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OS IMPACTOS DA MP579/2012 NO SETOR
ELÉTRICO BRASILEIRO: UM ESTUDO DE CASO
Conrado Reyna Kurtz
Luiz Octavio Aleixo Lustosa Rosemberg
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia de Produção da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Thereza Cristina Nogueira de Aquino, D.Sc.
Rio de Janeiro
Agosto de 2014
ii
OS IMPACTOS DA MP579/2012 NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO:
UM ESTUDO DE CASO
Conrado Reyna Kurtz
Luiz Octavio Aleixo Lustosa Rosemberg
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO
CURSO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE
ENGENHEIRO DE PRODUÇÃO.
Examinada por:
____________________________________________
Prof. Thereza Cristina Nogueira de Aquino, D.Sc.
____________________________________________
Prof. José Roberto Ribas, D.Sc.
____________________________________________
Camila Moura Caiaffa, M.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
Agosto de 2014
iii
Kurtz, Conrado Reyna
Rosemberg, Luiz Octavio Aleixo Lustosa
Os Impactos da MP 579/2012 no Setor Elétrico
Brasileiro: Um Estudo de Caso / Conrado Reyna Kurtz, Luiz
Octavio Aleixo Lustosa Rosemberg. – Rio de Janeiro: UFRJ
/ Escola Politécnica, 2014.
XV, 75 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Thereza Cristina Nogueira de Aquino.
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica /
Curso de Engenharia de Produção, 2014.
Referências Bibliográficas: p. 73 -74.
1. MP 579/2012. 2. Setor Elétrico Brasileiro. 3. CPFL
Energia S.A. 4. Pequenas Centrais Hidrelétricas. 5. Análise
de Cenários 6. Valor Presente Líquido
I. Aquino, Thereza Cristina Nogueira. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de
Engenharia de Produção. III. Os Impactos da MP 579/2012
no Setor Elétrico Brasileiro: Um Estudo de Caso.
iv
À família e aos amigos,
Pelo apoio, pelos exemplos e pelo carinho.
v
Agradecimentos
Eu, Conrado Reyna Kurtz, agradeço à minha família. Aos meus pais agradeço
imensamente pela educação e valores que me foram passados e pelo exemplo diário de
dedicação e perseverança. À minha avó por todo o carinho dado ao longo dos anos.
Agradeço à minha irmã pelas boas risadas e por estar sempre presente ao meu lado. Em
especial, agradeço in memoriam ao meu avô engenheiro Rodolfo Reyna que me ensinou
a sempre escolher o bom humor e a felicidade frente às adversidades da vida.
Agradeço aos professores do Departamento de Engenharia Industrial pelos
ensinamentos e pelo conteúdo apresentado. Agradeço à UFRJ, pois ao longo dos anos
de faculdade cresci academicamente e como pessoa, buscando aproveitar as inúmeras
oportunidades que somente uma grande Universidade é capaz de proporcionar.
Eu, Luiz Octavio Aleixo Lustosa Rosemberg, agradeço, em primeiro lugar, à
minha família. Aos meus pais, por terem sempre me proporcionado a oportunidade de
estudar em excelentes colégios, pelo apoio e suporte que sempre deram às minhas
iniciativas, pela infraestrutura física, moral e emocional que me proporcionaram como
base para todas as principais realizações da minha vida. Agradeço também aos demais
familiares pelo apoio e conselhos sempre proporcionados. Agradeço em especial à meu
avô, Carlos Lustosa, in memoriam, pelo exemplo de vida proporcionado, pela retidão e
justeza de suas ações, que me inspiraram a buscar sempre ser correto e justo em todas as
minhas relações na vida.
Agradeço à minha namorada, Julia Mariana Bezerra de Albuquerque, pelo apoio
e compreensão que sempre demonstrou comigo durante todos esses anos de faculdade
de engenharia, embora por muitas vezes tenha sido necessário comprometer nosso
relacionamento em função dos estudos.
Agradeço a todos os bons professores do departamento de engenharia industrial
da UFRJ que, seja pelo conteúdo, seja pela atitude e olhar para o mundo, me permitiram
evoluir como estudante e pessoa. Agradeço em especial ao professor Agenor Pinheiro
Rodrigues Valle, in memoriam, que me incentivou a escolher estudar engenharia na
UFRJ.
vi
Em conjunto, nós agradecemos a professora Thereza Cristina Nogueira de
Aquino, seja pela orientação no presente trabalho, seja pelo aprendizado proporcionado
nas disciplinas de Economia Brasileira e Projetos Industriais, que nos inspiraram à
criação do presente trabalho.
Agradecemos também ao professor José Roberto Ribas, pelo apoio dado durante
esse projeto e pelo aprendizado nas disciplinas de Contabilidade Gerencial e
Administração Financeira.
Agradecemos por último aos nossos amigos e colegas de curso pelo apoio mútuo
nos estudos e pela convivência em salas de aula, bares, festas, almoços, viagens,
intercâmbio e outros. A vida na UFRJ foi mais interessante e agradável graças a vocês.
Conrado Reyna Kurtz
Luiz Octavio Aleixo Lustosa
vii
“An investment in knowledge pays the best interest.”
Benjamin Franklin
viii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como
parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Produção.
Os Impactos da MP 579/2012 no Setor Elétrico Brasileiro: Um Estudo de Caso
Conrado Reyna Kurtz
Luiz Octavio Aleixo Lustosa Rosemberg
Agosto/2014
Orientador: Thereza Cristina Nogueira de Aquino
Curso: Engenharia de Produção
Neste trabalho buscou-se entender os efeitos da medida provisória 579/2012 no
Setor Elétrico Brasileiro através de um estudo de caso nas concessões de geração de
energia elétrica da empresa CPFL Energia S.A. As concessões afetadas consistiam em
duas Pequenas Centrais Hidrelétricas no Estado de São Paulo. Estudou-se
primeiramente a evolução do setor ao longo do tempo e a criação da Medida Provisória
579 em Setembro 2012. Foram analisados também os balanços e demonstrações de
resultado da CPFL Energia S.A. em 2013 e 2014 para entender os impactos econômicos
causados. Em seguida, foram analisados os impactos causados na viabilidade
econômica das duas concessões afetadas, através do cálculo do valor presente líquido
em diferentes cenários. Por fim, traçou-se uma relação entre as conclusões acerca da
viabilidade dos empreendimentos sob as novas regras com a crise vivida no setor
elétrico nos anos de 2013 e 2014.
Palavras-chave: MP 579, Setor Elétrico Brasileiro, CPFL, Pequenas Centrais Hidrelétricas, Análise de Cenários, Valor Presente Líquido.
ix
Abstract of Undergraduate Project presumed to POLI/UFRJ as a partial
fulfillment of the requirements for the degree of Engineer.
THE IMPACTS OF THE PROVISIONAL MEASURE 579/2012 ON THE
BRAZILIAN ELECTRIC SECTOR: A CASE STUDY
Conrado Reyna Kurtz
Luiz Octavio Aleixo Lustosa Rosemberg
August/2014
Advisor: Thereza Cristina Nogueira de Aquino
Course: Industrial Engineering
In this paper we sought to understand the effects of the Provisional Measure
579/2012 at the Brazilian Electric Sector through a case study in the Concession
Contracts for Power Generation of CPFL Energia S.A. The affected contracts consisted
of two Small Hydroelectric Power Plants in the State of São Paulo. We first studied the
evolution of the Sector through the years and also the enactment of the Provisional
Measure 579 on September 2012. We also analyzed the balance sheets and financial
statements of CPFL Energia S.A. to understand the economic impacts on the company.
Afterwards, we analyzed the impacts on the economic viability of the two affected
concessions calculating the net present value at different scenarios. Finally, we related
the conclusions about the viability of the enterprises under the new rules with the crisis
the Sector is suffering in 2013 and 2014.
Keywords: MP 579, Brazilian Electric Sector, CPFL Energia S.A., Small
Hydroelectric Power Plant, Scenario Analysis, Net Present Value.
