
Lucro Após Juros (antes do imposto s/ lucro)
$ 850
Ke1
Taxa de Retorno dos Acionistas (com 100% payout ratio e sem
12,1 %
crescimento com perpetuidade) ou E1/S1
S1
Valor de Mercado das Ações
$ 7.000
B
Valor de Mercado da Dívida
$ 3,000
V1
Valor Total da Empresa
$ 10.000
WACC1
Custo Médio Ponderado de Capital
10,0 %
A nova taxa de retorno esperada pelos acionistas (Ke) é dada pela fórmula:
Ke1
= Ke + B/S1 x (Ke-Ki), a qual nos conduz a Ke1
= 12,1 %.
É natural supor que o acréscimo de risco financeiro oriundo do endividamento
represente maior risco para os acionistas, os quais exigirão uma taxa de retorno maior.
O novo cálculo WACC é 10%, ou seja, não há alteração em relação à empresa não
alavancada. MM contribuíram significativamente com o argumento da arbitragem, segundo
Ross e Westerfield (2002, p.324): “se as empresas alavancadas tivessem preço mais alto, os
investidores racionais simplesmente tomariam emprestado por conta própria para comprar
ações de empresas não alavancadas” (“alavancagem por conta própria”). Assim, o
endividamento não afeta o valor de mercado da empresa.
Deste modo, o custo da dívida mais o custo do capital próprio mantêm-se constante (
WACC = WACC 1) apesar da alteração da relação dívida/capital próprio. Pode-se dizer que
o custo da dívida tem duas partes: o custo explícito representado pela taxa de juros e o custo
implícito representado pelo aumento da taxa de retorno exigido pelos acionistas70. Todas as
estruturas de capital são iguais em relação ao efeito sobre o valor da empresa e, portanto, não
há uma estrutura ótima.
Retomando os pressupostos assumidos, vai-se flexibilizar aqueles relativos à
inexistência de efeitos fiscais e custos de falência, os quais se julgam de maior relevância para
os objetivos deste trabalho.
70
No exemplo, o rendimento oriundo do investimento está em equilíbrio com o a remuneração dos capitais de
terceiros e dos acionistas. De outro modo, o valor de mercado das ações refletiria o ajuste necessário para
igualá-los.
83
4.4.1.2 O Imposto de Renda
Em 1963, MM argumentaram sobre os benefícios fiscais oriundos da dedutibilidade
dos juros como despesa, enquanto os pagamentos de dividendos aos acionistas não são
dedutíveis71. MM demonstraram que o tratamento fiscal dos juros induz a empresa a
financiar-se 100% via dívidas, mantidos os demais pressupostos inicialmente assumidos. Essa
observação deve-se ao benefício fiscal do uso de capital de terceiros (Tax Shields ou Ts) e
pode ser calculado por meio da seguinte expressão:
Ts = Tc x Ki x B, onde Tc é a alíquota do imposto de renda (e contribuição social).
Supondo que os fluxos de caixa da dívida sejam perpétuos, o valor do benefício fiscal é:
Ts = (Tc x Ki x B) / Ki
ou
Ts = Tc x B
Desse modo, o valor de uma empresa alavancada difere de uma empresa nãoalavancada apenas devido ao benefício fiscal (Ts) calculado como acima. Segundo Ross e
Westerfield (2002, p. 334-335): “elevando o quociente entre capital de terceiros e capital
próprio, a empresa pode reduzir seus impostos e, conseqüentemente, aumentar seu valor total.
As importantes forças que atuam no sentido de maximizar o valor da empresa parecem
empurrá-la para uma estrutura de capital integralmente composta por capital de terceiros”.
Em outras palavras, a empresa maximizará seus benefícios fiscais (Ts) até o limite do risco
financeiro. O quadro a seguir demonstra os efeitos do imposto de renda no exemplo em tela.
71
Modigliani e Miller ( Junho, 1963)
84
Quadro 3: Simulação do WACC com “Alavancagem” e impostos
LAJIR
E2
Lucro Após Juros Ajustado pelo Ts (antes dos impostos s/ lucro)
$ 1.000
$ 901
ou LAJIR – ((1-Tc) x B x Ki))
Ts
Benefício Fiscal (Tc x B ou $ 34% x 3.000)72
$ 1.020
Ke2
Taxa de Retorno dos Acionistas (com 100% payout ratio e sem
11,2 %
crescimento com perpetuidade) ou E2/ S2
S2
Valor de Mercado das Ações (S + Ts)
$ 8.020
B
Valor de Mercado da Dívida
$ 3,000
V2
Valor Total da Empresa
$ 11.020
WACC2
Custo Médio Ponderado de Capital
9,0 %
O novo retorno esperado pelos acionistas, o qual considera os efeitos dos impostos é
dado por73: Ke2 = Ke + B/S2 x (1-Tc) x (Ke – Ki), ou seja, Ke2 = 11,2 %.
É interessante observar que o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) reduziu-se
de 10% para 9% na presença de imposto de renda sobre os juros da dívida. Mantidos o
restante constante, o valor da empresa aumenta quando o WACC diminui. Como ver-se-á a
seguir, há um limite para o endividamento proporcionar maior valor à empresa.
4.4.1.3 Os Custos de Falência e o Trade-Off
Os custos de falência e sua probabilidade acabam por funcionar como um limitador do
endividamento, ou seja, há um trade-off entre o risco do endividamento mais barato devido
aos benefícios fiscais e os custos de falência, ceteris paribus. A partir de um determinado
volume de dívida, a contribuição marginal da dívida para o valor das ações da empresa é
negativa. A figura 5 a seguir resume o efeito da alavancagem sobre o valor das ações da
empresa.
72
Assume-se que o ativo fiscal será realizado no futuro, ou seja, haverá lucro real sem restrições para seu
aproveitamento.
73
Ross e Westerfield. Op. Cit. P. 335.
85
Efeito da Alavancagem sobre o valor das ações da Empresa
Valor das Ações
da Empresa
Resultado MM Incorporando os
Efeitos da Tributação Pessoa Jurídica:
Preço da ação se não houvesse custos
e riscos relacionados a falências
Valor Agregado pelos
Benefícios Fiscais
pelo endividamento
Redução do Valor Devida aos
custos e riscos relacionados a
falências
Preço Realizado da Ação
Valor da ação
com Dívida Zero
Valor da Ação se a
Empresa não utilizasse
Alavancagem Financeira
0
D1
Valor Limite do Endividamento,
a partir do qual os custos de
falência se tornam pertinentes
Endividamento B/ B+S
D2
Estrutura de Capital Ótima:
Benefícios Fiscais Marginais =
Custos Marginais relacionados com a falência
Figura 6 – Efeito da Alavancagem sobre o Valor das Ações da Empresa
Fonte: Baseado em Ross e Westerfield (2002) e Brigham e Houston (1999).
Nota-se que o ponto ótimo será aquele na qual o Ts marginal se iguala aos custos
marginais relacionados à reestruturação financeira (ou mesmo falência), identificado pelo
ponto D2 no gráfico. Esses custos de reestruturação financeira apresentam maior dificuldade
em sua apuração devido à sua diversidade de origens e, particularmente, ao efeito da
percepção do risco dos agentes a ser incorporado no cálculo desse custo. No entanto, esse
conceito explica o comportamento do valor das ações versus o nível de endividamento.
O ponto D1 no gráfico também revela um conceito interessante: as dívidas podem
evoluir até um determinado volume que somente agrega valor ao preço das ações (domínio 0
– D1 no gráfico) e vice-versa, ou seja, o uso de capital próprio em detrimento de capital de
terceiros diminui o valor das ações da empresa.
86
4.4.1.4 O Efeito Dos Impostos Sobre Dividendos E Rendimentos
Outro aspecto relevante a considerar para a avaliação do volume de endividamento é a
tributação dos juros e dividendos/ganhos de capital do acionista (não necessariamente pessoa
física). Segundo Ross e Westerfield (2002, p. 359), o valor de uma empresa com dívida pode
ser descrito em termos de uma empresa que não têm dívidas, a saber:
SL = S + [1- [(1-Tc) x (1 – Ts) / (1- Tb)]] x B,
onde S é o valor da empresa sem alavancagem, Tb é a alíquota do imposto de renda de pessoa
física que incide sobre rendimentos ordinários como os juros e Ts é a alíquota de imposto de
pessoa física que sofre distribuições a acionistas. No modelo anterior, assumiu-se que Tb = Ts
e, deste modo, SL = S + Tc x B.
Atualmente no Brasil, a alíquota máxima do Imposto de Renda das empresas incluindo
Contribuição Social é de 34%. Não há incidência de imposto de renda sobre distribuição aos
acionistas (Ts = 0) e sobre juros de contratos de mútuos pagos aos acionistas (Tb =0)74.
Dado que o produto (1-Tc) x (1-Ts) ou 0,66 é inferior ao fator (1-Tb), há preferência
pelo uso de capital de terceiros.
4.4.1.5 O Risco da Concessão
Em razão dos argumentos acima, parece razoável supor que a agência reguladora
preocupe-se com o risco da concessão e, com objetivo de controlá-lo, intervenha limitando o
endividamento da empresa detentora da concessão. Esse controle parece pertinente dada a
propensão ao endividamento, ainda que teórico, e a perturbação que uma crise financeira
traria à comunidade atendida pela distribuidora.
No entanto, se, por um lado, um limite de endividamento parece prudente, por outro, a
sua padronização para todas as empresas pode ser inviável. Para além da dificuldade de
apuração do nível ótimo de endividamento, os elementos a seguir reforçam o argumento da
individualização das estruturas de capital:
a) As empresas ligadas à infra-estrutura, tais como as utilities de energia elétrica
apresentam a característica de serem capital-intensiva e possuírem maior estabilidade
das vendas do que empresas de outros setores. Desse modo, dependendo do estágio de
74
A tributação na fonte de juros pagos aos acionistas oriundos de mútuos (incluindo juros à pessoa jurídica) é
matéria controversa no âmbito legal e foge ao escopo dessa análise.
87
investimento em que se encontram, apresentam propensão maior ao endividamento de
longo prazo devido à sua demanda estável;
b) Por serem de origem capital-intensiva e sua demanda mais estável usufruem do
benefício de dispor de ativos ou crédito estável para oferecer como garantias de
empréstimos, apesar das restrições habitualmente impostas pela agência reguladora;
c) Devido à sua característica de prestadora de serviço de utilidade pública, a
distribuidora não pode negar acesso aos novos consumidores ou atendimento à
demanda. Tal fato a induz a investir continuamente e ocasiona flutuações de
endividamento devido ao ciclo de captação e desembolso dos investimentos;
d) Distribuidoras que apresentem maior lucratividade estão mais aptas a maior
endividamento;
e) Conforme discutido nas seções 4.4.1.2 e 4.4.1.4, o panorama fiscal e seus efeitos
decorrentes da realidade da distribuidora podem favorecer o endividamento em
detrimento dos capitais próprios. Por outro lado, a existência de prejuízos fiscais
anteriores ou depreciação elevada podem diminuir a atratividade de novos “escudos
fiscais”(Tax Shields);
f) Características dos acionistas, tais como relevância econômica, compromissos no país,
etc., podem favorecer decisões de endividamento;
g) A propensão ao risco dos acionistas e administradores contribui para o perfil da
alavancagem financeira. Conforme referido na seção 4.4.1.3, o nível de endividamento
corrente é fundamental para as decisões de novas dívidas;
h) As condições macroeconômicas e a volatilidade do mercado financeiro (Bancos e
Agências de Rating) e de capitais, tanto localmente quanto no país de origem, podem
determinar uma referência para o grau de endividamento possível;
i) A empresa pode, prudentemente, manter uma “reserva de capacidade de
endividamento” para tempos mais difíceis ou sinalizar endividamento mais baixo ao
mercado como conseqüência de expectativas de valorização das ações;
j) A empresa pode carecer de projetos economicamente viáveis e, em conseqüência, a
demanda por capitais diminuir. Ainda, se se flexibilizar o pressuposto inicial de
assimetria de informações, poderia-se ainda argumentar sobre os efeitos de
informações assimétricas entre investidores e administradores.
A experiência internacional aponta para soluções diversas, tais como o Reino Unido
que estabeleceu uma razão fixa (50/50), ou Portugal que adota a estrutura de capital efetiva da
empresa, como mostra o quadro a seguir.