x
Sumário
1 Introdução .......................................................................................................... 1
1.1 Apresentação ............................................................................................... 1
1.2 Objeto .......................................................................................................... 1
1.3 Objetivo ....................................................................................................... 2
1.3.1 Objetivo Geral ...................................................................................... 2
1.3.2 Objetivo Específico .............................................................................. 2
1.4 Justificativa ................................................................................................. 2
1.5 Estrutura e Método da Pesquisa .................................................................. 3
1.6 Nomenclatura .............................................................................................. 4
2 Referencial Teórico ........................................................................................... 5
2.1 Contabilidade .............................................................................................. 5
2.2 Análise estatística de dados ......................................................................... 6
2.3 Análise de Investimentos ............................................................................ 8
3 O Setor Elétrico Brasileiro ............................................................................... 10
3.1 Panorama Setorial ..................................................................................... 10
3.1.1 Visão Geral ......................................................................................... 10
3.1.2 Breve Histórico do Setor .................................................................... 11
3.2 Regulação do setor .................................................................................... 20
3.2.1 CNPE .................................................................................................. 20
3.2.2 MME .................................................................................................. 20
3.2.3 CMSE ................................................................................................. 21
3.2.4 EPE ..................................................................................................... 21
3.2.5 ANEEL ............................................................................................... 21
3.2.6 ONS .................................................................................................... 22
3.2.7 CCEE .................................................................................................. 22
3.3 Empresas do Setor ..................................................................................... 24
xi
3.4 Medida Provisória 579/2012 ..................................................................... 26
4 A CPFL Energia .............................................................................................. 33
4.1 Descrição da Empresa ............................................................................... 33
4.2 Estrutura Societária ................................................................................... 33
4.3 Áreas de Atuação ...................................................................................... 34
4.3.1 Distribuição ........................................................................................ 34
4.3.2 Geração ............................................................................................... 35
4.3.3 Energias Renováveis .......................................................................... 35
4.3.4 Comercialização ................................................................................. 36
4.3.5 Serviços .............................................................................................. 36
4.3.6 Outras ................................................................................................. 36
4.4 Resultados Financeiros ............................................................................. 37
4.4.1 Receita Operacional ........................................................................... 37
4.4.2 Custo com Energia Elétrica ................................................................ 38
4.4.3 Resultado Financeiro .......................................................................... 38
4.4.4 Lucro Líquido ..................................................................................... 38
4.4.5 Outros Fatores .................................................................................... 39
4.4.6 Desempenho por Setor ....................................................................... 39
4.5 Influência da MP579/2012 ........................................................................ 39
5 Estudo de caso em duas PCH’s ....................................................................... 42
5.1 Introdução ................................................................................................. 42
5.2 Usinas estudadas ....................................................................................... 43
5.2.1 PCH’s ................................................................................................. 43
5.2.2 PCH Macaco Branco .......................................................................... 44
5.2.3 PCH Rio do Peixe ............................................................................... 47
5.3 Metodologia .............................................................................................. 50
5.3.1 Premissas Macroeconômicas .............................................................. 51
xii
5.3.2 Custos de operação e manutenção ...................................................... 52
5.3.3 Receitas .............................................................................................. 56
5.3.3.1 Renovação das concessões ......................................................... 56
5.3.3.2 Não renovação das concessões ................................................... 58
5.3.4 Indenizações ....................................................................................... 58
5.3.5 Cálculo do valor presente líquido de cada opção ............................... 60
5.4 Usina Macaco Branco ............................................................................... 62
5.5 Usina Rio do Peixe .................................................................................... 64
6 Conclusão ........................................................................................................ 70
6.1 Conclusão do Presente Trabalho ............................................................... 70
6.2 Sugestões de Estudos Futuros ................................................................... 72
Referências Bibliográficas ..................................................................................... 73
ANEXO A ............................................................................................................. 75
xiii
Lista de Figuras
Figura 1: Representação Esquemática do Setor Elétrico ....................................... 13
Figura 2: Histórico das Privatizações no Setor ...................................................... 15
Figura 3: Níveis dos reservatórios no Brasil de 2000 ao início de 2014 ............... 16
Figura 4: Consumo Nacional de Energia Elétrica na Rede por Classe: 1995 - 2013
......................................................................................................................................... 17
Figura 5: Empreendimentos de Geração em Operação ......................................... 19
Figura 6: Instituições do Setor Elétrico ................................................................. 20
Figura 7: Empresas do Setor Elétrico Listadas em Bolsa ...................................... 25
Figura 8: Desempenho das Empresas do Setor Elétrico ........................................ 26
Figura 9: Composição da Tarifa de Energia antes da MP 579/2012 ..................... 27
Figura 10: Encargos do Setor Elétrico ................................................................... 29
Figura 11: Reduções Tarifárias Previstas por Classe de Consumo ....................... 30
Figura 12: Variação do PLD de Energia Pesada no Sudeste ao Longo do Tempo 31
Figura 13: Estrutura Societária da CPFL ENERGIA ............................................ 33
Figura 14: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de Distribuição34
Figura 15: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de Geração ...... 35
Figura 16: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de
Comercialização .............................................................................................................. 36
Figura 17: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de Serviços ..... 36
Figura 18: Participação Societária da CPFL ENERGIA em Outros Setores ......... 36
Figura 19: Desempenho Financeiro da CPFL Energia .......................................... 37
Figura 20: Comparação entre as ações da CPFL Energia e o IEE ......................... 40
Figura 21: Comparação entre as ações da Copel e o IEE ...................................... 41
Figura 22: Comparação das ações de 3 empresas que não aceitaram renovações
frente ao IEE com foco no dia 11 de Setembro de 2012 ................................................. 41
Figura 23: Dados da Concessão de Macaco Branco .............................................. 45
Figura 24: Vista Aérea da Usina Macaco Branco .................................................. 46
xiv
Figura 25: Mapa da Localização da Usina Macaco Branco .................................. 46
Figura 26: Dados Operacionais da Usina Macaco Branco .................................... 47
Figura 27: Dados da Concessão da Usina Rio do Peixe ........................................ 48
Figura 28: Vista Aérea da Usina Rio do Peixe ...................................................... 48
Figura 29: Mapa da Localização da Usina Rio do Peixe ....................................... 49
Figura 30: Dados Operacionais da Usina Rio do Peixe ......................................... 49
Figura 31: Depreciação Acumulada dos Ativos da Usina Rio do Peixe ............... 50
Figura 32: Resultados da Análise de Regressão Para Cálculo dos Custos de O&M
......................................................................................................................................... 53
Figura 33: Estimativas dos Custos de O&M por Empreendimento ...................... 55
Figura 34: Fórmula do Cálculo da RAG ................................................................ 56
Figura 35: Taxa Anual de Depreciação por Classe de Ativo ................................. 59
Figura 36: Definição do GAG Inicial .................................................................... 62
Figura 37: Definição do GAG inicial Para a Usina Rio do Peixe .......................... 65
Desempenho Financeiro Consolidado CPFL ENERGIA em 31 de Março de 2014
......................................................................................................................................... 75
xv
Lista de Tabelas
Tabela 1: Preços de Equilíbrio Para Cada Conjunto de Premissas da Usina
Macaco Branco ................................................................................................................ 63
Tabela 2: PLD Médio Por Ano .............................................................................. 63
Tabela 3: Depreciação Média por Classe de Ativos em 2013 e 2015 ................... 66
Tabela 4:Preços de Equilíbrio Para Cada Conjunto de Premissas da Usina Rio Do
Peixe ................................................................................................................................ 66
Tabela 5: PLD Médio Por Ano .............................................................................. 67
1
1 INTRODUÇÃO
1.1 Apresentação
O presente projeto consiste em um estudo do setor elétrico brasileiro e dos
efeitos sobre as empresas desse setor da medida provisória 579, a partir de 2012. Para
melhor estudar esses efeitos foi realizado um estudo de caso em duas pequenas centrais
hidrelétricas pertencentes à empresa CPFL Energia S.A..
A medida provisória 579 trata da antecipação da renovação das concessões das
empresas do setor de energia elétrica, seja na geração, transmissão ou distribuição. As
empresas contempladas tiveram de decidir no fim de 2012 entre antecipar a renovação,
sob novas regras, ou manter as concessões até o fim do prazo original e não renová-las.
Através do estudo de caso das duas pequenas centrais hidrelétricas serão
examinadas as escolhas oferecidas às empresas do setor, e se decidirá a melhor opção
dadas as informações disponíveis no fim de 2012, criticando-se as escolhas adotadas em
cada caso.
A base teórica do trabalho tem seu fundamento basicamente em duas disciplinas
ministradas no departamento de engenharia industrial da UFRJ: Economia Brasileira e
Análise de Investimentos. Os conhecimentos de economia brasileira serão aplicados na
análise do setor elétrico brasileiro a partir da sua inserção no contexto da economia
brasileira como um todo. Já os conhecimentos de análise de investimentos servirão para
fundamentar o estudo de caso das duas pequenas centrais hidrelétricas analisadas, sendo
utilizados no processo de decisão da melhor alternativa em cada caso.
1.2 Objeto
O objeto de estudo desse trabalho é o processo de renovação, a partir da
publicação da medida provisória 579, das concessões de duas pequenas centrais
hidrelétricas pertencentes à CPFL: A Pequena Central Hidrelétrica de Macaco Branco e
a Pequena Central Hidrelétrica de Rio do Peixe.
2
1.3 Objetivo
1.3.1 Objetivo Geral
O objetivo geral desse trabalho é melhor entender o setor elétrico e as
transformações que esse vem sofrendo a partir da publicação da medida provisória 579,
com foco nas empresas do setor.
1.3.2 Objetivo Específico
O objetivo específico desse trabalho é aplicar as técnicas aprendidas na
disciplina análise de investimentos em estudo de caso da renovação das concessões de 2
pequenas centrais hidrelétricas, permitindo a escolha entre as alternativas disponíveis da
melhor alternativa.
1.4 Justificativa
As novas regras do setor elétrico, a partir da medida provisória 579, foram
objeto de intenso debate e polêmica entre os diversos atores do setor e o mercado como
um todo. Enquanto defensores argumentavam que as novas regras beneficiavam o
consumidor final de energia, através de uma menor tarifa, os críticos argumentavam que
as novas regras geravam insegurança jurídica no setor, além de fragilizar as companhias
envolvidas.
As condições hidrológicas nos anos seguintes ao de publicação da medida, 2013
e 2014, contribuíram para chamar mais atenção para o debate no setor. As condições
hidrológicas foram bastante desfavoráveis nesses anos, reduzindo o nível dos
reservatórios e forçando o acionamento das termelétricas, o que por sua vez aumentou o
preço da energia no curto prazo e desestabilizou a saúde financeira das empresas
forçadas a adquirir energia também no curto prazo, precisando ser socorridas pelo
governo.
A motivação fundamental para esse trabalho, do ponto de vista dos autores, foi a
formação da opinião dos mesmos sobre os acontecimentos do setor nos últimos anos.
Com isso, busca-se um melhor entendimento sobre a situação das empresas do setor e as
perspectivas para o setor e suas empresas ao longo do tempo. Essa perspectiva poderá
ser usada no futuro para uma melhor tomada de decisão dentro do escopo do setor.
3
1.5 Estrutura e Método da Pesquisa
Este trabalho contém a seguinte estrutura de capítulos:
1. Introdução
2. Referencial Teórico
3. Setor Elétrico Brasileiro
4. A CPFL Energia
5. Estudo de Caso em duas PCH’s
6. Conclusão
A Introdução apresenta o trabalho de maneira geral, definindo-se objeto,
objetivos, justificativa, e detalhando-se a estrutura e método dos capítulos subsequentes.
No segundo capítulo é apresentado o referencial teórico que dá embasamento ao
trabalho. Esse referencial pode ser dividido em 3 áreas: Contabilidade, análise
estatística e análise de investimentos
No capítulo do setor elétrico é apresentada uma visão geral do mesmo, com um
breve histórico do setor elétrico brasileiro, as principais instituições e regulação do
setor. Apresenta-se também de maneira geral a medida provisória 579, definindo-se
suas origens e efeitos sob uma perspectiva do setor elétrico como um todo, e agregando
à discussão da medida provisória 579 uma discussão mais geral do modelo que vem
sendo adotado no setor elétrico brasileiro nos últimos anos.
No quarto capítulo mostra-se uma visão geral da CPFL, empresa do setor
elétrico que possui as duas pequenas centrais hidrelétricas objetos do estudo de caso.
Além disso mostra-se a reação da CPFL à medida provisória 579 em termos das
decisões tomadas pela mesma frente às possibilidades de escolhas geradas por essas
medida provisória. Compara-se as decisões tomadas pela CPFL às tomadas por outra
empresas, e analisa-se a reação do mercado à essas decisões.
No quinto capítulo selecionam-se as concessões do setor de geração da CPFL
que foram afetadas pela medida provisória 579, no caso duas pequenas centrais
hidrelétricas (PCH’s) cuja concessão expiraria em 2015 e examina-se as opções de
renovar ou não as concessões para cada uma delas. Traçam-se uma série de cenários
através de variações de premissas chave para que se possa determinar, para cada
4
conjunto de premissas, a melhor alternativa a ser escolhida, buscando-se maximizar o
valor presente líquido (VPL) gerado para a empresa.
O sexto capítulo constitui a avaliação dos resultados obtidos no quarto capítulo e
a sua conexão com os demais capítulos, completando o estudo do setor elétrico nos
níveis de setor, empresa e empreendimento.
1.6 Nomenclatura
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética
MME – Ministério de Minas e Energia
CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
EPE – Empresa de Pesquisa Energética
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
ONS – Operador Nacional do Sistema
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
ACR – Ambiente de Comércio Regulado
ACL – Ambiente de Comércio Livre
PCH – Pequena Central Hidrelétrica
CGH – Central Geradora Hidrelétrica
TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Ditribuição
CMO – Custo Marginal da Operação
CDE – Conta de Desenvolvimento Energético
MRE – Mecanismo de Realocação de Energia
IPCA – Índice de Preços ao Consumidor Amplo
VPL – Valor Presente Líquido
5
2 REFERENCIAL TEÓRICO
Apesar do caráter eminentemente prático do presente trabalho, alguma teoria foi
necessária para fundamentar as técnicas e práticas de análise adotadas ao longo do
trabalho.
As três principais necessidades teóricas do presente trabalho foram em
conhecimentos de contabilidade, análise estatística de dados e análise de
investimentos/cenários.
2.1 Contabilidade
Os conhecimentos de contabilidade foram necessários para o entendimento e
análise dos balanços e resultados do grupo CPFL, bem como das suas principais
unidades de negócio. A base teórica dessa análise pode ser encontrada em (MARION;
IUDÍCIBUS, 2008). O foco dos autores nesse livro é diferente do tradicional foco na
montagem dos balanços e demonstrações de resultados. Ele se concentra principalmente
na interpretação dos mesmos e na análise de que conclusões importantes podem ser
tiradas pelos principais tomadores de decisão a partir dessa interpretação.
O primeiro conceito importante para o presente trabalho é o de solvência/liquidez.
A solvência de uma empresa está relacionada ao seu patrimônio líquido, por definição a
diferença entre ativos e passivos de terceiros, na medida em que mede a capacidade da
empresa honrar seus compromissos no longo prazo. Entretanto, mesmo uma empresa
com ativos maiores que os passivos pode se ver incapaz de cumprir suas obrigações se
não tiver caixa no curto prazo para tal. Ativos de longo prazo podem tomar muito tempo
para serem convertidos em caixa, e caso haja algum passivo no curto prazo que não
possa ser pago, a empresa estará descumprindo suas obrigações com os credores. A
capacidade de honrar suas obrigações no curto prazo é medida pela liquidez da empresa.
No caso das empresas do setor elétrico, por exemplo, embora tenham importantes ativos
de longo prazo (as concessões), não podem utilizá-los para pagar as dívidas de curto
prazo e, caso não tenham caixa para honrá-las, estarão em situação de calote.
O segundo conceito é o de depreciação/amortização. Parte dos ativos da empresa
pode ser utilizado para gerar caixa apenas por um período limitado de tempo. É o caso
das máquinas e equipamentos, que se deterioram com o tempo e devem ser substituídas,
6
bem como de ativos intangíveis como as concessões para as empresas do setor elétrico,
que têm um prazo de validade e após o seu fim não gerarão mais caixa à empresa. Para
que a empresa continue a operar sob as mesmas condições, espera-se que, após o
período de validade desses ativos, eles sejam substituídos por semelhantes, com um
dado custo de aquisição. Quanto mais próxima a necessidade de substituição dos ativos
menor o valor real do patrimônio da empresa. Para levar isso em conta considera-se que
a cada período parte do valor dos ativos some, correspondente à necessidade da empresa
reservar recursos para adquirir similares quando a vida útil dos ativos terminar. Esse
valor é a chamada depreciação ou amortização. A depreciação pode ser contabilizada
como despesa na demonstração de resultados, reduzindo o total a ser pago em impostos.
Quando todo o valor do ativo é depreciado, o valor contábil do mesmo é zero, embora
ainda haja um valor residual do mesmo, se ele ainda puder ser utilizado ou vendido. No
caso da renovação das concessões o governo considerou, para o cálculo de
indenizações, o valor residual como sendo zero, se apropriando implicitamente desse
valor.
Relacionado ao conceito anterior está o conceito de EBITDA( em português, lucro
antes de juros, impostos, depreciação e amortização), que mede a capacidade
operacional do negócio gerar caixa. Negócios que demandem grandes investimentos em
ativos precisarão ter elevada margem EBITDA para serem lucrativos (economicamente
viáveis), já que precisarão compensar os elevados custos com depreciação e
amortização de ativos. É o caso das empresas do setor elétrico. Para manter a
viabilidade econômica das mesmas, dado o grande ativo imobilizado envolvido, os
reguladores devem ter cuidado para garantir uma elevada margem EBITDA (e
consequentemente elevado lucro bruto) das empresas. A importância desse fato para o
presente trabalho, que ficará evidente no próximo capítulo, reside no fato de que quanto
menor a despesa das empresas do setor com a depreciação, menor a necessidade de um
EBITDA elevado e por consequência de um lucro bruto elevado e de uma tarifa
elevada.
2.2 Análise estatística de dados
Para o cálculo das estimativas de custos das usinas geradoras de energia
necessários para o cálculo das tarifas apropriadas, a ANEEL utilizou a análise de
7
regressão, conforme pode ser visto na nota técnica 585. A teoria por trás da mesma pode
ser encontrada em (GUJARATI, 2006).
A análise de regressão consiste na análise de uma amostra de dados e obtenção de
uma função de regressão, na qual uma variável dependente é colocada como função de
outras, consideradas independentes, bem como na análise da qualidade do modelo
obtido.
Inicialmente, a partir de algum tipo de conhecimento teórico, prático ou hipótese,
se estabelece quais as variáveis, dentre todas as possíveis, são mais relevantes na
determinação da variável dependente (através de análise de correlação, por exemplo),
além de uma forma geral para a função de regressão (linear, quadrática, etc).
A partir dessa estimativa inicial tem-se uma forma geral da função, com os
parâmetros ainda não definidos. No caso de uma regressão linear com uma variável
independente, a forma da função seria:
Y = a + b*X, onde:
Y é a variável dependente;
a e b são os parâmetros a serem estimados;
X é a variável independente, que vai influenciar a variável dependente;
Utiliza-se então uma técnica como a dos mínimos quadrados para estimar para
que valores de a e b os quadrados dos desvios dos valores de Y da amostra em relação
aos valores previstos são menores. Quanto menores forem os módulos dos desvios dos
valores amostrais com relação aos previstos no modelo melhor o ajuste do mesmo.
Os valores estimados para os parâmetros são dessa forma aqueles que promovem
o melhor ajuste entre os valores previstos e amostrais de Y, dada a forma geral do
modelo. Garantido isso, é preciso ainda estimar a qualidade do modelo de regressão
adotado, ou seja, a forma da função e as variáveis dependentes escolhidas. É possível
que o melhor ajuste possível dado uma forma funcional ou conjunto de variáveis
dependentes deixe ainda uma grande distância entre os valores previstos e amostrais.
Para estimar a qualidade do ajuste sob determinado modelo funcional é utilizado o
chamado coeficiente de determinação, ou R2. R2 é dado pelas seguinte fórmulas:
8
R2 = 1 – SQres/SQtot ;
SQtot = ∑ (yi – ym)2 ;
SQres = ∑ (yi’- ym)2 ;
Onde:
yi é cada valor observado de Y;
ym é o valor médio das observações;
yi’é o valor esperado de Y para cada conjunto de valores amostrais das variáveis
independentes;
SQtot é soma dos quadrados das diferenças entre o valor médio de Y e os valores
observados;
SQres é a soma dos quadrados das diferenças entre os valores propostos pelo
modelo para cada conjunto de valores amostrais das variáveis independentes e o valor
médio de Y na amostra;
Quanto mais próximo de 1 o valor de R2, menor é a relação entre os quadrados
dos desvios do modelo e da amostra em relação à média, o que significa um melhor
ajuste.
2.3 Análise de Investimentos
No presente trabalho se faz necessário avaliar em termos econômicos diversas
alternativas nos casos estudados. Para tal é necessário algum indicador que permita
comparar e avaliar objetivamente os resultados econômicos de cada alternativa. Um
indicador fundamental utilizado na análise de investimentos para avaliar a viabilidade
dos mesmos e comparar alternativas através de valores quantitativos que podem ser
associados a cada uma é o do valor presente líquido (VPL). Uma explicação teórica do
assunto de análise de investimentos e determinação de indicadores como o valor
presente líquido de investimentos pode ser obtida em (ROSS; WESTERFIELD; JAFFE,
2003).