88
Quadro 4: Estrutura de Capital Assumida
País
Estrutura de Capital Assumida (Dívida / Próprio)
UK
50/50 Fixa
Holanda
60/40 Fixa
Portugal
Estrutura Efetiva
Austrália
60/40 Fixa
Argentina
50/50 Ajustável
Fonte: PriceWaterhouse Coopers (Maio 2002)
Alguns reguladores internacionais adotam a prática de verificar a saúde financeira da
empresa para se assegurar de que a receita autorizada no cálculo tarifário permita o
prosseguimento dos investimentos necessários. Como parte dessa verificação, o órgão
regulador pode averiguar a adequação dos níveis de endividamento face à classificação de
crédito adequada para assegurar acesso a novos empréstimos (“ranking de crédito”). As
agências de rating normalmente se utilizam como Encargos Financeiros em relação ao Fluxo
de Caixa, a razão do Fluxo de Caixa sobre Dívida Total, Lucro antes dos Juros e Imposto de
Renda em relação aos Juros Pagos, entre outros. Esses indicadores podem ser balizadores
auxiliares para o acompanhamento e identificação dos limites de endividamento. Tais
indicadores, os quais poderíamos batizar de covenants regulatórios, deveriam situar-se em
limite não inferior aos limites médios estabelecidos no mercado financeiro para o setor de
energia elétrica.
Julga-se conveniente sugerir que tais covenants regulatórios sejam estabelecidos e
acompanhados por instituição financeira ou agência de rating independente, dado o
dinamismo e especificidade de tal matéria.
Os argumentos apresentados conduzem a concluir que a estrutura de capital das
empresas distribuidoras de energia elétrica deveria ser prédeterminadas apenas quanto a um
limite de endividamento prudente a ser estabelecido pelo agente regulador (“Covenants
Regulatórios”).
4.4.2 A Remuneração dos Capitais Empregados
Conforme discutido na seção 3.1, a recuperação e a remuneração do capital deveriam
ser contempladas por meio do Fator de Recuperação do Capital do j-ésimo capital empregado
acumulado (FRCj). Este fator de recuperação de capital empregado pela distribuidora deve ser
tal que, multiplicada pelo j-ésimo capital empregado acumulado (BRRj), possibilite a
89
recuperação total do capital e do respectivo custo (de capital). Para além do período de
recuperação a ser definido pelo órgão regulador75, a taxa WACC é a variável crítica para
apurar tal recuperação de modo “justo e razoável” por parte dos investidores. Se a taxa de
retorno permitida pelo órgão regulador for inferior ao FRC, não haverá estímulo para novos
investimentos e, no limite, haverá desinvestimento. Em contraste, um retorno superior ao FRC
estimulará investimentos ineficientes devido à oportunidade de lucros supranormais. Em
relação a este último cenário, os economistas Averch e Johnson76 identificaram, empírica e
teoricamente, que as firmas escolheriam aplicar muito mais capital relativamente a outros
fatores de produção (Efeito Averch – Johnson), o que resultaria em um produto final com
custo mais alto e ineficiente.
Assim, a taxa de retorno permitida deve ser calculada para se igualar ao FRC efetivo
da distribuidora de energia elétrica, em particular para o setor de distribuição. Naturalmente, a
estimativa do WACC para o setor ou grupos de distribuidoras é complexo, ainda que, para o
custo de capital de terceiros, o próprio mercado financeiro servirá como balizador da sua
razoabilidade face ao valor apresentado pela distribuidora. Contudo, para o cálculo dos
capitais próprios (Ke), as dificuldades para apuração são maiores, como referido a seguir.
Por meio da Nota Técnica Nº 97/2001 (Revisão Tarifária da Escelsa), a agência
reguladora adotou o modelo clássico denominado CAPM (Capital Assets Pricing Model)77
para o cálculo do custo do capital próprio, o qual é estimado por meio da seguinte fórmula:
KE = RF + β × [ E ( RM ) − RF ] + BrR
Onde:
KE = Custo do capital próprio;
RF = Taxa de retorno isenta de risco
β = Beta alavancado aplicável à empresa;
E(RM) = Retorno esperado no mercado acionário;
[E(RM) - RF] = Prêmio de risco do mercado acionário;
BrR = Prêmio de risco para o mercado de dívida brasileira.
75
Para efeitos didáticos, assume-se a perpetuidade do cálculo de retorno, ignorando assim o prazo de concessão,
usualmente de 30 anos renováveis por mais 30 anos. De outro modo, dever-se-ia apurar o montante de capital e
seu custo ainda não recuperados na data da devolução da concessão para efeitos de cálculo da indenização por
parte do Estado.
76
Ver Viscusi (2000, p. 371) e Andrade (1998, p. 109)
77
Existem outros métodos para apuração do custo de capital próprio, tais como DGM – Dividend Growth Model,
APM – Arbitrage Pricing Model e razão preço / lucro. Tal comparação foi omitida por escapar ao escopo do
presente estudo.
90
Assim, a ANEEL, utilizando-se da fórmula WACC = Ki (B / B+S) + Ke (S / B+S) ,
definiu o WACC nominal em moeda nacional em 15,61% ªª (10,11 % ªª em termos reais) a
partir de uma estrutura 60 % para o capital próprio e 40 % para a dívida e impostos de 34%
(IR/CSLL). Tal cálculo também levou em consideração as seguintes estimativas:
a) Custo de capital próprio (Ke) de 19,28% ªª, nominal, em R$ ou 12,84% ªª, real,
em R$. Identificou-se que a taxa de retorno isenta de risco (Rf) foi apurada em
8,15% ªª com base na taxa de retorno dos papéis do Tesouro dos Estados Unidos
(12/1980 a 04/2001 USTB30 – 30 anos) com vista a refletir o custo de
oportunidade dos investidores globais. O prêmio de risco do mercado acionário
apurado foi de 3,90% ªª com base no prêmio de risco da S&P 500 (12/1980 a
12/2000 S&P 500, risco zero) de 12,05 % ªª. O Beta (alavancado) foi de 0,65
(Bloomberg para empresas brasileiras) e o Risco Brasil 4,97% ªª (Cbond30 menos
USTB30 entre 01/1996 a 12/2000). O cálculo do retorno em US$ foi de 15,67% ªª
após impostos, o qual ajustado pela desvalorização esperada do real com base nas
diferenças dos indicadores de inflação (EUA de 2,5% ªª e Brasil de 5,7% ªª - IGPM) conduziu ao custo de 19,28% ªª em R$;
b) O cálculo do custo médio de capitais de terceiros (Ki) assumiu 50% da TJLP
(BNDES) com custo de 13,45% ªª (TJLP de 9,95% como média do período 20002001 mais spread básico de 2,5% ªª mais spread de risco de 1 % ªª) e 50% do custo
de debêntures ou similares no mercado nacional equivalente a 17,20% ªª (CVM
período 2000 – 2001). O resultado foi um custo de 15,33% ªª, nominal, antes dos
impostos e um custo de 9,11% ªª em termos reais.
Apesar de a estimativa do WACC por parte do regulador parecer consistente quanto à
metodologia aplicada, os dados utilizados podem não ser aderentes à realidade das
distribuidoras. Algumas observações são importantes para estudos específicos sobre tal
adequação:
a) Taxa de Inflação Esperada: Dado que a inflação projetada é determinante para o
cálculo do retorno real que o investidor obterá durante o período inter-revisões,
variações bruscas da inflação poderão afetar significativamente o retorno esperado
e perturbar o EEF. Adicionalmente, a volatilidade da taxa de câmbio da moeda
norte-americana em relação ao Real é de difícil gestão de risco (hedging), em
91
particular por referir-se a um investimento em capital físico de longo período de
maturação;
b) Beta e o Prêmio de Risco: O coeficiente ß utilizado é uma medida relativa ao risco
sistemático de um portifólio (não-diversificável) em relação ao risco sistemático
do mercado, ou seja, é a co-variância entre os retornos históricos da firma e do
mercado como um todo. Uma primeira dificuldade para o cálculo do ß da firma e
do mercado de ações brasileiros é que a amostra é pequena, instável e, no caso das
distribuidoras, oriundo do período “estatizado”. O ß das companhias e mercado
norte-americano pode não ser representativo para as necessidades brasileiras. Uma
segunda dificuldade refere-se aos efeitos endógenos oriundos dos dados utilizados
para o cálculo do ß nacional, em particular os riscos incorridos pela distribuidora
devido aos critérios da própria regulação, tais como: risco de ativos “encalhados”
(stranded asset risk), riscos de projeção (forecast risk), além do próprio impacto da
incerteza ou deficiência regulatória durante os períodos revisionais, como, por
exemplo, a adoção de um regime price cap em relação a um regime de taxa de
retorno prédefinida.
A agência reguladora adota um método usual no mercado financeiro, mas a
complexidade para o cálculo do WACC é elevada. Uma eventual falha em perseguir a
recuperação e remuneração justa e razóavel esperada do capital por parte dos investidores
locais e internacionais poderá conduzir a um FRC indesejado, prejudicando o EEF e a
dinâmica dos investimentos.
4.5 PRODUTIVIDADE DAS DISTRIBUIDORAS E SEU COMPARTILHAMENTO COM
OS CONSUMIDORES (“FATOR X”)
A fórmula de reajuste tarifário (IRT) apresentada na seção 3.3 prevê que o índice de
inflação (IGP-M) que ajusta a denominada Parcela B seja reduzido ou aumentado por um
fator (“Fator X”) a partir da data da 1a revisão tarifária. Por meio da Audiência Pública Nº
023/2002 suportada pela Nota Técnica Nº 326/2002/SRE/ANEEL (NT 326) proposta pela
ANEEL, a agência reguladora detalha a proposta para o cálculo do Fator X (ver Anexo D),
bem como explica o histórico da regulação por incentivos e as alternativas existentes no
âmbito internacional. Devido à abrangência técnica da Nota Técnica e o objetivo deste
estudo, pretende-se concentrar nos impactos do “Fator X” para o EEF.
92
O objetivo primário do “Fator X” é a busca de eficiência na prestação do serviço e a
modicidade tarifária, mediante o compartilhamento dos ganhos de produtividade da
concessionária com os consumidores por meio da redução tarifária. Deve-se observar que o
“Fator X” pode ser um mecanismo de compensação tarifária para custos não recuperados (ver
“variável K” na fórmula apresentada no Anexo D). O art. 14 da Lei n° 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, estabelece que o regime econômico e financeiro da concessão de serviço
público de energia elétrica compreende “IV - apropriação de ganhos de eficiência empresarial
e da competitividade”. Nesse contexto, o Fator X constitui princípio fundamental das
cláusulas contratuais relativas às regras de reajuste e revisão tarifária.
O FATOR X E O EEF
A NT 326 da ANEEL (p. 30) conclui que a “análise da prática regulatória
internacional aponta a existência de distintas abordagens para o cálculo do Fator X e que não
há um método reconhecidamente superior”. Obviamente, a imposição legal e a necessidade de
compartilhamento com os consumidos dos ganhos de produtividade exigem a aplicação de
algum método.
A NT 326 explica que a concepção de um redutor sobre preços máximos surgiu no
contexto de uma decisão do Monopolies and Mergers Commission (MMC) – o órgão
responsável pela aplicação da lei antitruste na Inglaterra – em 1982. Em um processo contra
determinado ofertante, o MMC recomendou que: i) a variação do preço praticado pela firma
fosse limitada à variação de determinado índice de custo de vida, subtraído de um percentual
de 1,5%; ii) a implantação da recomendação fosse monitorada; e iii) transcorridos um período
de cinco anos, fosse realizada uma revisão dos preços. Entretanto, o “Fator X” como parte do
marco referencial do regime de regulação por incentivos aplicado na regulação de setores de
utilities somente surgiu em 1984, introduzido por Stephen Littlechild, após a privatização da
British Telecom (BT).
Assim, a nova forma de regulação surgiu da necessidade de evitar a prática de preços
de monopólio e assegurar a apropriação de ganhos de produtividade da concessionária no
período compreendido entre a privatização e a primeira revisão com o intuito de defender os
interesses dos consumidores. O regime de regulação por incentivos busca alinhar os preços de
um monopólio regulado – no caso, a atividade de distribuição de energia elétrica – com custos
eficientes e remuneração adequada sobre investimentos prudentes e pertinentes. A premissa
distintiva do regime de regulação por incentivos é que as tarifas devem ser revistas menos
93
freqüentemente do que tem sido a norma na regulação com base no custo do serviço. O
intervalo de regulação mais longo proporciona à concessionária oportunidade para aumentar
seus benefícios mediante medidas de redução de custos e ganhos de eficiência, os quais são
repassados aos consumidores em intervalos previamente determinados, no momento da
revisão tarifária. Na revisão, as novas tarifas são então definidas com base em custos
eficientes, revertendo, apenas nesse momento, para a regulação pelo custo do serviço. Dessa
forma, a recuperação e a remuneração do capital investido na prestação do serviço não são
prédeterminadas (como no regime de custo do serviço), mas surgem como parcela residual de
receita, resultante da redução dos custos de operação com tarifas constantes em termos reais.