9
A idéia fundamental por trás do conceito de valor presente líquido é a do valor do
dinheiro no tempo, ou seja, que a mesma quantidade nominal de dinheiro tem maior
valor para um tomador de decisão quanto mais cedo ele puder obtê-la. A razão disso é
que o investidor, antecipando determinado fluxo de caixa, pode utilizar aquele caixa
para um outro investimento, obtendo uma remuneração daquele capital, que deve
portanto ser incorporada implicitamente em uma alternativa na qual a entrada do caixa
em questão ocorra mais tarde.
O valor de determinado fluxo de caixa no tempo t, é portanto:
V0 = V / (1 + J)t ;
Onde:
V0 é o valor do caixa para um tomador de decisão no tempo 0;
V é o valor nominal do caixa no tempo t;
J é a taxa de retorno que o investidor poderia obter em um investimento com o
mesmo perfil de risco do considerado;
A razão para que o valor no tempo 0 seja dado por essa fórmula é que se fosse
aplicado V0 no tempo 0 a uma taxa J de retorno, o valor obtido no tempo t seria:
V = V0 * (1 + J)t, que é igual ao valor nominal do fluxo de caixa recebido no
tempo t.
Um dado investimento consiste em geral de diversas saídas e entradas de caixa em
diferentes períodos ao longo do horizonte de investimento. Utilizando-se o método
acima pode-se calcular o valor no tempo inicial para o fluxo de caixa em cada período.
O termo “líquido” em “valor presente líquido” está relacionado ao fato que se pode
estimar um valor no tempo inicial tanto para as entradas quanto saídas de caixa.
Assim, o valor presente líquido de uma dada alternativa de investimento é dado
pela fórmula:
VPL = ∑ Vi/(1+J)i;
Onde Vi é o fluxo de caixa nominal em cada período de tempo i.
10
3 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
3.1 Panorama Setorial
3.1.1 Visão Geral
Em qualquer economia, o setor elétrico trata da produção, transmissão e
distribuição da energia elétrica, seja essa energia utilizada pelos consumidores
residenciais, industriais, agricultura ou serviços. De acordo com isso, é usual dividir o
setor elétrico em 3 áreas: Geração, transmissão e distribuição.
A geração de energia elétrica consiste no aproveitamento de recursos tais como
o fluxo de água dos rios, carvão, gás, ventos, bagaço da cana de açúcar, energia do sol,
entre outros, para produzir energia elétrica, que pode então ser aproveitada. A escolha
pelo tipo de fonte a ser utilizada é fruto de considerações econômicas, legais e
disponibilidade dos recursos. No Brasil, pela abundância dos recursos hídricos, e pelo
fato de a energia hidrelétrica ser em geral mais barata que as alternativas, essa fonte
predomina As empresas responsáveis pela geração são remuneradas pelos consumidores
(direta ou indiretamente) pela energia gerada.
A transmissão de energia consiste nos sistemas responsáveis por levar a energia
elétrica gerada dos locais de geração para os locais onde ela será consumida. As
empresas do setor de vem construir e/ou manter a infraestrutura para tal sendo
remuneradas por esse serviço pelos consumidores (direta ou indiretamente).
Os consumidores são divididos de acordo com a área geográfica na qual se
localizam, sendo cada área responsabilidade de uma determinada distribuidora,
responsável por construir a infraestrutura para garantir o abastecimento de energia
elétrica a esses consumidores, de forma a atender a certos padrões de qualidade
definidos. As distribuidoras compram energia das geradoras e pagam pelo uso da
infraestrutura de transmissão da energia, cobrando dos consumidores uma tarifa pela
energia vendida.
No Brasil, para alguns consumidores de grande porte, é ainda possível comprar
energia diretamente das geradoras, desde que atendam a certos pré-requisitos legais
(ABRACEEL, 2014). Nesse caso, eles devem além de pagar às geradoras pela energia
11
comprada, pagar as empresas responsáveis pela transmissão pelo uso das linhas de
transmissão.
Dadas as características do setor elétrico, com grandes barreiras de entrada e a
existência de monopólios naturais em muitos casos, esse setor é regulado pelo governo,
com o objetivo de garantir o suprimento de energia e qualidade do serviço para os
consumidores, buscando ao mesmo tempo a modicidade tarifária. Para atingir tal
objetivo as tarifas cobradas em cada subsetor são reguladas pelo governo para garantir
ao mesmo tempo a remuneração do capital das empresas do setor e o menor custo
possível da energia para os consumidores. As empresas do setor no Brasil são tanto
estatais como privadas e de capital misto.
3.1.2 Breve Histórico do Setor
De forma concomitante ao processo de industrialização por substituição de
importações, o Brasil viveu entre o fim da segunda guerra mundial e a década de 70, um
período de franca expansão da capacidade instalada do setor elétrico. Esse processo foi
liderado pelos fortes investimentos estatais, como em outros setores intensivos em
capital e concentrado na geração hidrelétrica, conforme citado na seção anterior.
Com a crise da década de 80, a capacidade de investimento e os investimentos
estatais foram fortemente reduzidos, causando uma relativa estagnação da capacidade
instalada do setor. Ao mesmo tempo, com vistas a conter a inflação, as tarifas de energia
foram mantidas artificialmente baixas, comprometendo a geração de caixa e capacidade
de investimento das estatais do setor. A existência de um subsídio cruzado entre as
empresas do setor a fim de manter as tarifas iguais para todo país penalizava ainda as
empresas mais eficientes em prol das menos eficientes, comprometendo ainda mais a
saúde das estatais do setor.
A partir de meados da década de 90, com vistas a aumentar a eficiência, reduzir
as tarifas e garantir o aumento da capacidade instalada no setor sem a necessidade de
grandes investimentos estatais, o governo promoveu uma grande reformulação do setor,
com vistas a sua privatização. No novo paradigma o Estado seria responsável pela
regulação do setor, buscando garantir a oferta suficiente de energia, a qualidade do
serviço e a modicidade tarifária. O Estado procurou ainda desverticalizar as empresas
do setor, responsáveis por múltiplas etapas da geração à distribuição. Com isso buscava
12
estimular a competição no setor, o que beneficiaria os consumidores finais. Foram
criadas diversas instituições para a implementação dessa política, tais como o ONS,
ANEEL e EPE, que serão explicadas posteriormente.
Foi criada ainda a figura do consumidor livre e do ACL (Ambiente de comercio
livre). Anteriormente, todo consumidor final de energia deveria estar vinculado a uma
distribuidora, responsável pela região onde ele se encontrava. Com essa medida,
consumidores industriais de grande porte puderam passar a comprar a energia
diretamente das geradoras através de contratos de curto e longo prazo, pagando também
às transmissoras pelo uso da rede de transmissão. Com isso o governo planejava
estimular a competição entre as geradoras para oferecer a tarifa mais barata, diminuindo
o custo da energia para a indústria eletro-intensiva no Brasil, como siderúrgicas e
indústrias químicas.
A Figura 1 ilustra as tarifas pagas pelos consumidores livres dependendo da
voltagem que utilizam. A TUST representa a tarifa pelo uso do sistema de transmissão,
enquanto a TUSD representa a tarifa pelo uso do sistema de distribuição, que incorpora
à TUST o custo do capital e sistemas empregados na distribuição. O consumidor livre
paga a TUST ou TUSD somada a tarifa pela energia elétrica em si, negociada com a
geradora. A tarifa cobrada do consumidor cativo já inclui o custo da geração,
transmissão e distribuição da energia elétrica.
13
Figura 1: Representação Esquemática do Setor Elétrico Fonte: (ABRADEE, 2014a)
As mudanças promovidas culminaram na privatização de muitas empresas antes
estatais, conforme mostra o quadro a seguir, elaborado pela ABRADEE.
14
15
Figura 2: Histórico das Privatizações no Setor
Fonte: (ABRADEE, 2014b)
Apesar das muitas privatizações realizadas, o governo foi incapaz de concluir o
processo de privatização do setor. De acordo com (GIAMBIAGI et al., 2011), o
governo, esperando concluir as privatizações, não investiu suficientemente na
infraestrutura do setor. Uma vez que as privatizações ficaram incompletas, não foram
feitos no sistema como um todo os investimentos necessários. Além disso, a geração
brasileira era extremamente concentrada na energia hidrelétrica, que por sua vez é
dependente do fluxo de água nas usinas e do nível dos reservatórios, e por
consequência, das condições pluviométricas.
Devido às chuvas anormalmente baixas em 2001, o nível dos reservatórios
nacionais chegou a níveis alarmantemente baixos. Além disso, pelo fato de o sistema
não ser totalmente integrado, mas sim vários sistemas separados para cada região, não
16
era possível trazer energia de uma região para a outra. Os níveis dos reservatórios da
região sudeste caíram a níveis ainda mais baixos que os nacionais e, apesar dos níveis
altos dos reservatórios na região sul, essa energia não podia ser usada no sudeste. A
Figura 3 ilustra os níveis dos reservatórios no Brasil de 2000 ao início de 2014.
Figura 3: Níveis dos reservatórios no Brasil de 2000 ao início de 2014
Fonte: (BTG PACTUAL RESEARCH, 2014)
Dado o risco de a região sudeste ficar sem energia caso o nível dos reservatórios
se aproximasse de zero, o governo se viu forçado a iniciar um programa de
racionamento nacional, com um corte obrigatório de 20% no consumo. Com a melhoria
dos reservatórios em 2002 o governo abandonou o racionamento. O racionamento teve,
entretanto grave impacto na economia, que entrou em recessão e teve importante
impacto eleitoral em 2002. O racionamento também ajudou a mudar os padrões de
consumo da população, que passou a adotar padrões de consumo mais econômicos,
como o uso de lâmpadas mais eficientes. Isso contribuiu para que o consumo de energia
só retornasse aos níveis de 2000 em 2003.
17
Figura 4: Consumo Nacional de Energia Elétrica na Rede por Classe: 1995 - 2013
Fonte: (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2014)
Como resposta ao racionamento e para evitar que ele voltasse a ocorrer, os
governos tomaram uma série de medidas. Começaram buscando uma maior integração
dos sistemas regionais, criando o SIN, ou sistema integrado nacional, que integra todos
os sistemas do país com exceção de alguns poucos sistemas isolados na região norte.