No regime de regulação por incentivos, tais regras estimulam a concessionária a reduzir os
custos de operação cobertos pela Parcela B da receita ao longo do período anterior à revisão
tarifária, uma vez que menores custos para um mesmo nível real de tarifas implicam maiores
benefícios para a concessionária, sob a forma de maior remuneração do capital.
É exatamente devido a esta lógica que se entende que o “Fator X” deveria estar
subordinado ao EEF. A prática internacional tem apontado para “fatores X” entre 1% e 5% da
Receita Bruta (ver NT 326), enquanto flutuações do custo do capital no Brasil atingem
patamares muito superiores. Conforme referiu-se na seção 3.3.b, a evolução do custo básico
de capital no Brasil foi muito superior ao IGP-M acumulado, por exemplo, no período entre
novembro de 1997 e junho de 2002, quando a variação acumulada do IGP-M foi de 55,8 % e
a variação acumulada do CDI foi de 154,9 %. Caberia ainda agregar ao custo mínimo de
remuneração (CDI), os aspectos adicionais de risco relativos ao setor elétrico. Como se
observa, os ganhos de produtividade da concessionária deveriam ser excessivamente
elevados, se possíveis, para compensar a perda de remuneração do capital no momento da
aquisição da concessão.
Sem que primeiramente se estabeleçam critérios para uma recuperação e a
remuneração justa e razoável do capital empregado, a aplicação de um redutor à (correção
monetária) da Parcela B simplesmente pode agravar o desequilíbrio econômico e financeiro
da concessionária ou permitir no cenário oposto, no caso de correções positivas, ganhos
acima do lucro normal.
94
4.6
CASO
ESPECÍFICO:
A
EVOLUÇÃO
DA
RENTABILIDADE
DAS
DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA
Apresentam-se dois diagnósticos, que se julga, refletem adequadamente a hipótese
deste trabalho que a atual metodologia de cálculo e as propostas para as revisões do nível
tarifário utilizadas pelo órgão regulador não permitem às Distribuidoras atingir o seu EEF e,
deste modo, manter uma dinâmica de estímulo do investimento no setor de distribuição de
energia elétrica. O primeiro diagnóstico refere-se à concessionária Rio Grande Energia –
RGE – empresa responsável pela distribuição de energia elétrica na região norte- nordeste do
Estado do Rio Grande do Sul e privatizada em 1997. O segundo diagnóstico, desenvolvido
pelo autor, de caráter mais geral, reflete o recente estudo sobre a rentabilidade do setor de
distribuição de energia elétrica desenvolvido pela Associação Brasileira de Distribuidores de
Energia Elétrica – ABRADEE – com o apoio da consultoria AT Kearney.
4.6.1 O Caso Rio Grande Energia - RGE
Como parte do Programa Nacional de Desestatização criado em 1990, foi iniciado em
1995 o processo de privatização dos serviços de energia elétrica do Rio Grande do Sul. A
partir da Lei Estadual Nº 10.607 de 28 de dezembro de 1995, instituiu-se o Programa de
Reforma do Estado (“PRE”). O “PRE” implementou, entre outras medidas, a reestruturação
societária e patrimonial da Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE). Tal medida foi
aprovada posteriormente por meio da Lei Estadual Nº 10.900, publicada em 26 de dezembro
de 1996. Em 10 de junho de 1997, os acionistas da CEEE reunidos em assembléia geral
extraordinária deliberaram criar seis subsidiarias integrais, sendo duas de geração (uma
hidráulica e outra térmica), uma de transmissão e três de distribuição. Adicionalmente, a
configuração elétrica e patrimonial do Estado foi dividida em três regiões: (i) região NorteNordeste, (ii) região Centro-Oeste e (iii) região Sul- Sudeste. Como resultado, em 28 de julho
de 1997, foi constituída a empresa Companhia Norte-Nordeste de Distribuição Energia
Elétrica, responsável pelo acervo de distribuição de energia elétrica da região Norte-Nordeste
do Estado.
Em 21 de outubro de 1997, a Companhia Norte-Nordeste foi privatizada com a venda
de parte de suas ações por meio de processo de licitação, na modalidade de leilão público,
95
realizado na sede da Federação das Indústrias do Rio Grande do Sul e regulado pelo Edital Nº
COD – 05/97, publicado em 18 de setembro de 1997. Do referido leilão resultou a venda de
90,75% de seu capital social à DOC3 Participações S.A., sociedade criada a partir do
consórcio entre (i) a Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – PREVI–,
(ii) a VBC Energia S.A., união dos grupos Votorantim, Bradesco e Camargo Corrêa e (iii) a
Ipê Energia S.A ., subsidiária da PSEG Americas Ltda. pertencente ao grupo americano
Public Service Enterprise Group, controlador de uma das maiores concessionárias de energia
elétrica dos Estados Unidos na região de New Jersey.
Em 9 de dezembro de 1997, a
denominação social da Companhia Norte-Nordeste foi alterada para Rio Grande Energia S.A.,
permanecendo até hoje.
Em 13 de julho de 1998, a DOC3 foi extinta em virtude da sua incorporação pela
RGE. Como conseqüência, os acionistas da DOC3 passaram a deter participação societária
direta no capital social da RGE. Nessa data, o controle acionário da RGE passou a ser
exercido, em conjunto, pelas seguintes empresas: (i) 521 Participações S.A., holding do setor
de energia pertencente à PREVI; (ii) Serra da Mesa Energia S.A., controlada pela VBC; e (iii)
Ipê, pertencente à PSEG Américas. Em 5 de julho de 2001, a estrutura acionária da RGE foi
alterada. O controle acionário da Companhia passou a ser exercido, em conjunto, pela
Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL – (66,92%) e pela PSEG Américas (32,61%).
Em 6 de abril de 2000 foi constituída a Sul Geradora S.A., a qual é detida 100% pela
RGE, com intuito de viabilizar a obtenção de um financiamento de pré-exportação em 24 de
maio de 2000, celebrado com um grupo de bancos.
Em 31 de dezembro de 2001, a RGE atendia 961.196 consumidores e uma população
de 3.245.306 pessoas em uma área de 90.718 Km2. O consumo de energia elétrica destes
consumidores era da ordem de 6.041.459 MWh, equivalente a quase 1/3 da energia elétrica
consumida no Estado do Rio Grande do Sul. Os investimentos significativos efetuados pela
RGE trouxeram uma melhoria expressiva da qualidade do fornecimento e da diminuição das
interrupções de fornecimento. A RGE pode ser considerada um modelo de sucesso para os
estudos de privatização e, em decorrência, foi selecionada para avaliar o impacto da
metodologia tarifária implementada pela ANEEL quanto ao aspecto de rentabilidade do
negócio e avaliação do EEF.
4.6.1.1 Metodologia do Estudo do Caso RGE
96
Com base nas Demonstrações Financeiras publicadas pela RGE para o período de
1997 a 2001, preparou-se um resumo evolutivo do desempenho econômico – financeiro da
concessionária, o qual se encontra com seus cálculos auxiliares do Anexo E ao Anexo G.
Primeiramente calculou-se o retorno sobre o capital empregado (Return on Capital
Employed – ROIC) tendo em mira a, posteriormente, confronta-lo com o FRC necessário para
atingir o EEF da concessionária. O ROIC é calculo por meio da relação entre o Lucro
Operacional Líquido Após Impostos (ou Net Operational Profit After Taxes – NOPAT), o
qual representa o resultado contábil decorrente das operações normais da empresa, e o Capital
(Médio) Empregado, ou seja, o Funding decorrente da proposta de BRR apresentada neste
trabalho. Os únicos ajustes às Demonstrações Contábeis publicadas referem-se: (i) à
amortização do ágio pago na aquisição (goodwill) para o qual adotou-se um período de
amortização de 30 anos (período da concessão) em substituição ao período de 10 anos
utilizado pela empresa com base nas previsões legais e fiscais e (ii) ao ajuste do imposto sobre
bases econômicas para fazer refletir o NOPAT líquido dos impostos sobre a renda de caráter
operacional. Os ajustes referidos tiveram como contrapartida o Patrimônio Líquido da
empresa.
Em segundo lugar cabem algumas ponderações sobre o critério de comparação entre o
ROIC e o FRC.
Uma metodologia de avaliação do lucro econômico deve levar em
consideração o custo de oportunidade dos capitais próprios e de terceiros. Para este estudo,
considerou-se que a taxa básica de referência é a CDI (Certificado de Depósito Interbancário),
a qual se constitui em uma estimativa do custo de oportunidade geral da economia por estar
assentada sobre a taxa básica dos títulos do governo federal (SELIC) e embutir em seu bojo
expectativas de inflação, desvalorização cambial, diferenças de impostos e inflação entre o
Brasil e os Estados Unidos e o próprio Risco Brasil (ver seção 3.4.2). Ainda que estudos mais
pormenorizados sobre a taxa básica de referência possam indicar oportunidades de melhorias
em relação à adoção do CDI, julgou-se que tal balizador reflete razoavelmente e de modo
objetivo os custos de capital e riscos básicos inerentes para a obtenção de funding para
projetos nacionais acrescido do spread bancário usual de mercado. O custo de captação de
capitais de terceiros para a RGE foi estimado em 105% do CDI para empréstimos que não
sejam oriundos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Tal
segregação deve-se às expressivas diferenças entre as taxas de mercado, usualmente
condicionadas por operações no mercado de curto prazo, e a Taxa de Juros de Longo Prazo
(TJLP) do BNDES.
97
4.6.1.2 Conclusões do Caso RGE
Conforme demonstrado no Anexo E, o diferencial (Spread) entre o FRC e o ROIC é
expressivamente negativo. Os retornos negativos obtidos durante o período 1997 a 2001
situaram-se entre -11,02% (2001) e - 23,48% (1998). O ano de 1997, ainda que somente
quatro meses nas mãos dos investidores privados, atingiu -11,12%. Os custos dos capitais
empregados WACC conduziram o FRC a patamares muito superiores ao ROIC. Em valores
atualizados para 31 de dezembro de 2001, o Spread negativo para o período 1997 a 2001
ocasionou uma perda econômica de R$ 1.529 milhão (R$ 1.240 milhão em valores nominais),
o que representa 86% aproximadamente dos capitais médios naquela data.
Adicionalmente, observa-se o esforço na contenção de custos por parte da
distribuidora: os custos de operação eram de 19% da Receita Operacional Líquida em 1997 e
involuiram para 14% em 2001. Os custos de energia mantiveram-se ao redor dos 48% da
Receita Operacional Líquida em 2001, compatível com a proporção de 1997. No entanto, é
relevante observar que os custos de “Energia Comprada” em 2001 consideram R$ 32 milhões
de repasse tarifário decorrente da implementação do mecanismo de captura e repasse às tarifas
da flutuação dos custos de Parcela. Tais custos somente serão autorizados a ser repassados às
tarifas em abril de 2003 (data de Reajuste Tarifário da RGE).
É pertinente observar que a adoção de uma BRR diferente do funding somente agrava
as perdas econômicas apontadas devido à não recuperação de parte do capital empregado.
Este é o caso da metodologia proposta pela NT 326/02 da ANEEL para as revisões tarifárias
futuras (ver seção 4.3).
Deste modo, nota-se claramente que o capital empregado não tem sido remunerado e
recuperado adequadamente de modo a permitir atingir o EEF esperado. A continuação deste
processo não estimula uma dinâmica de atração e aplicação de capital.
4.6.2 Estudo Sobre a Rentabilidade das Distribuidoras de Energia Elétrica pela
ABRADEE
Em 11 de novembro de 2002 ocorreu em Porto Alegre (Centro de Eventos da
FIERGS) o “I Fórum de Regulação Econômica das Distribuidoras do Setor Elétrico
Brasileiro” (ver Anexo I), encontro realizado pela Rio Grande Energia – RGE– e patrocinado
pela consultoria PriceWaterhouse Coopers e o Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças
– IBEF –. O evento contou com ilustres representantes e agentes do setor elétrico brasileiro. O
Fórum pretendeu apresentar diagnósticos e soluções para o setor elétrico nacional com
98
enfoque no desafio de compatibilizar o equilíbrio entre a modicidade tarifária e a remuneração
adequada dos investimentos. Na ocasião teve-se oportunidade de apresentar o diagnóstico e
conceitos, ainda que gerais, do presente estudo78. Também naquela ocasião, a Associação
Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE), por meio da consultoria
ATKearney, apresentou o estudo setorial visando retratar a performance das distribuidoras
brasileiras no período 1997 a 200179. Dada a adequação do estudo apresentado por aquela
consultoria com a
hipótese de inexistência de EEF, julgou-se adequado utilizar tais
informações para corroborar a argumentação e o Estudo de Caso RGE.