Com isso passou a ser possível enviar energia de uma região para outra e assim
balancear os eventuais excessos em uma região com as faltas em outra para evitar a falta
de energia. Ao mesmo tempo o governo passou a buscar diversificar a matriz energética
brasileira para torná-la menos dependente das condições climáticas. Foi estimulada a
construção de usinas termelétricas que, embora mais caras, poderiam ser ligadas em
uma emergência para evitar o uso da água dos reservatórios. Os gráficos a seguir
ilustram a mudança da matriz energética brasileira entre 2000 e 2013.
CONSUMO'(GWh) 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003BRASIL 243.074'''''''''' 257.330'''''''''' 273.280'''''''''' 284.522''''''''''''' 292.188'''''''''''' 307.529'''''''''''' 283.257'''''''''''' 293.226''''''''''''' 306.987'''''''''''RESIDENCIAL 63.576/////////// 68.581/////////// 74.089/////////// 79.340////////////// 81.291////////////// 83.613////////////// 73.622////////////// 72.718/////////////// 76.162////////////INDUSTRIAL 111.626////////// 117.128////////// 121.717////////// 121.979///////////// 123.893//////////// 131.278//////////// 122.539//////////// 130.927///////////// 136.221///////////COMERCIAL 32.276/////////// 34.388/////////// 38.198/////////// 41.544////////////// 43.588////////////// 47.626////////////// 44.434////////////// 45.222/////////////// 47.531////////////OUTROS 35.596/////////// 37.234/////////// 39.276/////////// 41.659////////////// 43.416////////////// 45.011////////////// 42.663////////////// 44.359/////////////// 47.073////////////CONSUMO'(GWh) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012BRASIL 329.707'''''''''' 344.284'''''''''' 356.129'''''''''' 377.030''''''''''''' 388.472'''''''''''' 384.306'''''''''''' 415.683'''''''''''' 433.034''''''''''''' 448.105'''''''''''RESIDENCIAL 78.470/////////// 82.644/////////// 85.784/////////// 89.885////////////// 94.746////////////// 100.776//////////// 107.215//////////// 111.971///////////// 117.646///////////INDUSTRIAL 154.163////////// 158.610////////// 163.180////////// 174.369///////////// 175.834//////////// 161.799//////////// 179.478//////////// 183.576///////////// 183.475///////////COMERCIAL 49.686/////////// 53.035/////////// 55.369/////////// 58.647////////////// 61.813////////////// 65.255////////////// 69.170////////////// 73.482/////////////// 79.226////////////OUTROS 47.389/////////// 49.995/////////// 51.796/////////// 54.129////////////// 56.079////////////// 56.477////////////// 59.820////////////// 64.006/////////////// 67.758////////////CONSUMO'(GWh) 2013 2014BRASIL 463.335''''''''''RESIDENCIAL 124.8961111111111INDUSTRIAL 184.6091111111111COMERCIAL 83.69511111111111OUTROS 70.13611111111111
18
Figura 5: Abertura da Capacidade Instalada por ano
Fonte: (CREDIT SUISSE, 2014)
Figura 6: Abertura da Geração Elétrica por ano
Fonte: (CREDIT SUISSE, 2014)
Hidrelétrica83%
Termelétrica14%
Nuclear3%
Eólica0%
2000
Hidrelétrica68%
Termelétrica29%
Nuclear1%
Eólica2%
2013
Hidrelétrica94%
Termelétrica4%
Nuclear2% Eólica
0%
2000
Hidrelétrica79%
Termelétrica17%
Nuclear3%
Eólica1%
2013
19
Figura 5: Empreendimentos de Geração em Operação
Fonte: (ANEEL, 2014)
A Figura 5 mostra detalhadamente a capacidade instalada por tipo de geração em
julho de 2014.
Em 2012, com a aproximação do fim do prazo das concessões originais, e a fim
de reduzir as tarifas de energia cobradas, o governo editou a MP 579, que se tornaria lei
posteriormente. Essa MP antecipava a renovação das concessões das empresas do setor,
alterando as condições das mesmas para que as tarifas fossem reduzidas, além de
eliminar e reduzir diversos encargos do setor. As empresas tinham a opção de não
renovar as concessões e permanecer nas regras atuais até o fim das mesmas ou antecipa-
las e aderir às regras novas. Parte das empresas aderiu e parte preferiu não renovar as
concessões, além de terem ocorrido muitas contestações judiciais da medida.
Apesar da queda das tarifas em 2013, ao longo desse ano e em 2014, o efeito
combinado da MP 579 e de uma hidrologia desfavorável por 2 anos seguidos, obrigou o
governo a socorrer as empresas do setor tanto em 2013 com um aporte do Tesouro
quanto em 2014 através de um empréstimo da Câmara de Comércio de Energia Elétrica
(CCEE). Esses recursos deverão ser pagos pelas empresas com aumentos das tarifas,
porém o governo decidiu adiar os aumentos para 2015, após as eleições. Uma discussão
mais aprofundada da MP 579 será realizada na seção 2.4.
20
3.2 Regulação do setor
O esquema abaixo ilustra as principais instituições do setor.
Figura 6: Instituições do Setor Elétrico
Fonte: (ELETROBRÁS, 2010)
3.2.1 CNPE
O conselho nacional de política energética (CNPE) foi criado em 1997 como um
órgão interministerial cuja principal atribuição era assessorar a presidência da república
na formulação da política energética nacional de longo prazo (não limitado apenas a
energia elétrica).
3.2.2 MME
O Ministério de Minas e Energia (MME) é responsável pela condução das
políticas formuladas pelo CNPE. Cabe a ele planejar e monitorar o sistema de forma a
garantir o suprimento de energia no curto e longo prazo.
21
3.2.3 CMSE
O comitê de monitoramento do setor elétrico (CMSE) foi criado em 2004 como
um órgão dentro do Ministério de Minas e Energia. Como indica o nome, suas
atribuições envolvem principalmente monitorar o sistema para avaliar as condições do
mesmo, identificar possíveis ameaças à segurança do suprimento de energia e elaborar
propostas para garantir a segurança do mesmo.
3.2.4 EPE
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) foi criada em 2004 para realizar
estudos e pesquisas para auxiliar o planejamento energético nacional. Projeções da
matriz energética, análises de viabilidade técnico-econômica e sócio-ambiental de
usinas, planejamento da expansão da matriz energética, etc.
3.2.5 ANEEL
A ANEEL é a agência reguladora do setor elétrico, criada em 1996 com o
objetivo de estabelecer, de acordo com as diretrizes formuladas pelo governo, as regras
e parâmetros a serem cumpridos nos editais de licitações para concessões tanto na área
de geração quanto transmissão e distribuição. Deve também organizar as regras dos
leilões de energia no âmbito da CCEE, que serão explicados adiante. A organização das
licitações e leilões tem como objetivo garantir o abastecimento e a qualidade do serviço
no fornecimento de energia elétrica. Para tal a ANEEL tem a responsabilidade de
fiscalizar e punir os agentes em descumprimento das regras estabelecidas. Em acordo
com os contratos firmados, a ANEEL tem também a responsabilidade de controlar as
tarifas cobradas pelos agentes, de forma a garantir que esses sejam economicamente
viáveis.
Para alterar as tarifas de energia a ANEEL fixa, desde o contrato de concessão,
as metodologias a serem utilizadas. As alterações se dividem em reajustes tarifários e
revisões tarifarias. Os reajustes tarifários ocorrem anualmente e levam em consideração
a variação da inflação, a variação dos custos de energia (dependendo da necessidade de
uso das termelétricas, mais caras), ganhos de produtividade e variações na qualidade de
22
fornecimento de cada distribuidora. Já as revisões tarifarias ocorrem a cada 4 ou 5 anos
levando em conta também investimentos realizados, eficiência na gestão dos custos e
ganhos de escala, buscando incentivar a eficiência na prestação do serviço e a qualidade
do mesmo.
3.2.6 ONS
O Operador Nacional Do Sistema Elétrico (ONS) foi criado para operar,
supervisionar e controlar o Sistema Integrado Nacional (SIN), garantindo o suprimento
de energia elétrica no Brasil. Deve garantir os requisitos operacionais do sistema,
mantendo sua confiabilidade e otimizando os custos do mesmo.
3.2.7 CCEE
A Câmara de Comércio de Energia Elétrica (CCEE) foi criada em 2004
sucedendo o Mercado Atacadista de Energia (MAE) com o propósito de fornecer a
estrutura para as negociações entre os agentes do setor elétrico. É no âmbito da CCEE
que os agentes de geração, comercialização, transmissão, distribuição e consumidores
livres compram e vendem energia.
A CCEE possui fundamentalmente dois ambientes distintos para a compra e
venda de energia, o ambiente de comércio regulado (ACR) e o ambiente de comércio
livre (ACL).
Para cada agente gerador, a ANEEL avalia a chamada garantia física, ou seja,
quanto a sua planta deve ser capaz de gerar em condições normais. O agente deve
decidir então qual parcela da energia a ser gerada no futuro ele deseja contratar
antecipadamente, e qual parcela ele deseja vender no mercado spot, sujeitando-se ao
preço do mercado spot na data da geração. Em geral os agentes vendem a maior parte da
sua energia no longo prazo, para se proteger contra as oscilações no preço spot.
Da mesma forma, os agentes distribuidores e os consumidores livres devem
comprar a energia de que necessitam no âmbito da CCEE, seja em contratos de longo
prazo seja no curto prazo (mercado spot). Em geral, para se protegerem das variações de
preços no mercado spot, esses agentes também preferem adquirir energia em contratos
de longo prazo.
23
As distribuidoras de energia devem adquirir energia no chamado ambiente de
comércio regulado (ACR), através de leilões periódicos realizados pela ANEEL. As
minutas dos contratos de fornecimento de energia firmados nesses leilões são
elaboradas pela ANEEL e as partes não podem altera-los. As distribuidoras devem
anunciar suas demandas de energia e os agentes geradores se candidatam a fornecer
energia a um determinado preço. Ocorre então um leilão reverso de energia, na qual as
distribuidoras comprarão a energia do agente gerador que oferecer o menor preço. O
leilão prossegue até que toda a demanda das distribuidoras seja atendida. O custo médio
da energia adquirida dos vários geradores é então calculado e rateado entre as várias
distribuidoras adquirentes. A ANEEL
Os contratos firmados entre as partes são de 2 tipos: de quantidade e de
disponibilidade, de acordo com o tipo de agente gerador.
As hidrelétricas realizam contratos por quantidade, onde se dispõem a fornecer
uma quantidade fixa de energia por um determinado preço por um intervalo de tempo
determinado no contrato. O risco hidrológico fica a cargo das geradoras, ou seja, caso
essas por alguma razão não consigam gerar a energia contratada, devem compra-la aos
preços do mercado spot para atender à demanda. Para mitigar o risco a ANEEL só
permite que os geradores vendam energia no mercado regulado atrelada à garantia física
do empreendimento. As próprias hidrelétricas, para se protegerem desse risco, em geral
deixam de comercializar uma parte da sua energia, vendendo-a no mercado spot se for o
caso.
As termelétricas por sua vez realizam contratos de disponibilidade. Uma vez que
só serão ativadas em caso de baixo nível dos reservatórios, por produzirem energia mais
cara, as termelétricas recebem um valor nesse contrato por disponibilidade
correspondente a uma espécie de aluguel da planta, para mantê-la ociosa como garantia
do sistema. Caso sejam ligadas recebem o valor correspondente a energia gerada. O
valor pago pelas distribuidoras no contrato é utilizado para adquirir energia mais barata
no mercado spot no sistema, caso essa esteja disponível. Caso contrário por definição a
termelétrica estará em funcionamento e a distribuidora estará adquirindo a energia
comprada dela no contrato.
As distribuidoras compram energia em leilões do tipo A-5, A-3 A-1 e leilões de
ajuste. Nos leilões do tipo A-5 é adquirida energia de empreendimentos hidrelétricos a
24
serem construídos, com tempo de maturação em média de 5 anos, daí a energia será
vendida a partir de 5 anos do leilão. Nos leilões do tipo A-3 normalmente compra-se
energia de empreendimentos termelétricos, com tempo de maturação de em média 3
anos e energia a ser fornecida a partir de 3 anos do leilão. Nos leilões do tipo A-1 é
adquirida energia de empreendimentos já existentes com fornecimento a partir de 1 ano
do leilão. Nos leilões de ajuste as distribuidoras podem comprar energia para satisfazer
uma demanda superior as suas projeções, limitado a 1% da demanda prevista. Para
acrescentar mais segurança ao sistema, as distribuidoras são autorizadas a adquirir
energia com uma folga de 5% das suas previsões, podendo incorporar esse custo na
tarifa.
Os agentes geradores também podem vender energia no chamado ambiente de
comércio livre, onde os agentes e os consumidores livres são livres para fixar as tarifas
cobradas e as quantidades de energia vendidas entre eles, com a obrigação de registrar
os contratos na CCEE.
As diferenças entre a energia produzida de fato e a energia contratada entre os
agentes são liquidadas também no âmbito da CCEE no chamado mercado de curto
prazo. Qualquer energia excedente não contratada ou faltante não contratada deve ser
comprada e/ou vendida nesse mercado de curto prazo pelo chamado preço de liquidação
das diferenças, fixado pela ANEEL com base no chamado custo marginal de operação
(CMO) do sistema. O custo marginal de operação consiste no custo marginal de
produção de um MWh extra para suprir a demanda. Assim, se para suprir a demanda
não contratada de uma distribuidora é necessário ativar uma termelétrica com CMO de
R$ 250/MWh, o preço pago por ela para adquirir esse energia extra será baseado nesse
valor. A ANEEL calcula através de alguns modelos o PLD semanalmente por tipo de
energia (pesada, média, leve) e por região, tendo como teto R$ 822,83/MWh.
3.3 Empresas do Setor
A Figura 7 inclui as principais empresas do setor elétrico, negociadas em Bolsa
de Valores.
25
Figura 7: Empresas do Setor Elétrico Listadas em Bolsa
Fonte:(BTG PACTUAL RESEARCH, 2014)
A Figura 8 mostra o desempenho das ações dessas empresas em diferentes
períodos de tempo nos últimos 12 meses, contando do dia 27/06/2014.
26
Figura 8: Desempenho das Empresas do Setor Elétrico
Fonte: (BTG PACTUAL RESEARCH, 2014)
3.4 Medida Provisória 579/2012
Em 11 de setembro de 2012, o governo federal editou a medida provisória 579,
que se tornaria a lei 12783 em 11 de janeiro de 2013. Essa medida provisória tratava das
renovações das concessões das empresas do setor elétrico.
Boa parte das concessões do novo modelo do setor, a partir de 1995, estava em
2012 próximas a vencer. Os contratos dessas concessões possuíam, entretanto uma
cláusula que permitia a renovação das mesmas, o que era dado como certo pelas
empresas do setor até então.
A Figura 9 indica a composição da tarifa final de energia em 2011 dividida em
quatro partes: Custos de geração, transmissão e distribuição, perdas, encargos setoriais e
por fim os tributos federais e estaduais.
27/jun/14 3*month 6*month 12*month YTD
Eletrobras*(PN) 15% 27% 40% 29%
Eletrobras*(ON) 11% 22% 46% 9%
Tractebel ;2% ;1% 4% 1%
Cemig 36% 51% 38% 34%
Copel 21% 20% 34% 9%
EDP*do*Brasil 23% 10% 5% ;9%
CPFL*Energia 15% 17% 4% ;5%
Eletropaulo 36% 23% 73% ;38%
AES*Tiete*(PN) 18% 15% 8% ;8%
AES*Tiete*(ON) 14% 4% ;5% ;13%
Trans.*Paulista 18% 12% ;11% ;16%
Light 34% 18% 58% 6%
CESP 19% 45% 57% 56%
Equatorial 30% 18% 37% 29%
Celesc 1% ;2% ;15% ;41%
Copasa 12% 16% 14% ;11%
Eneva ;24% ;56% ;84% ;90%
Taesa 13% 23% 7% 0%
Alupar 6% 23% ;2% n.a.
27
Figura 9: Composição da Tarifa de Energia antes da MP 579/2012
Fonte: (RIO BRAVO INVESTIMENTOS, 2012)
Por considerar as tarifas brasileiras muito altas em relação às praticadas
internacionalmente, o governo buscava formas de reduzi-las. A proximidade do fim das
concessões foi vista como uma oportunidade para forçar as baixa das tarifas. A lógica
por trás desse movimento era que as concessões antigas, por terem os ativos já
amortizados, não deveriam gozar dos mesmo benefícios das novas, com as empresas
sendo remuneradas apenas pela operação dos ativos, que passariam ao controle do
governo.
A medida provisória 579 autorizava o governo a antecipar a renovação das
concessões dada a aceitação das empresas das seguintes condições:
a) Transferência dos ativos das concessões para o governo. Os ativos ainda não
completamente amortizados seriam ressarcidos pelo governo às empresas, descontada a
parcela já amortizada. O valor de referencia para o cálculo das indenizações seria o
valor de reposição dos ativos por um novo na data do cálculo.
b) As concessões renovadas da geração perderiam o acesso a ambiente de
contratação regulada (ACR) e aos leilões da ANEEL. Toda a energia gerada passaria a
ser vendida automaticamente às distribuidoras através de um sistema de cotas e com
uma tarifa estabelecida pela ANEEL considerando somente a operação dos ativos, não
mais sua posse. Diferentemente dos contratos por quantidade celebrados no ACR, o
risco hidrológico passaria a ser das distribuidoras, que deveriam comprar energia no
mercado spot para suprir eventual menor geração por fatores hidrológicos. Os
consumidores do mercado livre não teriam acesso a essa energia mais barata.
28
c) As concessões renovadas da transmissão e distribuição também teriam suas
tarifas recalculadas pela ANEEL de forma a levar em conta a transferência dos ativos
subjacentes pela União.
As empresas que não aceitassem antecipar as renovações das concessões poderiam
permanecer sob as regras anteriores até o fim do prazo das concessões vigentes, quando
os ativos passariam ao controle do Estado, que realizaria nova licitação para garantir sua
operação, já pelas novas regras.
A medida provisória 579 foi muito criticada pelas empresas do setor, tanto pelo seu
conteúdo quanto pela ausência de discussões abrangentes com os membros do setor e
pelo curto prazo dado às empresas para decidirem pela adesão ou não às novas regras.
Enquanto parte das empresas, como a Eletrobrás (controlada pela União) aceitaram as
novas regras, outras preferiram permanecer no modelo anterior até o fim das concessões
vigentes. Algumas empresas, como a Cemig, entraram na justiça contra as novas regras.
O contrato de concessão da Cemig, por exemplo, previa explicitamente renovação
automática da concessão, donde se subentendia manutenção das regras existentes na
concessão atual, o que diferia da interpretação do governo.
Em outra frente para reduzir as tarifas o governo decidiu reduzir e/ou extinguir
alguns encargos do setor. A Figura 10 indica os encargos setoriais vigentes antes da
medida provisória 579.
29
Figura 10: Encargos do Setor Elétrico
Fonte: (ABRADEE, 2014a)
Com a medida provisória 579 ficaram extintas a conta de consumo de
combustíveis (CCC) e a reserva global de reversão (RGR), e a conta de
desenvolvimento energético (CDE) ficou reduzida em 75%. Uma vez que a CDE tinha a
função tanto de custear programas de acesso universal à energia elétrica (como o “luz
para todos”, do governo federal) quanto de financiar eventuais exposições involuntárias
das distribuidoras ao mercado spot de energia elétrica, o governo se comprometeu a
aportar recursos do Tesouro na mesma caso os existentes fossem insuficientes. Os
30
recursos deveriam ser devolvidos ao Tesouro ao longo do tempo, na medida em que os
custos extras fossem repassados às tarifas nos reajustes tarifários das distribuidoras.