4.6.2.1 Metodologia Adotada pela ATKearney
a) O objetivo prioritário do trabalho foi suportar a ABRADEE em seu processo de
comunicação junto à opinião pública, mostrando a realidade objetiva da situação
econômico e financeira das distribuidoras;
b) Avaliou-se 21 empresas do setor de distribuição, das diversas regiões, tanto públicas
quanto privadas;
c) Utilizou-se como base para a análise informações públicas, expressas no balanço
patrimonial dessas empresas;
d) Buscou-se separar os efeitos da recomposição tarifária extraordinária relacionada ao
Acordo Setorial pós-racionamento.
4.6.2.2 Conclusões do Estudo da ATKearney (ABRADEE)
A principal constatação acerca dos resultados dos levantamentos da consultoria é a
diminuição de 38% da denominada “Parcela B” (custos gerenciáveis e margem) das
distribuidoras. A Figura 6 ilustra esta evolução80:
78
Tais diagnósticos e conceitos têm sido apresentados em alguns outros fóruns e a órgãos governamentais, tais
como Energy Summit 2002 realizado pelo International Business Communications (IBC) no Rio de Janeiro (RJ)
em 22 e 23/7/02, XVII Enconsel – Encontro Nacional dos Contadores de Concessionárias do Serviço Público de
Energia Elétrica realizado de 17 a 20 de novembro de 2002 em Canela (RS), patrocinado pela ANEEL e 2o
Fórum Nacional de Energia Elétrica realizado pelo IIR Conferences em 9 e 10 de dezembro de 2002 em São
Paulo.
79
Palestra do Sr. Arthur Ramos da Consultoria ATKearney, “O Setor elétrico – em busca da luz no fim do
túnel”, Porto Alegre, 11 de novembro de 2002.
80
Estes dados são corroborados pelo relatório “A Crise de Abastecimento de Energia Elétrica” do Congresso
Nacional (Comissão Especial Mista) – Brasília, 2002, p. 60, o qual concluiu que a tarifa média de distribuição
apresenta a seguinte composição: Energia Comprada e Custos Associados representam 40%, Custo do Serviço e
Remuneração do Investimento representam 20% e Impostos e Demais Encargos representam 40%.
99
A distribuidora tem sido a ponta da arrecadação de diversos
encargos voltados ao sistema, enquanto sua margem caiu 38%
Composição da receita bruta das distribuidoras
(base = 100)
Variação
Acumulada
Margem da
distribuidora
Impostos
(PIS, Cofins e ICMS)
Reserva global de
reversão
Conta consumo
combustível
Transporte de
potência elétrica
Energia elétrica
comprada para
revenda
34
38
43
34
-38%
27
35
10%
23
21
20
1
4
2
3
3
2
2
2
2
2
0
23
23
22
4
1
5
1
4
3
3
32
34
36
35
37
41
1997
1998
1999
2000
2001
2001 (excl.
recomp.)
-25%
99%
660%
30%
Fonte: CVM; ABRADEE; Análises A.T. Kearney
55/5701/dtp
26
Figura 7 – Composição da Receita Bruta das Distribuidoras
Observa-se, em particular, a evolução do custo relativo da geração de energia elétrica
fortemente influenciada ou estabelecida em dólares americanos (caso de Itaipu). Tal evolução
do custo de geração de energia elétrica não se refletiu nas tarifas de distribuição calculadas em
dólares americanos (ver figura 7 e 8), o que contribuiu para a perda de margem das
distribuidoras. O não repasse às tarifas dos custos de energia (pass-trough da Parcela A),
conforme estabelece legislação tarifária atual e os contratos de concessão, implicou, como
referido, na perda de margem e uma antecipação da aplicação da lógica do “Fator X” de
maneira muito desproporcional. Esta desproporcionalidade pode ser observada na Figura 6
por meio da redução da margem média operacional das Distribuidoras de 43% em 1997 para
35% em 2001 (na verdade 27% se se excluir a recomposição tarifária ainda não recebida por
diversas distribuidoras) e os valores de “Fator X” da prática internacional, ou seja, entre 1% e
5% da Receita Bruta (ver NT 326/2002 da ANEEL).
100
Comparadas ao mercado internacional, as tarifas locais
permitiriam uma moderada elevação ...
Tarifa residencial
(US$/MWh – sem impostos)
Tarifa industrial
(US$/MWh – sem impostos)
300
300
250
250
200
200
150
1 22
100
1 33 1 32
82
1 04
12 2 11 9
1 05
10 5
77
50
150
116
11 2
85
75
100
75
50
47
78
46
71
66
48
51
62
60
48
35
58
39
0
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Brasil
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Média internacional1)
Nota: 1) Inclui: Brasil, Argentina, Chile, México, EUA, Dinamarca, Finlândia, Alemanha, França, Grécia, Hungria, Itália, Polônia, Holanda, Portugal, Espanha,
Turquia, Reino Unido, Japão e Coréia
Fonte: OECD; Eletrobrás; Análises A.T. Kearney
55/5701/dtp
32
Figura 8 – Comparação das Tarifas Locais e Internacionais
As perdas da parcela A, embora parcialmente recompostas no
Acordo Setorial e reconhecidos no tracking account, implicaram
em severas perdas de receitas para as distribuidoras
Bolha da Parcela “A”
• O reconhecimento integral da Parcela A a
partir de 2001, foi um grande avanço
introduzido pela Lei 10.438; entretanto o
não reconhecimento de variações
anteriores a 2001, gerou uma conta de
R$ 3,7 bilhões1), absorvida pelas
distribuidoras
Perdas de receita devido a Parcela “A”
(R$ MM)
1.158
980
772
840
• O não reconhecimento pelo regulador
significou uma distribuição antecipada dos
ganhos de produtividade auferidos pelas
empresas, o que deveria acontecer apenas
a partir de 2003, com revisão tarifária
1997
1998
1999
2000
Nota: 1) A estimativa feita pelo governo é de R$ 3,3 bilhões – apresentação feita pela Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE)
Fonte: Plano Decenal 2000-2009; Análises A.T. Kearney
55/5701/dtp
Figura 9 – Custos da Parcela A não Repassados às Tarifas
24
101
A metodologia da AT Kearney para a avaliação do retorno médio das distribuidoras
aponta para uma rentabilidade satisfatória quando comparada ao WACC definido pela própria
agência reguladora (ver Figura 9). Tal conclusão reforça a nossa conclusão de desequilíbrio
econômico e financeiro, ainda que o estudo da consultoria não tenha contemplado os
seguintes elementos, os quais são julgados relevantes para este trabalho:
a) A BRR assumida é unicamente o ativo imobilizado líquido da depreciação, não
inclui o capital de giro e outros ativos, tais como o ágio pago na aquisição
(goodwill);
b) O “EBIT” calculado pela AT Kearney é superior ao “NOPAT” utilizado neste
Estudo de Caso RGE, uma vez que o primeiro exclui os custos da amortização do
ágio, impostos e outras despesas.
Ainda, se não fosse suficiente a expressiva perda de margem decorrente dos fatos
mencionados, o próprio custo de capital, assumindo a CDI como referência, evoluiu
drasticamente em relação à evolução do retorno sobre o capital próprio. A evolução do
retorno e custo de capital apurado para a Rio Grande Energia – RGE – com base nos balanços
publicados no período 1998 a 2001, demonstra esta realidade.
Embora mais elevados, mesmo sem o prêmio de aquisição, o
retorno médio das empresas é inferior ao definido pela Aneel
Distribuidoras – EBIT sobre ativo imobilizado líquido 1)
(corrigido pelo IGP-M e sem prêmio da aquisição)
60%
40%
20%
8,2%
0%
4,6%
6,3%
9,4%
Wacc
(antes de impostos)
NT97/012):
15,3% (real)
12,2%
3,2%
Excluindo a
recomposição
de receita
-20%
-40%
1997
Empresas da amostra
1998
1999
2000
2001
Média simples da amostra
Nota: 1) Ativo imobilizado líquido corrigido = ativo imobilizado líquido em 1997 (corrigido pelo IGP-M de 1995 a 2001) + correção acumulada 95/96
+ parcelas de aumento anual do ativo imobilizado líquido (corrigidas pelo IGP-M do ano a 2001) - parcela de prêmio de aquisição
– obrigações especiais (vinculadas à concessão – participação financeira do consumidor e da União)
2) Nota técnica da Escelsa
Fonte: CVM; ABRADEE; informações das empresas; Análises A.T. Kearney
55/5701/dtp
Figura 10 – Retorno das Distribuidoras de Energia Elétrica – Critério AT Kearney
18
102
5 CONCLUSÕES
Chegou-se ao ponto de recolher as principais conclusões apresentadas ao longo deste
estudo e confrontá-las com a hipótese central, qual seja, avaliar a adequação da atual
metodologia e seus aspectos revisionais utilizados pelo órgão regulador para a autorização das
tarifas nos mercados ditos regulados face ao objetivo de estabelecer o equilíbrio econômico e
financeiro das concessionárias e estimular investimentos no setor de distribuição de energia
elétrica.
O monopólio puro, como a concessão de distribuição de energia elétrica em uma
determinada área geomercadológica, não implica, necessariamente, a obtenção permanente de
lucros econômicos. A regulação tarifária faz-se necessária para induzir ao Equilíbrio
Econômico e Financeiro da distribuidora, evitando lucros econômicos indesejáveis sob o
ponto de vista de um mercado competitivo, mas também evitando prejuízos econômicos que
afastam o investidor (tipicamente avesso ao risco) da atividade. Se, por um lado, eventuais
prejuízos econômicos podem derivar do perfil da demanda, como, por exemplo, devido às
quantidades absolutas demandadas e/ou discriminação desajustada de tarifas em relação ao
custo inerente, por outro lado, o descompasso pode derivar de uma regulação tarifária
desequilibrada, uma vez que a receita total autorizada (nível tarifário) pode ser insuficiente
para permitir o Equilíbrio Econômico e Financeiro da distribuidora, independentemente da
perda do BES no sentido de Pareto-Ótimo. Em particular o regime tarifário baseado no
método Revenue Cap atualmente utilizado no Brasil, demonstra-se menos sensível ao retorno
da distribuidora durante o período inter- revisional devido à sua lógica natural. Embora um
crescimento de mercado (MWhs vendidos) possa propiciar ganhos ou atenuar perdas
decorrentes dos ganhos de escala, tal possibilidade tende a não ser expressiva em decorrência
da pequena participação relativa dos custos fixos de operação embutidos no grupo de custos
denominado “custos gerenciáveis” pela Distribuidora (ver caso RGE). Contrariamente, a
103
alternativa de diminuir a transformação e a distribuição de eletricidade em busca de um
eventual reequilíbrio é incompatível com a característica do setor, fortemente regulado
quando à exigência de atendimento permanente aos consumidores atuais e à expansão do
sistema. Deste modo, caso ocorra uma situação de desequilíbrio persistente, o monopolista
concessionário tenderá a abandonar a atividade (shutdown decision) ou sentir-se
desestimulado ou impossibilitado a novos investimentos devido à ausência de recuperação e
remuneração do capital empregado.
De fato, não apenas sob o ponto de vista teórico, mas a própria evolução histórica das
crises de escassez de investimentos no setor elétrico nacional sugere a importância do agente
regulador estabelecer, prioritariamente, níveis tarifários compatíveis com o Equilíbrio
Econômico e Financeiro (breakeven constraint) das concessionárias (privadas ou estatais),
sem o qual a dinâmica de investimentos perde vitalidade, ainda que outros objetivos da
regulação tarifária para o setor, tal como a Eficiência Alocativa e a Modicidade Tarifária, não
sejam plenamente atendidos.
No entanto, tal não é a situação que se identificou quanto à atual metodologia e seus
aspectos revisionais adotados pela agência reguladora para estabelecer o nível tarifário das
distribuidoras de energia elétrica face à necessidade de induzir o Equilíbrio Econômico e
Financeiro das concessionárias e estimular investimentos no setor de distribuição de energia
elétrica. Esta conclusão assenta-se sobre os seguintes diagnósticos e incorreções
metodológicas e conceituais:
a) o atual regime tarifário propostos pela agência reguladora (Revenue Cap) vigente
desde o início das privatizações apresenta características de insensibilidade quanto à
adequada remuneração e recuperação obtida pela concessionária durante o período
inter-revisional devido à não inclusão nas tarifas autorizadas de custos operacionais
efetivos, tais como Custos Extraordinários (VPC*), e em particular os montantes
relativos à remuneração e recuperação dos capitais (ver alínea c). O período de 5 anos
em média para as revisões periódicas aparenta ser excessivamente longo para a saúde
das concessionárias com ausência de Equilíbrio Econômico e Financeiro, fortemente
afetadas pelo ambiente econômico brasileiro caracterizado pela elevada volatilidade
dos juros, do crédito e do câmbio. Esta realidade é bem visível nos casos apresentados
na seção 3.6 (Caso RGE e outras distribuidoras brasileiras), em que a baixa
rentabilidade e os prejuízos econômicos se acumularam desde a privatização;
b) com referência à revisão tarifária periódica, a proposta da agência reguladora é manter
o regime de Revenue Cap , embora a remuneração dos capitais a ser considerada na
104
altura da revisão tarifária periódica seja calculada por um novo mecanismo (ver alínea
c). É de expressão a omissão de uma definição objetiva do conceito de Equilíbrio
Econômico e Financeiro entre as normas e resoluções da agência reguladora, conceito
este fundamental para balizar as análises e conclusões sobre o objetivo principal da
revisão, qual seja, o estabelecimento do próprio Equilíbrio Econômico e Financeiro
das concessionárias;
c) a adequação do cálculo do nível tarifário que permitirá a recuperação e remuneração
do capital empregado está condicionado à apuração do binômio “taxa de retorno”
(representado nesta abordagem pelo Fator de Recuperação de Capital – FRC) e a Base
de Remuneração Regulatória (BRR). Sobre este binômio verifica-se:
-
o critério cálculo da BRR adotado pela agência reguladora está inspirado no
método tradicional utilizado ao longo de décadas no Brasil e em outras partes do
mundo e baseia-se na equiparação dos capitais a remunerar a alguns elementos dos
capitais empregados, nomeadamente ativo imobilizado a preço de reposição e
capital de giro. As características do ambiente de negócios brasileiro, fortemente
dependente das linhas de crédito externas, de prazo curto,
custos e inflação
elevados e sujeito ao comportamento volátil da moeda norte-americana, são, no
entender deste trabalho, incompatível com a definição de capitais a remunerar
implementado. Na proposta que se defende assenta-se no conceito de capitais
empregados no empreendimento com base nos capitais a recuperar e a remunerar
(funding) da empresa. A contrapartida do funding, os capitais empregados, inclui
todos os ativos correspondentes, tais como Capital de Giro, Ágio, Custos Diferidos
e Ativo Imobilizado e que atendam aos critérios de pertinência e prudência para
serem incluídos na BRR. No caso particular das distribuidoras privatizadas, a
exclusão da BRR dos expressivos ágios pagos no processo de privatização impede
a total remuneração e recuperação dos capitais empregados, configurando-se em
uma situação similar a “ativos encalhados” (stranded asset). Cabe ainda realçar
que, dado o risco regulatório referente à não aceitação de “ágios” na BRR, tal
situação conduzirá, obviamente, a que futuras propostas em leilões de
privatizações limitem-se ao valor mínimo ou ao valor contábil do patrimônio
líquido;
-
Adicionalmente, ainda que se assuma um custo de oportunidade baseado nas taxas
inter-bancárias nacionais (CDI), portanto subestimando os riscos setoriais e
regulatórios pertinentes, este se mostra muito superior ao retorno autorizado,
105
conforme demonstra os Casos da RGE e demais distribuidoras analisadas e a Nota
Técnica Nº 97/2001 da Escelsa S.A. que estabeleceu o WACC de 15,61 % ªª em
valores nominais para fins da revisão tarifária daquela concessionária. A análise da
atual metodologia e das notas e resoluções da agência reguladora não conduz à
conclusão que as futuras revisões periódicas assumirão os custos de oportunidade
do capital empregado efetivo das distribuidoras;
d) a adoção de um redutor tarifário prospectivo com a finalidade de compartilhar os
ganhos de produtividade da concessionária (“Fator X”) deve estar subordinado ao seu
prévio Equilíbrio Econômico e Financeiro. Como se observa por meio dos
diagnósticos apresentados na seção 4.6, as margens das distribuidoras foram
expressivamente reduzidas durante o 1o período pré- revisional, já se constituindo em
um compartilhamento de produtividade, por excesso, e na ausência de Equilíbrio
Econômico e Financeiro, cenário, aliás, que a metodologia atual proposta pela agência
reguladora deverá perpetuar.
Também ao longo deste estudo, pode-se identificar a necessidade de estudos
complementares de vital importância para uma correta avaliação econômica da realidade das
distribuidoras de energia elétrica, entre as quais destacam-se:
a) Definição e estudos adequados para a discriminação de tarifas entre os segmentos de
consumidores das distribuidoras brasileiras com vista à otimização da estruturação
tarifária;
b) Estudos
setoriais
fundamentados
nos
conceitos
econométricos
relativos
à
produtividade dos fatores e do custo de capital, em particular a precificação pelos
investidores potenciais dos riscos inerentes;
c) Estudos públicos com cobertura e profundidade compatíveis com a necessidade do
momento referente a agrupamentos ou clusters de referência para avaliar os níveis de
custos, investimentos e indicadores de qualidade das distribuidoras sob o ponto de
vista intra-setoriais e internacionais.
106
GLOSSÁRIO
ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
AG- Attorney General
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
BRR - Base de Remuneração Regulatória
BT - British Telecom .
CCC- Conta de Consumo de Combustíveis
CDI - Certificado de Depósito Interbancário
CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica
CESP - Centrais Elétricas de São Paulo
CRC - Conta de Resultados a Compensar
CVA - Conta de Compensação de Variação de Valores da “Parcela A”.
DNAEE - Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
DOJ- Department of Justice
EEF - Equilíbrio Econômico e Financeiro
Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras
Eletronorte - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A
Eletrosul Transmissora - Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil
EPACT - Energy Policy Act
Escelsa – Espírito Santo Centrais Elétricas S/A
FERC - Federal Energy Regulatory Comission
FRC - fator de recuperação de capital 4
IASC - International Accounting Standards Committee
ICMS – Imposto de Contribuição Mercadorias e Serviços
IGPM - Índice Geral de Preços do Mercado
107
IRT - Índice de reajuste Tarifário
IUEE - Imposto Único sobre a Energia Elétrica
LIGHT - LIGHT Serviços de Eletricidade S/A
MAE- Mercado Atacadista de Energia
MM - Proposições de Modigliani e Miller
MMC - Monopolies and Mergers Commission
MWh – Megawat hora
NOPAT - Net Operational Profit After Taxes
O&M - Organização e Métodos
Offer - Office of Electricity Regulation
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico
PIEE - Produtor Independente de Energia Elétrica
PND - Plano Nacional de Desenvolvimento
PND - Plano Nacional de Desestatização
PPT - Programa Prioritário de Termoelétricas
PRE - Programa de Reforma do Estado
PREVI - Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil
PRS - Plano de Recuperação Setorial
PSEG Americas Ltda.-Public Service Enterprise Group
PUC -Public Utilities Commission
PUHCA - Public Utility Company Act
PURPA - Public Utility Regulatory Policies Act
RA = Receita Autorizada da Concesionaria
RESEB - Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro
RGE - Rio Grande Energia
RGR - Reserva Global de Reversão
ROIC - Return on Capital Employed
SINTREL - Sistema Nacional de Transmissão de Energia Elétrica
TFSEE - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
VBC Energia S.A.- união dos grupos Votorantim, Bradesco e Camargo Corrêa
VPA - Valor da Parcela A
VPB - Valor da Parcela B
VPL -VALOR PRESENTE LÍQUIDO
WACCj = Custo médio ponderado do j -ésimo capital empregado
108
X = Fator “X”
109
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WEBER, J. E. Matemática para Economia e Administração. 2 ed., Ed. Harbra, 2001.
WHYNES, D.K.; BOWLES R.A. A Teoria Econômica do Estado. Ed. Zahar, Rio de Janeiro:
1981.
116
ANEXOS
ANEXO A – EXEMPLO DE TABELA TARIFÁRIA
117
Tabela A
TARIFA CONVENCIONAL
SUBGRUPO
DEMANDA
CONSUMO
(R$/kW)
(R$/MWh)
A2 (88 a 138 kV)
22,56
56,78
A3 (69 kV)
24,34
61,22
12,16
30,62
A3a (30 kV a 44 kV)
8,44
123,54
A4 (2,3 kV a 25 kV)
8,77
128,10
A4a COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO
3,33
48,69
2,64
38,41
1,74
25,63
12,90
134,03
A3 COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO
RURAL (69 kV)
RURAL TIPO 1
A4b COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO
RURAL TIPO 2
A4c COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO
RURAL TIPO 3
AS (Subterrâneo)
B1-RESIDENCIAL:
232,78
B1-RESIDENCIAL BAIXA RENDA:
Consumo mensal até 30 kWh
81,46
Consumo mensal de 31 a 100 kWh
139,67
Consumo mensal de 101 a 160 kWh
209,51
B2-RURAL
159,92
B2-COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO
107,09
RURAL
B2-IRRIGAÇÃO
139,35
B3-DEMAIS CLASSES
232,46
B4-ILUMINAÇÃO PÚBLICA:
B4a - Rede de Distribuição
119,76
B4b - Bulbo da Lâmpada
131,46
B4c - Nível de IP acima do Padrão
194,72
118
Tabela B
TARIFA HORO-SAZONAL AZUL
SEGMENTO HORÁRIO
DEMANDA (R$/kW)
SUBGRUPO
FORA DE
PONTA
PONTA
A1 (230 kV ou mais)
13,24
2,74
A2 (88 a 138 kV)
14,22
3,27
A3 (69 kV)
19,07
5,22
(69 kV)
9,54
2,61
A3a (30 a 44 kV)
22,27
7,43
A4 (2,3 a 25 kV)
23,11
7,67
AS (Subterrâneo)
24,20
11,84
A3 Cooperativa de Eletrificação Rural - CER
Tabela C
TARIFA HORO-SAZONAL AZUL
SEGMENTO SAZONAL
CONSUMO (R$/MWh)
SUBGRUPO
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA
ÚMIDA
A1
75,32
65,87
53,28
45,29
A2
79,82
74,47
57,19
52,45
A3
90,42
80,18
62,30
53,75
A3 CER
45,21
40,09
31,15
26,88
A3a
146,23
135,37
69,57
61,49
A4
151,63
140,32
72,09
63,71
AS (Subterrâneo)
158,71
146,86
75,45
66,70
119
Tabela D
TARIFA DE ULTRAPASSAGEM - HORO-SAZONAL AZUL
SEGMENTO HORO-SAZONAL
SUBGRUPO
DEMANDA (R$ kW)
PONTA
FORA DE PONTA
SECA OU ÚMIDA SECA OU ÚMIDA
A1 (230 kV ou mais)
49,05
10,30
A2 (88 a 138 kV)
52,69
12,04
A3 (69 kV)
70,75
19,30
(69 kV)
35,38
9,65
A3a (30 a 44 kV)
74,98
24,99
A4 (2,3 a 25 kV)
69,36
23,11
AS (Subterrâneo)
72,60
35,46
A3 Cooperativa de Eletrificação Rural - CER
Tabela E
TARIFA DE ULTRAPASSAGEM - HORO-SAZONAL VERDE
SUBGRUPO
DEMANDA (R$ kW)
A3a (30 kV a 44 kV)
7,43
A4 (2,3 kV a 25 kV)
7,67
AS (Subterrâneo)
11,84
Tabela F
TARIFA HORO-SAZONAL VERDE
AC 354 HORO-SAZONAL
SUBGRUPO
CONSUMO (R$ /MWh)
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA
ÚMIDA
A3a
661,87
651,00
69,57
61,49
A4
686,17
674,93
72,09
63,71
AS (Subterrâneo)
718,07
706,29
75,45
66,70
120
Tabela G
TARIFA DE ULTRAPASSAGEM - HORO-SAZONAL VERDE
SUBGRUPO
DEMANDA (R$ kW)
PERÍODO SECO OU ÚMIDO
A3a (30 kV a 44 kV)
24,99
A4 (2,3 kV a 25 kV)
23,11
AS (Subterrâneo)
35,46
Tabela H
TARIFA DE EMERGÊNCIA - AUTOPRODUTOR
SUBGRUPO
DEMANDA
CONSUMO
(R$/kW. ANO)
(R$ /MWh)
A2 (88 a 138 kV) HORO-SAZONAL AZUL
54,08
237,54
A3 (69 kV) HORO-SAZONAL AZUL
55,45
333,85
A3a (30 a 44 kV) HORO-SAZONAL AZUL
62,80
349,61
A3a (30 a 44 kV) HORO-SAZONAL VERDE
15,70
349,61
A4 (2,3 a 25 kV) HORO-SAZONAL AZUL
58,06
323,27
A4 (2,3 a 25 kV) HORO-SAZONAL VERDE
14,52
323,27
Tabela I
DESCONTOS PERCENTUAIS
UNIDADE CONSUMIDORA
RURAL – GRUPO A
DEMANDA
CONSUMO
PONTA
FORA DE PONTA
10
10
15
15
-
15
ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO GRUPO A
ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO GRUPO B
121
ANEXO B - Privatização no Setor Elétrico (1995-2000)
Companhia
Data da
Principais
Preço
US$ /
Venda
Acionistas
US$ mi
GWh (2) transf.