A Figura 11 ilustra a expectativa governamental em 2012 de redução das tarifas
para o consumidor com as medidas. Em 2013, com a entrada em vigor das novas regras,
as tarifas médias sofreram de fato redução dessa ordem.
Figura 11: Reduções Tarifárias Previstas por Classe de Consumo
Fonte: (SENGE RJ, 2012)
Tanto em 2013 como em 2014 as condições hidrológicas foram desfavoráveis,
reduzindo a níveis abaixo da média os reservatórios. Conforme as políticas definidas a
partir do racionamento de 2001, as termelétricas foram ativadas para poupar energia dos
reservatórios. A energia gerada por essas usinas é, entretanto, significativamente mais
cara que a das hidrelétricas, em média.
Conforme explicado anteriormente o custo marginal de operação (CMO) é o
custo marginal do sistema para produzir cada MWh extra de energia. O preço da energia
no mercado spot (ou preço de liquidação das diferenças – PLD) é definido
semanalmente com base nesse custo, com limite superior fixado em R$ 822,83.
Com menos chuvas a vazão dos rios também é reduzida, diminuindo
automaticamente a energia elétrica gerada pelas usinas hidrelétricas a fio d’água nesses
rios. Uma vez que a medida provisória 579 transferiu para as distribuidoras os riscos
31
hidrológicos da geração, essas ficaram involuntariamente expostas ao mercado spot de
energia, tendo que compra-la pelo PLD vigente. A Figura 12 mostra a evolução do PLD
de energia pesada no sudeste ao longo do tempo.
Figura 12: Variação do PLD de Energia Pesada no Sudeste ao Longo do Tempo
Fonte: (CÂMARA DE COMÉRCIO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2014)
Como a Figura 12 indica, o PLD em 2013 e 2014 ficou significativamente mais
alto que a média, justamente quando as distribuidoras ficaram mais expostas pela
transferência dos riscos hidrológicos pela medida provisória 579 e pelo fato de a CDE,
que deveria auxiliar as distribuidoras nessa situação havia sido reduzida em 75%. Uma
vez que os altos custos com a compra de energia no mercado spot comprometeram o
caixa das empresas, a liquidez das mesmas ficou comprometida. Para evitar uma
reversão da redução das tarifas antes de 2015 e ao mesmo tempo socorrer as empresas o
Tesouro realizou um aporte de R$ 9,5 bilhões em 2013 na CDE. Com a manutenção das
condições desfavoráveis em 2014, o governo organizou um empréstimo de R$ 11,2
bilhões de reais à CCEE por um consórcio de bancos, que emprestou esse dinheiro às
32
distribuidoras, com início do pagamento em 2015 viabilizado pelo esperado reajuste das
tarifas a partir desse ano. Em julho de 2014 o governo estudava a necessidade de novo
empréstimo para socorrer as distribuidoras.
33
4 A CPFL ENERGIA
4.1 Descrição da Empresa
A CPFL Energia S.A. é uma empresa de capital aberto que atua como holding de
empresas em diferentes ramos do setor elétrico. A empresa está dedicada primariamente
às atividades de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica no Brasil.
Além disso, atua também na área de prestação de serviços e geração de energia através
de energias renováveis.
A empresa é líder do mercado nacional de distribuição, com 13% do mercado.
Em 2013, por meio de suas 8 distribuidoras, entregou 41.418 GWh. Quanto à geração,
até o final de 2014, a capacidade total instalada deve chegar a 3.113 MW. A empresa
tem desde 2004 ações negociadas tanto na Bolsa de Valores de São Paulo quanto na de
Nova Iorque.
A empresa também é líder no Brasil em geração a partir de fontes alternativas e
integra desde 2012 o Dow Jones Sustainability Index Emerging Markets, da Bolsa de
Nova York.
4.2 Estrutura Societária
Figura 13: Estrutura Societária da CPFL ENERGIA
Fonte: (CPFL, 2014)
34
Os principais acionistas da empresa são a Camargo Correa e a Previ, o fundo de
pensão dos funcionários do Banco do Brasil. As ações que apresentam maior giro
(“Free Float”) representam 30,5%, um número considerado saudável pois aumenta a
liquidez das ações e diminui a volatilidade
4.3 Áreas de Atuação
4.3.1 Distribuição
Figura 14: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de Distribuição
Fonte: ITR 1º Trimestre (2014)
A área geográfica das empresas de distribuição da Companhia está distribuída
pelo interior dos estados de São Paulo, Paraná, Rio Grande do Sul e Minas Gerais, com
mais de 7 milhões de consumidores.
Com a MP579/2012 o Governo buscou dar maior poder a ANEEL para fiscalizar
as distribuidoras no intuito de melhorar a qualidade do serviço. Todos os contratos de
concessão de Distribuição da CPFL Energia foram renovados (mas não os de Geração)
e estão esperando as definições da ANEEL quanto aos novos procedimentos que
deverão ser adotados. E segundo, (VALOR ECONÔMICO, 2014) as discussões só
serão retomadas em 2015.
Segundo o ITR da empresa, (CPFL ENERGIA S.A., 2014):
“Com relação às concessões que se encerram em 2015, em 26 de junho de 2012,
as respectivas controladas solicitaram a prorrogação dos respectivos contratos de
35
concessão, nas mesmas condições atuais, resguardando seu direito de rever este pedido
caso haja alteração nas condições contratuais vigentes. Em 10 de outubro de 2012 as
controladas ratificaram o pedido de prorrogação e até a data da aprovação destas
demonstrações financeiras os termos da renovação não são conhecidos pela
Administração. Em 17 de janeiro de 2014 a ANEEL enviou para as distribuidoras o
Ofício Circular 01/2014-DR/ANEEL informando que está analisando os requerimentos
de prorrogação das concessões, cabendo ao Poder Concedente a decisão final sobre a
aprovação destes pedidos.”
4.3.2 Geração
Figura 15: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de Geração
Fonte: ITR 1º Trimestre (2014)
No setor de Geração Convencional, o perfil societário da CPFL Energia é
composto desde empresas onde não é majoritária até outras onde detêm a integridade do
capital, conforme mostra a Figura 15. Nota-se a diferença para o Setor de Distribuição,
no qual a CPFL detêm 100% das ações das empresas controladas.
4.3.3 Energias Renováveis
Segundo o Estatuto da empresa, a CPFL Renováveis tem como principais
atividades (i) o investimento em sociedades no segmento de energias renováveis, (ii) a
identificação, desenvolvimento e exploração de potenciais de geração e (iii)
comercialização de energia elétrica.
36
Em março de 2014, a CPFL Renováveis era composta por um portfólio de
projetos (geração de energia hidroelétrica, a partir de biomassa, eólica e solar) de
2.371,0 MW de capacidade instalada (1.414,4 MW em operação).
4.3.4 Comercialização
Figura 16: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de Comercialização
Fonte: ITR 1º Trimestre (2014)
4.3.5 Serviços
Figura 17: Participação Societária da CPFL ENERGIA no Setor de Serviços
Fonte: ITR 1º Trimestre (2014)
4.3.6 Outras
Figura 18: Participação Societária da CPFL ENERGIA em Outros Setores
Fonte: ITR 1º Trimestre (2014)
37
4.4 Resultados Financeiros
Figura 19: Desempenho Financeiro da CPFL Energia Fonte: Divulgação de Resultado 1º Trimestre (2014)
Alguns comentários se mostram pertinentes sobre a divulgação de resultados
consolidados. Três fatores merecem ser analisados com mais profundidade para explicar
a queda de 57% no Lucro Líquido. São eles: Receita Operacional, Custo com Energia
Elétrica e Resultado Financeiro.
4.4.1 Receita Operacional
Na Figura 19, consta o aumento de 4.9% da Receita Operacional, considerado
pouco expressivo.
Primeiramente, vale notar que a “Receita de construção de infraestrutura da
concessão” é um item que não tem impacto no resultado já que acarreta uma despesa
operacional de igual valor, intitulada “Custo de construção de infraestrutura da
concessão”. Ao excluirmos esse valor, a comparação com o trimestre anterior indica um
crescimento de 6,7%, como visto na tabela 2.
O fator majoritário para o aumento da receita operacional líquida foi o aumento
de receita no segmento de Distribuição, no valor de R$ 250 milhões. Isso é explicado
pelo volume de vendas para o mercado cativo que teve um aumento de 9,0%, no valor
de R$ 308 milhões. Porém os reajustes tarifários negativos provocados pela MP
38
579/2012 tiveram efeitos no valor de R$ 139 milhões, o que impediu um maior
crescimento da Receita.
4.4.2 Custo com Energia Elétrica
O Custo com Energia Elétrica aumento 47,6%. Os principais fatores para este
enorme aumento estão ligados à compra de energia.
Em primeiro lugar, houve um aumento de 32,6% (R$ 580.802) em gastos com
energia elétrica comprada para revenda, explicada pela alta do preço de energia (preço
médio de compra de diversos contratos aumentou) e pelo aumento do consumo.
Vale notar a exposição da empresa ao mercado de curto prazo. Houve um
aumento de 240,0% na quantidade de energia comprada nesse mercado. Houve ainda
um aumento de 134,1% no preço médio de compra. Ambos os efeitos combinados
respondem por um aumento de 695,8% no custo com o mercado de curto prazo (R$
1.178 milhões).
Ajudaram a compensar esse aumento os créditos oriundos do governo de
PIS/COFINS e o aumento de 170,9% (R$ 738 milhões) nas indenizações vindas da
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
4.4.3 Resultado Financeiro
Tanto as receitas quanto as despesas financeiras foram fortemente influenciadas
pelo aumento da CDI. As receitas financeiras sofreram aumento de 47,1%, explicado
em sua grande maioria pelo aumento do rendimento das aplicações graças ao aumento
da CDI. Já as despesas financeiras tiveram aumento de 51,0%, devido ao aumento dos
encargos da dívida e das operações financeiras (hedge) ocasionado pela variação da
CDI.