Dívida
US$ mi (3)
(1)
%
Ágio
Fatia de
Vendido
% (5)
Mercado %
(6)
(4)
1. Distribuição Sul / Sudeste/ Central-Oeste
Iven (Brasil) (7)
1. Escelsa (ES)
11/07/95
GTD (Brasil)
2. Light (RJ)
21/05/96
AES (EUA)
520
189,5
2
50,00
11,78
2,2
2.508
229,2
586
50,44
0
9,0
587
145,7
364
70,26
30,0
2,4
1.486
355,1
149
90,75
82,6
1,9
Houston (EUA)
EDF (França)
3. CERJ (RJ)
20/11/96
Endesa (Chile)
Chilectra (Chile)
Endesa (Espanha)
EDP (Portugal)
4. RGE (RS)
21/10/97
VBC ( Brasil)
122
(CEEE Norte / Nordeste)
CEA (EUA)
Previ (Brasil)
5. AES SUL (RS)
21/10/97
AES (EUA)
1.372
261,5
64
90,91
93,6
2,4
05/11/97
VBC (Brasil)
2.731
398,2
102
41,06
70,1
7,1
(CEEE Central/Oeste)
6. CPFL (SP)
Bonaire ( Brasil)
Previ (Brasil)
7. Enersul (MS)
19/11/97
Escelsa (Iven. GTD)
565
461,9
218
48,67
83,8
1,0
8. Cemat (MT)
27/11/97
Grupo Rede /Inepar
353
189,9
461
86,91
21,1
0,95
1.777
171,5
1.241
29,8
0
13,7
1.489
310,2
428
46,62
98,9
4,1
860
124,5
375
29,8
0
9,2
( Brasil)
9. Eletropaulo
14/04/98
Metropolitano (SP)
Light (AES, Houston,
EDF)
10. Elektro (SP / MS)
16/07/98
Enron (EUA)
11. Bandeirante (SP)
17/09/98
EDP (Portugal)
123
(EBE) (8)
CPFL (VBC, Bonaire,
Previ)
Total
14.248
228,9
3.990
44,7
27,5
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
53,95
2. Distribuição Norte / Nordeste
Companhia
Data da
Principais
Preço
US$ /
Dívida
%
Ágio
Fatia de
Venda
Acionistas
US$ mi
GWh
transf.
Vendido
%
Mercado %
US$ mi
31/07/97
12. Coelba (BA)
Iberdrola (Espanha)
1.598
320
213
62,54
77,38
3,3
520
403
40
86,42
96,05
0,6
606
339
112
85,75
73,90
0,9
BrasilCap (Brasil)
Previ (Brasil)
13. Energipe (SE)
03/12/97
Cataguases (Brasil)
CMS (EUA)
14. Cosern (RN)
12/12/97
Coelba (Iberdrola, Previ)
Guaraniana
124
15. Coelce (CE)
02/04/98
CERJ (Endesa / Chile /
868
342
378
53,11
27,20
1,9
388
251
116
51,26
0,1
1,2
1.004
177
131
79,62
0
2,4
289
193
158
86,25
0
0,5
5.273
284,1
1,148
67,62
39,8
10,3
Chilectra, Endesa /
Espanha, EDP)
16. Celpa (PA)
09/07/98
Grupo Rede / Inepar
(Brasil)
17. Celpe (PE)
17/02/00
Iberdrola (Espanha)
Previ (Brasil)
18. Cemar (MA)
Total
15/06/00
PP & L
125
ANEXO B - Privatização no Setor Elétrico (1995-2000)
Companhia
Data da
Principais
Preço
US$ /
Dívida
%
Ágio
Fatia de
Venda
Acionistas
US$ mi
GWh
transf.
Vendido
%
Mercado %
US$ mi
3. Geração
05/09/97
Endesa (Chile)
714
237
140
78,88
43,49
0,03
15/09/98
Tractebel (Bélgica)
801
96
1.082
42,10
0
6,8
19. Cachoeira Dourada
(GO)
20. Gerasul (SC) (15)
CMS (EUA)
21. Cesp Paranapanema
28/07/99
Duke-Energy (EUA)
682
179
482
38,7
90,2
4,9
27/10/99
AES (EUA)
472
108
668
38,7
29,97
5,6
2.669
123,6
2.372
40,1
35,3
17,33
(SP)
22. Cesp Tietê
Total
Fonte: Pires (2000), Rosa, Tolmasquim e Pires (1998), MME, BNDES (2000)
126
Notas: (1) Total do valor da venda
(2) Quociente do valor da venda pelo total da venda de energia (em GWh)
(3) Total da dívida transferida na transação
(4) Percentual do capital total
(5) Ágio sobre o preço de venda divulgado
(6) Quotas calculadas por: vendas de eletricidade para distribuidoras e o total bruto de geração para companhias de geração.
(7) EDP (Portugal) comprou IVEN em 25/08/99
(8) EDP e CPFL efetuaram a cisão da Bandeirantes em 01/10/2001
(9) Soma do valor das vendas
(10)
Média ponderada de preço por GWh (valores dados pela divisão de mercado)
(11)
Soma da dívida transferida nas vendas (adicionando esta à soma do valor da venda, obtém-se a renda total da venda)
(12)
Média ponderada do percentual vendido (valores dados pela divisão de mercado)
(13)
Média ponderada de ágio (valores dados pela divisão de mercado)
127
ANEXO C – LISTA DAS DATAS DE REVISÃO TARIFÁRIA DAS
DISTRIBUIDORAS
CONCESSIONÁRIA
SIGLA
Data da
Revisão
01
Centrais Elétricas Matogrossenses
CEMAT
08/Abr/03
02
Companhia Energética de Minas Gerais
CEMIG
08/Abr/03
03
Companhia Paulista de Força e Luz
CPFL
08/Abr/03
04
Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A
ENERSUL
08/Abr/03
05
AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A
AES-SUL
19/Abr/03
06
Rio Grande Energia S/A
RGE
19/Abr/03
07
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
COELBA
22/Abr/03
08
Companhia Energética do Ceará
COELCE
22/Abr/03
09
Cia. Energética do Rio Grande do Norte
COSERN
22/Abr/03
10
Empresa Energética de Sergipe S/A
ENERGIPE
22/Abr/03
ELETROPAULO
04/Jul/03
CELPA
07/Ago/03
ELEKTRO
27/Ago/03
BANDEIRANTE
23/Out/03
PIRATININGA
23/Out/03
LIGHT
07/Nov/03
CERJ
31/Dez/03
CAIUÁ
03/Fev/04
CFLO
03/Fev/04
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
11
Paulo S/A
12
Centrais Elétricas do Pará S/A
13
Elektro Eletricidade e Serviços S/A
14
Bandeirante Energia S/A
15
Companhia Piratininga de Força e Luz
16
Light Serviços de Eletricidade S/A
17
Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro
18
CAIUÁ - Serviços de Eletricidade S/A
19
Companhia Força e Luz do Oeste
128
20
Companhia Jaguari de Energia
CJE
03/Fev/04
21
Companhia Luz e Força de Mococa
CLFM
03/Fev/04
22
Companhia Nacional de Energia Elétrica
CNEE
03/Fev/04
23
Companhia Paulista de Energia Elétrica
CPEE
03/Fev/04
24
Companhia Sul Paulista de Energia
CSPE
03/Fev/04
25
Empresa Elétrica Bragantina
EEB
03/Fev/04
EEVP
03/Fev/04
SANTA CRUZ
03/Fev/04
Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema
26
S/A
27
Companhia Luz e Força Santa Cruz
28
Empresa Luz e Força Santa Maria S/A
ELFSM
07/Fev/04
29
Companhia Campolarguense de Energia
COCEL
30/Mar/04
30
Empresa Força e Luz de Urussanga Ltda.
EFLUL
30/Mar/04
31
Empresa Força e Luz João Cesa Ltda.
JOÃO CESA
30/Mar/04
32
Companhia de Eletricidade de Nova Friburgo
CENF
18/Jun/04
33
Companhia Força e Luz Cataguazes Leopoldina
CFLCL
18/Jun/04
34
Companhia Paranaense de Energia Elétrica
COPEL
24/Jun/04
Departamento Municipal de Eletricidade de
35
Poços de Caldas
DMEPC
28/Jun/04
36
Departamento Municipal de Energia de Ijuí
DEMEI
29/Jun/04
37
Centrais Elétricas de Carazinho S/A
ELETROCAR
29/Jun/04
38
Hidroelétrica Panambi S/A
HIDROPAN
29/Jun/04
39
Muxfeldt, Marin & Cia. Ltda
MUXFELDT
29/Jun/04
Companhia de Energia Elétrica do Estado do
40
Tocantins
CELTINS
04/Jul/04
41
Centrais Elétricas de Santa Catarina
CELESC
07/Ago/04
42
Espírito Santo Centrais Elétricas S/A
ESCELSA
07/Ago/04
43
Hidroelétrica Xanxerê Ltda.
XANXERÊ
07/Ago/04
44
Companhia Energética de Brasília
CEB
26/Ago/04
45
Força e Luz Coronel Vivida Ltda.
FORCEL
26/Ago/04
46
Companhia Energética do Maranhão
CEMAR
28/Ago/04
47
Companhia Energética do Piauí
CEPISA
28/Ago/04
48
S/A de Eletrificação da Paraíba
SAELPA
28/Ago/04
129
49
Companhia Energética de Alagoas
CEAL
28/Ago/04
50
Companhia Energética de Goiás
CELG
12/Set/04
51
Companhia Hidroelétrica São Patrício
CHESP
12/Set/04
52
Companhia Estadual de Energia Elétrica
CEEE
25/Out/04
53
Boa Vista Energia S/A
BOA VISTA
01/Nov/04
54
Manaus Energia S/A
MANAUS
01/Nov/04
55
Centrais Elétricas de Rondônia S/A
CERON
30/Nov/04
56
Companhia de Eletricidade do Acre
ELETROACRE
30/Nov/04
57
Companhia Sul Sergipana de Eletricidade
SULGIPE
14/Dez/04
58
Usina Hidro Elétrica Nova Palma Ltda.
UHENPAL
28/Dez/04
59
Companhia Energética da Borborema
CELB
04/Fev/05
60
Companhia Energética de Pernambuco
CELPE
30/Mar/05
61
Companhia Energética do Amazonas
CEAM
A definir
62
Companhia Energética de Roraima
CER
A definir
63
Companhia de Eletricidade do Amapá
CEA
A definir
64
Cooperativa Aliança
COOPERALIANÇA A definir
130
ANEXO D – FÓRMULA GERAL PARA CÁLCULO DO “FATOR X”
X i = max 0, ( XE + X0 ) . Ψi - -K
ou
●
●
●
●
X i = max 0, ( max. 0, (PTFS - PTFeco)+( Weco - Ws) + X0 .Ψi - K
ou
n
●
●
●
●
X i = max 0, ( max. 0, (Σ γi . ( Yi - α Li – (1 - α ) Ki - (- Yeco – α Leco – (1- α ).Keco) +
●
● i
+ ( Weco – Ws) + XO .Ψi - K
Onde:
Xi
= Fator X da distribuidora i;
XE = Estimativa da variação dos ganhos de produtividade do pagamento de distribuição
de energia elétrica no período tarifário;
γi = Ponderador definido pelo nº de consumidores da firma i em relação ao total do nº de
consumidores do segmento de distribuição de energia elétrica;
●
Yi = Variação estimada do produto da distribuidora i no período tarifário;
α = Participação do fator trabalho no valor adicionado da distribuidora i ;
●
Li = Variação estimada do fator trabalho da distribuidora i no período tarifário;
●
131
Ki = Variação estimada do fator capital da distribuidora i no período tarifário;
●
Yeco = Variação estimada do produto da economia no período tarifário;
●
Leco = Variação estimada do fator trabalho de economia no período tarifário;
●
Keco = Variação estimada do fator capital da economia no período tarifário;
●
PTFs = Variação estimada da produtividade total dos fatores do segmento de distribuição
de energia elétrica para o período tarifário;
●
PTFeco = Variação estimada da produtividade total dos fatores da economia para o
período tarifário;
●
Weco = Variação estimada dos custos dos insumos da economia para o período tarifário;
●
Ws = Variação estimada dos custos dos insumos do segmento de distribuição de energia
elétrica para o período tarifário;
Xo = Estimativa da variação dos ganhos de produtividade do segmento de distribuição de
energia elétrica no período tarifário;
Ψi = Proporção dos custos operacionais sobre a parcela “B” da receita da concessionária
de distribuição de energia elétrica i no ano teste;
K = Elemento de recuperação de despesas estimadas operacionais e investimentos de
caráter extraordinário a critério do regulador.
132
ANEXO E - Estudo de Caso -Rio Grande Energia - RGE
Valores em R$ Milhões
1997
Lucro Operacional Líquido após Impostos ("Nopat")
1998
1999
2000
2001
(28/7/97)
Receita Operacional Bruta (ROB)
Deduções (ICMS, PIS, Cofins, RGR)
Receita Operacional Líquida (ROL)
275
61
214
129%
29%
100%
665
169
496
134%
34%
100%
754
191
563
134%
34%
100%
904
226
678
133%
33%
100%
1057
252
805
131%
31%
100%
Energia Comprada
Encargo Sist. Distr. e Transmissão
Conta de Consumo de Combustível
108
0
4
50%
0%
2%
218
37
13
44%
7%
3%
267
41
18
47%
7%
3%
306
53
40
45%
8%
6%
386
55
37
48%
7%
5%
Margem de Contribuição
102
48%
228
46%
237
42%
279
41%
327
41%
Custo de Operação
40
19%
92
19%
82
15%
104
15%
110
14%
Lucro antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização
("EBITDA")
62
29%
136
27%
155
28%
175
26%
217
27%
Depreciação
Amortização do Ágio (30 anos)
15
0
7%
0%
39
19
8%
4%
42
37
7%
7%
49
37
7%
5%
52
37
6%
5%
Lucro antes dos Juros e Impostos ("EBIT")
47
22%
78
16%
76
13%
89
13%
128
16%
Result. Financeiro Operacional
Outros (Provisões Privatização)
0
42
0%
20%
0
0
0%
0%
0
0
0%
0%
0
0
0%
0%
0
0
0%
0%
Lucro Operacional Líquido antes dos Impostos ("NOPBT")
5
2%
78
16%
76
13%
89
13%
128
16%
Impostos s/ bases econômicas
2
1%
27
5%
26
5%
30
4%
44
5%
Lucro Operacional Líquido após Impostos ("Nopat")
3
2%
51
10%
50
9%
59
9%
84
10%
133
ANEXO E - Estudo de Caso -Rio Grande Energia - RGE
Valores em R$ Milhões
Capitais a Remunerar
Capitais Terceiros
Capitais Próprios
110
565
16%
84%
458
1296
26%
74%
500
1183
30%
70%
593
1028
37%
63%
654
937
41%
59%
Total Capital a Remunerar
Capital a Remunerar Médio
Capital a Remunerar Atualizado IGP - M (Final do Período)
675
675
691
100%
1754
1215
1236
100%
1683
1719
2064
100%
1621
1652
1817
100%
1591
1606
1773
100%
Capital de Giro
Ativo Permanente
Ágio na Aquisição (30 anos)
Exigível a Longo Prazo Líquido
Obrigações Especiais
94
707
0
-92
-34
14%
105%
0%
-14%
-5%
-2
731
1101
-34
-42
0%
42%
63%
-2%
-2%
-45
761
1027
-9
-51
-3%
45%
61%
-1%
-3%
-14
711
915
9
0
-1%
44%
56%
1%
0%
-38
783
802
44
0
-2%
49%
50%
3%
0%
Total Capital Empregado
675
100%
1754
100%
1683
100%
1621
100%
1591
100%
Capitais Empregados
ROIC = NOPAT / Capital Médio
WACC (Ver Planilha WACC)
ROIC - WACC
0,48%
11,11%
-10,63%
4,16%
27,62%
-23,46%
2,43%
23,80%
-21,37%
3,23%
16,04%
-12,81%
4,77%
15,58%
-10,81%
Lucro Econômico ([ROIC X WACC] x Cap. Médio) - R$ MM
Lucro Econômico Atualizado pelo IGP - M até 31/12/01
-74
1,483635
-290
-109 1,457572
-441
-423 1,213612
-233
-535 1,103723
-192
-257 1,000000
-192
Total
-1229
-1516
Fator de Recupreação de Capital - FRC
Spread (ROIC - FRC)
Spread (ROIC - FRC) em R$ milhões
Spread Atualizado pelo IGP - M até 31/12/01
11,60%
-11,12%
-77
1,483635
27,64%
-23,48%
-290
-114 1,457572
23,84%
-21,41%
-442
-423 1,213612
16,23%
-13,00%
-236
-536 1,103723
15,79%
-11,02%
-195
-261 1,000000 -195,32
Total
-1240
-1529
134
ANEXO F - Estudo de Caso -Rio Grande Energia – RGE
Estimativa do WACC
CDI ªª
Custo de Captação 105% CDI
TJLP ªª + 4% a.a.
Cap. Proprios Médios
Cap. Terceiros - BNDES - TJLP
Cap. Terceiros - Outros
Alíquota dos Impostos
Total Cap. Terceiros
WACC RGE
1997
1998
28/07/1997
Gearing % Annual Proporcional Gearing %
24,60%
11,20%
25,83%
11,76%
14,13%
5,58%
83,70%
0,00%
16,30%
1999
Anual Gearing %
28,58%
30,01%
15,66%
21,62%
0,00%
4,21%
34,00%
2,78%
9,84%
0,00%
1,92%
1,26%
22,99%
0,00%
7,02%
34,00%
4,63%
24,40%
11,11%
27,62%
76,62%
0,00%
23,38%
72,13%
1,43%
26,45%
2000
2001
Consolidado
Consolidado
Anual Gearing % Anual Gearing % Anual
25,13%
17,32%
17,29%
26,39%
18,19%
18,15%
17,22%
14,75%
13,50%
19,03%
0,25%
6,98%
34,00%
4,77%
23,80%
66,92%
4,33%
28,75%
12,17%
0,64%
5,23%
34,00%
3,87%
16,04%
61,18%
5,79%
33,03%
11,11%
0,78%
6,00%
34,00%
4,47%
15,58%
135
ANEXO G - Estudo de Caso - Rio Grande Energia - RGE
Estrutura de Capital
Valores em R$ Milhões
1997
Capitais Próprios
Capital de Terceiros - BNDES
Capital de Terceiros - Outros
Total
Final
565
0
110
675
Médio
565
0
110
675
1998
%
83,70%
0,00%
16,30%
100,00%
Final
1296
0
458
1754
Médio
931
0
284
1215
1999
%
76,62%
0,00%
23,38%
100,00%
Final
1183
49
451
1683
Médio
1240
25
455
1719
%
72,13%
1,43%
26,45%
100,00%
2000
Consolidado
Final
Médio
%
1028
1106
66,92%
94
72
4,33%
499
475
28,75%
1621
1652 100,00%
Final
937
92
562
1591
2001
Consolidado
Médio
%
983
61,18%
93
5,79%
531
33,03%
1606 100,00%
136
ANEXO H – ÓRGÃOS REGULADORES E DE FISCALIZAÇÃO
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
A ANEEL, autarquia federal sob regime especial vinculada ao Ministério de Minas
e Energia, foi criada pela Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 para regular e fiscalizar
a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em
conformidade com as políticas e diretrizes estabelecidas pelo Governo Federal. A ANEEL
sucedeu o extinto DNAEE, que regulava e fiscalizava o setor sob o regime anterior.
Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – CGCE
A CGCE foi um órgão de caráter transitório durante o período 2001 e 2002, de
composição eminentemente política (entre seus membros incluem-se diversos ministros de
Estado) e competência normativa abrangente, com o objetivo de propor e implementar
medidas para superar a crise energética de 2001.
Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE
O MAE é uma empresa civil de direito privado, sem fins lucrativos, submetida à
regulamentação por parte da ANEEL, e foi criada através da Medida Provisória nº 29, de 7
de Fevereiro de 2002, em substituição à antiga estrutura da ASMAE, cujo objetivo é
viabilizar as transações de compra e venda de energia elétrica nos sistemas interligados.
Devem participar do MAE, obrigatoriamente, (i) titulares de concessão ou autorização para
exploração de serviços de geração que possuam central geradora com capacidade instalada
137
igual ou superior a 50MW - exceto pelos titulares de autorização para autoprodução e cogeração, desde que suas instalações de geração estejam diretamente conectadas às
instalações de consumo e não sejam despachadas centralmente pelo ONS; (ii) titulares de
concessão, permissão ou autorização para exercício de atividades de comercialização de
energia elétrica com mercado igual ou superior a 300GWh/ano; e (iii) titulares de
autorização para importação ou exportação de energia elétrica em montante igual ou
superior a 50MW. Facultativamente, podem participar do MAE: (i) os demais titulares de
concessão ou autorização para exploração de serviços de geração; (ii) os demais titulares
de concessão, permissão ou autorização para exercício de atividades de comercialização de
energia elétrica; (iii) os demais titulares de autorização para importação ou exportação de
energia; e (iv) Consumidores Livres.
O MAE mantém um mercado para realização de negócios de comercialização de
energia, destinado exclusivamente aos seus membros. As operações realizadas no âmbito
desse mercado são sujeitas a um extenso conjunto de regras, incluindo a Convenção de
Mercado, que contempla mecanismo e convenção de arbitragem para solução de
divergências entre seus membros relativas às operações nele realizadas.
Através do MAE são celebrados contratos de compra e venda de energia elétrica no
sistema interligado entre participantes, sob preços, volumes e prazos livremente
negociados (“Contratos Bilaterais”). O MAE possui também um segmento de mercado
para negociação de montantes de energia que não forem objeto de Contratos Bilaterais e de
eventuais sobras daqueles Contratos. Neste sistema (“Mercado de Curto Prazo”), os preços
são fixados segundo as regras aprovadas pela ANEEL. Nos termos do art. 6º da Resolução
nº 249, de 11 de agosto de 1998, da ANEEL, do montante de energia comercializado por
participantes do MAE com consumidores finais, pelo menos 85% deverão estar cobertos
por energia assegurada de usinas próprias ou por contratos de compra de energia, cuja
duração seja no mínimo de dois anos.
Todas as operações de negociação de energia elétrica no âmbito do MAE transitam
pelo Sistema de Contabilização e Liquidação, onde são registrados os Contratos Bilaterais
e são feitas a valoração e liquidação financeira dos negócios no Mercado de Curto Prazo.
138
A liquidação financeira dos Contratos Bilaterais é feita diretamente entre as partes
contratantes.
O MAE é administrado pela (i) Assembléia Geral do MAE; (ii) Conselho de
Administração do MAE; e (iii) Superintendência.
A Assembléia Geral é o órgão deliberativo superior do MAE, composta por
concessionários, permissionários, autorizados e Consumidores Livres, além de dois
representantes dos Conselhos de Consumidores (um da região norte/nordeste e outro da
região sul/sudeste/centro-oeste). As Principais atribuições da Assembléia Geral são (a)
eleger os conselheiros do Conselho de Administração do MAE, exceto os indicados pelo
Ministério de Minas e Energia e pela ANEEL, bem como destituí-los; (b) deliberar sobre o
orçamento do MAE; (c) decidir sobre a remuneração dos conselheiros do MAE; e (d)
aprovar relatório anual do Auditor do Processo de Contabilização e Liquidação e as
demonstrações econômico-financeiras anuais do MAE.
O Conselho de Administração do MAE é órgão colegiado constituído por 5
executivos profissionais eleitos pela Assembléia Geral, admitida a reeleição, sendo um
conselheiro indicado pelo Ministério de Minas e Energia. O presidente do Conselho é
escolhido por meio de eleição realizada pelo próprio Conselho e o mandato será de, no
máximo, dois anos. O mandato dos conselheiros, eleitos pela Assembléia Geral do MAE, e
indicado pelo Ministério de Minas e Energia será de três anos, devendo, a cada ano, ser
realizada a substituição de pelo menos um conselheiro. O Conselho de Administração do
MAE, em sua primeira composição, terá dois membros indicados pela ANEEL e o
mandato destes conselheiros terá duração máxima de 12 meses.
As principais atribuições da Superintendência do MAE, entre outras, são: (i)
registrar e contabilizar as transações no âmbito do MAE; (ii) promover a liquidação
financeira das transações efetuadas no Mercado de Curto Prazo; (iii) promover a
confiabilidade das operações realizadas no âmbito do MAE; (iv) implantar as Regras e
Procedimentos de Mercado e assegurar ou seu cumprimento; e (v) elaborar a proposta de
orçamento anual para funcionamento do MAE.
139
Uma das importantes regras do MAE é o MRE, que consiste num mecanismo
financeiro de compartilhamento do risco hidrológico que está associado à otimização do
sistema hidrotérmico, garantindo a proteção para as usinas hidrelétricas cuja energia é
despachada de modo centralizado pelo ONS. O MRE abrange, também, a parcela de cada
empresa, na proporção da respectiva quota, da energia vinculada à potência contratada com
Itaipu.
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
O ONS foi criado pela Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 e regulamentado pelo
Decreto 2.655, de 21 de julho de 1998. Entre outras atribuições, compete ao ONS: (i) o
planejamento e a programação da operação e o despacho centralizado da geração, com
vista à otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados, (ii) a supervisão e
coordenação dos centros de operação de sistemas elétricos, (iii) a supervisão e controle da
operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais interligados e das interligações
internacionais, (iv) a contratação e administração de serviços de transmissão de energia
elétrica e respectivas condições de acesso, e (v) a definição de regras para a operação das
instalações de transmissão da rede básica dos sistemas elétricos interligados, sujeitas à
aprovação da ANEEL. Integram ainda as atribuições do ONS as novas funções relativas à
administração do transporte de energia, incluindo a definição das regras de operação da
rede básica de transmissão, que devem assegurar o livre acesso à rede, a contabilização e
cobrança dos encargos de transmissão e serviços ancilares, e a definição das ampliações e
reforços necessários na rede básica.
Em 1º de março de 1999, o ONS efetivamente assumiu as funções de supervisão e
controle da operação da Rede Básica81, envolvendo a pré-operação, a operação em tempo
real e a pós-operação. Nessa data, foram transferidos para o ONS o Centro Nacional de
Operação dos Sistemas – CNOS - e os centros de operação das supridoras regionais do
Sistema Eletrobrás. Para o perfeito cumprimento dessa função, o ONS passou a contratar
os serviços de centros de operação de outras empresas.
O ONS é pessoa jurídica de direito privado constituído sob a forma de associação
civil e possuindo os órgãos de uma sociedade anônima, quais sejam, Assembléia Geral,
140
Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal. Além desses órgãos típicos da
sociedade anônima, o ONS possui também um Comitê de Arbitragem para solucionar os
litígios em sua área de atuação e um Comitê de Auditoria para assegurar a adequação dos
controles internos.
O ONS possui membros associados e membros participantes.
São membros
associados: (i) os agentes de geração com usinas despachadas de modo centralizado; (ii) os
agentes de transmissão com instalações na rede básica; (iii) os agentes de importação com
autorização para implantação de sistemas de transmissão para a importação de energia; (iv)
os agentes de exportação com autorização para implantação de sistemas de transmissão
para a exportação de energia; (v) os agentes de distribuição que distribuam através de suas
instalações montante de energia superior a 300GWh/ano; e (vi) os Consumidores Livres
conectados à rede básica, desde que declararem por tal participação.
Os membros
associados possuem direitos a voto. Os membros associados do ONS estão divididos em
três categorias, quais sejam, consumo, transporte e produção, contando as categorias
consumo e produção com o triplo do número de votos atribuído à categoria transporte.
São membros participantes, sem direito a voto: o representante do Poder
Concedente, através do Ministério de Minas e Energia, e o representante dos Conselhos de
Consumidores. O representante do Poder Concedente possui direito de veto em relação às
deliberações que conflitem com as diretrizes e as políticas governamentais para o setor de
energia elétrica.
Agentes Prestadores de Serviços
A exploração dos serviços e instalações de energia elétrica é regulada a partir da
sua divisão entre as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização
(incluindo importação e exportação). Cada atividade está sujeita a regras específicas e sua
exploração é outorgada de forma independente, embora o Poder Público possa determinar
que as instalações de transmissão de interesse restrito de centrais de geração, ou de âmbito
próprio de concessionário de distribuição, sejam consideradas integrantes dos respectivos
serviços de geração ou distribuição.
81
Todo sistema de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV, exceto as instalações de uso exclusivo
de consumidor livre ou gerador, salvo algumas exceções indicadas nas Resoluções da ANEEL Nº 66/99, Nº
141
A atividade de geração de energia elétrica é exercida mediante concessão ou
autorização. A concessão ou autorização pode prever que a geração será destinada (i) ao
atendimento do serviço público de distribuição, (ii) à comercialização, no todo ou em
parte, por conta e risco do gerador, neste caso designado “Produtor Independente”, ou (iii)
ao consumo exclusivo em instalações industriais ou comerciais do gerador, neste caso
designado “Autoprodutor”, admitida a comercialização, eventual e temporária, dos
excedentes, mediante autorização da ANEEL.
Aos Produtores Independentes é facultado comercializar a energia que produzirem
junto a: (i) empresas concessionárias de serviços de energia elétrica, (ii) Consumidores
Livres, (iii) consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou
comercial aos quais o Produtor Independente também forneça vapor oriundo de processo
de co-geração, (iv) consumidores de energia elétrica em relação aos quais as condições de
fornecimento tenham sido previamente ajustadas entre o Produtor Independente e os
respectivos concessionários locais de distribuição e (v) consumidores que tenham
solicitado o fornecimento de energia ao concessionário local de distribuição e que tenham
demonstrado que o acesso à energia elétrica não lhes foi assegurado pelo concessionário
dentro do prazo de 180 dias contados de tal solicitação.
O artigo 5º do Decreto nº 2655/98 determina que, no caso de privatização de
empresa federal detentora de concessão ou autorização de geração de energia elétrica para
fins de atendimento do serviço público de distribuição, o regime de exploração será
alterado, no todo ou em parte, para o de Produtor Independente, o mesmo aplicando-se às
empresas sob controle dos Estados, do Distrito Federal ou de Municípios, desde que haja
concordância destes.
A transmissão de energia elétrica é em geral explorada mediante concessão.
Dentre as instalações e equipamentos de transmissão detidas pelos concessionários,
compete à ANEEL selecionar aqueles que devem integrar a rede básica nacional.
As instalações e equipamentos considerados integrantes da Rede Básica são
operados segundo Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão celebrado entre os
concessionários de transmissão e o ONS. As demais instalações de transmissão são
disponibilizadas diretamente aos distribuidores e demais usuários interessados, contra o
pagamento dos encargos correspondentes.
166/00 e Nº 433/00.
142
Para ter acesso às instalações da Rede Básica, as concessionárias de distribuição e demais
usuários devem celebrar:
i)
Contrato de Uso dos Sistemas de Transmissão com o ONS (agindo na qualidade de
representante das concessionárias de transmissão), sujeito à homologação pela ANEEL,
estabelecendo as condições técnicas e as obrigações relativas ao uso das instalações de
transmissão; e
ii)
Contrato de Conexão com as concessionárias de transmissão, com interveniência
do ONS e sujeito à homologação pela ANEEL, estabelecendo as responsabilidades pela
implantação, operação e manutenção das instalações de conexão e os respectivos encargos.
A distribuição de energia elétrica é exercida mediante concessão ou permissão. A
atividade de distribuição refere-se a uma área de atuação, onde a empresa concessionária
ou permissionária do serviço tem o direito de fornecer e comercializar energia elétrica aos
consumidores ali situados.
Atualmente, a energia de que necessitam os distribuidores para suprir seu mercado
é por eles adquirida principalmente através dos Contratos Iniciais.
De acordo com o art. 10, inciso II da Lei nº 9.648/98, a partir de 2003 os montantes
de energia e de demanda de potência sob Contratos Iniciais serão gradualmente reduzidos
à razão de 25% ao ano, até que em 2006 os distribuidores deverão comprar toda a sua
energia sob condições livremente negociadas.
Há, finalmente, a figura do agente de comercialização, que opera apenas com a
compra e venda de energia no Brasil ou no exterior, nos termos de autorização outorgada
pela ANEEL. Os agentes de comercialização podem ser: (i) concessionárias de geração
desejando vender energia diretamente a seus consumidores finais; (ii) concessionárias de
distribuição atuando fora de suas áreas de concessão; e (iii) agentes de comercialização
independentes.
Contratos Iniciais
Durante o período de transição (1998-2005), que permitirá a introdução gradual da
competição no setor, a aquisição e venda de energia será realizada através de Contratos
Iniciais. O propósito destes contratos é proteger as partes contra exposição ao risco de
preços potencialmente voláteis no MAE. De acordo com a Resolução nº 249, de 11 de
agosto de 1998, 85% do mercado cativo das distribuidoras devem estar contratados por
143
meio de contratos bilaterais de longo-prazo (superiores a dois anos). Essa norma foi
superada pela Resolução nº 102, de 1º de março de 2002. No entanto, a ANEEL anunciou,
através do artigo 5º da própria Resolução nº 102/02, que estabelecerá percentual de
cobertura mínimo e o prazo mínimo de duração dos contratos de compra de energia.
Os Contratos Iniciais foram calculados pelo Grupo Coordenardor para Operação
Interligada − GCOI − e homologados pela ANEEL, em agosto de 1998, para as empresas
localizadas na Região Sul, e em dezembro de 1998 para as demais regiões do Brasil.
Foram estabelecidos montantes de energia e de demanda de potência para 1999, 2000 e
2001, repetindo para 2002 os mesmos montantes de 2001. Durante o período de 2003 a
2005, os montantes de energia e de demanda de potência dos Contratos Iniciais deverão ser
reduzidos a uma taxa de 25% do montante referente ao ano de 2002. A partir de 2006, as
empresas estarão, portanto, totalmente livres para negociar novos contratos de
fornecimento de energia elétrica a preços de mercado para substituir os montantes não
contratados. A energia que não é contratada sob o sistema dos Contratos Iniciais e a
energia excedente poderão ser diretamente formalizados por Contratos Bilaterais de curto
prazo ou no mercado spot do MAE. Durante este período de transição, a ANEEL também
será responsável pela regulamentação das tarifas dos Contratos Iniciais. Devido ao atraso
na entrada em operação da Usina Angra II da Eletronuclear, expondo Furnas a débitos
significativos junto ao mercado, surgiram problemas não resolvidos no sistema, os quais
estão levando o Governo Federal, juntamente com a ANEEL e o MAE, a discutir um novo
modelo de contratação e obrigações junto ao mercado, associado à energia de Angra, o
qual ainda não está formalizado nem acordado no âmbito do MAE.
144
ANEXO I – AGENDA “I FÓRUM DE REGULAÇÃO ECONÔMICA
DAS DISTRIBUIDORAS DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO”
A Rio Grande Energia tem o prazer de convidá-lo para o primeiro Fórum de
Debates RGE - A Regulação Econômica das Distribuidoras do Setor Elétrico
Brasileiro.
Dia 11 de novembro de 2002
Local Centro de Eventos FIERGS
Sala Plenário Mercosul - Avenida Assis Brasil, 8787 - Porto Alegre - RS
Objetivo
Promover o debate e apresentação de diagnósticos e soluções para o setor elétrico
nacional. Enfoque na atual crise do setor e a perspectiva de atingir-se um equilíbrio
entre a modicidade tarifária e a remuneração adequada dos investimentos.
Público-Alvo
• Gestores de organizações em áreas relacionadas com o setor elétrico brasileiro.
• Profissionais que ocupam cargo de direção, gerência, consultoria e técnicos que
mantêm relação com os órgãos públicos, fornecedores, mercado financeiro, parceiros
e clientes do setor elétrico.
Programa
8h
Inscrições e credenciamento
9h
Abertura
9h30 Diagnóstico Geral do Setor Elétrico Brasileiro
Palestrante: Arthur Ramos – Vice Presidente da A.T. Kearney
10h30 Debate com a presença de representantes do setor elétrico nacional
José Said de Brito – Diretor Superintendente da Votorantim Energia
Arthur Ramos – Vice-presidente da A.T. Kearney
Representante da Agência Na cionalal de Energia Elétrica (ANEEL)
Representante da Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica (ABRADEE)
Carlos Weinschenck de Faria - Coordenador do Grupo Temático de Energia Elétrica - Fiergs
Sidney Simonaggio – Diretor Presidente da RGE
Mediador: Vlamir Ramos – Diretor Administrativo Financeiro da RGE
12h00 Perguntas e Respostas
12h30 Almoço
14h00 O Modelo Chileno para o Setor Elétrico
Palestrante: Mário D. Peralta Alba – Consultor Ing. Y Servicios Enermark Ltda. – Chile
14h45 O Modelo Argentino para o Setor Elétrico
Crise de Liquidez: aspectos fundamentais do processo de renegociação de passivos
Palestrantes: PriceWaterHouse Coopers Auditores Independentes
15h30 A atual metodologia de revisão tarifária brasileira – Críticas e Soluções
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Palestrante: Vlamir Ramos – Diretor Administrativo Financeiro da RGE
16h30 Intervalo para o Café
16h45 As privatizações na América Latina
Palestrante: Prof. Dr. Sabino da Silva Porto Jr. – Faculdade de Economia UFRGS
17h15 Considerações Finais e Encerramento