4.4.4 Lucro Líquido
O Lucro Líquido teve queda de 57,0%. Tal variação foi explicada pelos
problemas descritos anteriormente, destacando-se: a revisão tarifária negativa imposta
pela MP579/2012, a exposição ao mercado de curto prazo e ao maior custo da dívida
devido ao aumento da CDI.
39
4.4.5 Outros Fatores
Desconsiderando o custo de construção da infraestrutura da concessão, as
Despesas Operacionais não apresentaram grandes variações e estiveram em linha com o
esperado (redução de 2,5%), beneficiadas por efeitos não recorrentes.
4.4.6 Desempenho por Setor
Ao se comparar o desempenho dos diversos segmentos, ficam evidentes os
problemas impostos ao setor de distribuição pela MP579/2012, principalmente com a
transferência dos riscos hidrológicos para as distribuidoras e a revisão tarifária negativa.
O Lucro Líquido do segmento de Distribuição registrou queda de 80,6%. Já no
segmento de Comercialização e Serviços houve aumento de 244,6% no lucro líquido e
no segmento de Geração Convencional o aumento foi de 200,1%.
O único setor que apresentou resultados dissonantes foi a CPFL Renováveis, com
prejuízo de 54 milhões, um aumento de 258,4%. Devido principalmente à compra de
energia extraordinária para atender ao lastro de contratos de usinas que entraram em
operação (efeito não recorrente) e às condições próprias a esse mercado de geração
renovável (eólica, biomassa e pequenas centrais hidroelétricas) os fatores que afetaram
o resultado são diferentes dos fatores que influenciam todo o resto do grupo.
4.5 Influência da MP579/2012
Além de influenciar nos resultados financeiros da CPFL, através da diminuição
das receitas (com a revisão tarifária negativa) e da transferência do risco hidrológico
para as distribuidoras, a Medida Provisória 579 também afetou profundamente outras
empresas. Algumas delas escolheram não renovar os contratos de concessões. Uma
forma de analisar o impacto que tal decisão teve é observar a variação das ações. É
usado para tal comparação o Índice de Energia Elétrica (IEE), um índice composto por
diversas empresas do setor elétrico.
Das 20 empresas geradoras brasileiras, 5 não aceitaram a renovação dos contratos
de concessões. São elas:
1. Cesp (Companhia Energética de São Paulo)
40
2. Cemig (Companhia Energética de Minas Gerais)
3. Copel (Companhia Paranaense de Energia)
4. Celg (Geração e Transmissão, de Goiás)
5. Celesc (Centrais Elétricas de Santa Catarina)
A Celg não renovou o contrato de 2 hidroelétricas consideradas pequenas, que
produzem somente 0,5% do consumo goiano. Além disso, suas ações sofrem com a
falta de liquidez e impossibilitam a análise através da performance gráfica.
A Celesc apresenta volatilidade muito baixa de ações o que impossibilita a análise
do impacto das medidas através da performance de suas ações.
Portanto das 5 empresas que não renovaram os contratos de geração, somente 3
delas permitem uma análise do desempenho de suas ações.
Primeiramente, compara-se o desempenho da CPFL Energia frente ao IEE. Há uma
forte correlação como mostrado no gráfico abaixo.
Figura 20: Comparação entre as ações da CPFL Energia e o IEE
Fonte: Elaboração Própria
Por outro lado, no gráfico abaixo consta a comparação da Copel ON frente ao
IEE. Nota-se que há uma correlação muito menor.
CPFL ENERGIA
IEE
41
Figura 21: Comparação entre as ações da Copel e o IEE
Fonte: Elaboração Própria
E ao se analisar as 3 empresas que não renovaram, há pouca correlação com o
IEE. Além disso, nota-se forte queda das ações no dia seguinte a divulgação da MP579,
indicando a percepção do mercado de que a Medida Provisória iria afetar negativamente
as empresas. Vale frisar que outras empresas do setor elétrico também apresentaram
fortes quedas no dia, devido às incertezas quanto ao impacto da MP.
Figura 22: Comparação das ações de 3 empresas que não aceitaram renovações frente ao IEE com foco
no dia 11 de Setembro de 2012 Fonte: Elaboração Própria
IEE
COPEL ON
42
5 ESTUDO DE CASO EM DUAS PCH’S
5.1 Introdução
O objetivo do presente capítulo é verificar os efeitos da medida provisória 579 nas
empresas através de um estudo de caso nas concessões de geração da CPFL.
Por se tratar de um estudo dos efeitos práticos da renovação das concessões sob as
novas regras, foram selecionadas as usinas da CPFL cujas concessões de geração
venceriam num prazo de até 60 meses da publicação da medida provisória 579, já que
somente essas concessões seriam afetadas pelas novas regras num primeiro momento. A
empresa possuía duas usinas nessas condições no fim de 2012, ambas pequenas centrais
hidrelétricas (PCH’s) no Estado de São Paulo.
Como muitas outras empresas do setor, a CPFL optou pela renovação dessas
concessões conforme as novas regras. Muitas empresas do setor, entretanto, preferiram
não renovar suas concessões no setor de geração. Ao decidir pela renovação ou não de
suas concessões é lógico que cada empresa buscou maximizar o valor gerado para os
seus acionistas, escolhendo a opção que apresente o maior valor presente líquido para a
empresa. Dessa forma, uma empresa que decida renovar uma determinada concessão
quando pode obter maior valor presente líquido não renovando ou vice versa está
destruindo valor para os seus acionistas.
Quando da criação das novas regras para o setor, as companhias envolvidas
tiveram um prazo muito curto para decidir pela aceitação ou não das novas regras (cerca
de um mês). As condições específicas de cada concessão desempenham um papel
fundamental nas decisões e diferentes companhias tiveram diferentes percepções com
relação à empreendimentos semelhantes.
Assim, o foco do presente estudo de caso é analisar as opções disponíveis para
cada uma das duas pequenas centrais hidrelétricas analisadas, buscar estimar o valor
presente líquido de cada uma das opções e compará-las. Para essa estimativa são
utilizadas premissas macroeconômicas, setoriais e específicas de cada um dos
empreendimentos.
Uma vez que existem diferentes valores possíveis para as premissas tratadas no
parágrafo anterior, não faz sentido falar numa estimativa pontual do valor presente
43
líquido de cada uma das opções. É necessário realizar várias estimativas do valor
presente líquido de cada opção considerando os diversos cenários possíveis para as
varáveis consideradas, de forma que uma opção pode ser mais vantajosa em alguns
cenários e menos vantajosa em outros.
Uma vez que se apresentam diferentes cenários no qual uma opção pode ser mais
vantajosa que a outra e vice versa, a decisão deve ser precedida por uma análise crítica
das premissas a fim de entender a razoabilidade de cada conjunto de premissas, e
entender os benefícios e riscos associados com cada escolha.
O foco do estudo será a crítica, a partir dessas estimativas de valor presente
líquido para cada alternativa, das escolhas adotadas pela CPFL em cada caso. Para tal é
preciso levar em consideração as premissas razoáveis à época da escolha da empresa,
sem levar em consideração o que de fato aconteceu, caso não fosse razoável prever esse
cenário na época da escolha. A crítica da escolha a priori será sucedida por uma breve
análise do que ocorreu até a data da elaboração do presente trabalho, simulando uma
escolha a posteriori, a fim de determinar com mais certeza qual escolha de fato teria
sido mais benéfica para a CPFL dadas as condições que de fato ocorreram.
5.2 Usinas estudadas
5.2.1 PCH’s
As usinas geradoras cujas concessões foram prorrogadas e que são objeto de
estudo do presente capítulo se enquadram na categoria de pequenas centrais
hidrelétricas (PCH’s).
Por definição da ANEEL as pequenas centrais hidrelétricas são usinas
hidrelétricas com potência instalada entre 1MW e 30MW. Adicionalmente elas devem
ter área de reservatório de até 3 km², embora essa exigência possa ser flexibilizada em
determinadas situações.
Usinas com potência instalada inferior a 1MW são as chamadas centrais geradoras
hidrelétricas (CGH) e precisam somente de um registro para funcionar, ao contrário das
pequenas centrais hidrelétricas, que necessitam de autorização. Para usinas com
potência instalada superior a 30MW, é necessária concessão obtida através de licitação
pública.
44
Por uma questão de economia de escala, a energia gerada nas pequenas centrais
hidrelétricas é em geral mais cara que numa usina hidrelétrica de maior porte. Para
estimular a construção das PCH’s o governo concedeu alguns benefícios, para torna-las
mais competitivas. Os principais são:
a Descontos não inferiores a 50% no uso dos sistemas de distribuição e
transmissão
b Não necessidade de remuneração pelo uso do potencial hidráulico do rio
em que estão instaladas
c Permissão de comercialização com consumidores livres com carga igual
ou superior a 500KW
d Não necessidade de aplicação de ao menos 1% da receita líquida em P&D
Além disso, como a maior parte das pequenas centrais hidrelétricas funciona à fio
d’água, elas dependem diretamente da vazão do rio em que estão instaladas a cada
momento para gerar energia, logo sua geração efetiva pode ser muito menor que a sua
capacidade instalada.
O mecanismo de realocação de energia (MRE) ajuda a mitigar esse problema. Ele
realoca contabilmente a energia das usinas que geraram acima da sua garantia física
para as que geraram abaixo, diminuindo o risco hidrológico de cada usina em particular.
De acordo com (ANEEL, 2014) em julho de 2014 haviam 467 usinas classificadas
com pequenas centrais hidrelétricas, com potência total de 4677 MW. Vale ressaltar que
as pequenas centrais hidrelétricas que renovaram as concessões deixaram de ser
classificadas como tal e gozar dos mesmos benefícios das demais, passando a ter sua
energia vendida no regime de cotas para as distribuidoras.
5.2.2 PCH Macaco Branco
A Pequena Central Hidrelétrica de Macaco Branco teve sua origem em 1912
juntamente com a empresa que foi sua dona, a Cia. Jaguari de Energia. Em 1979 a Cia.
Jaguari de Energia foi vendida para a Cia. Paulista de Energia Elétrica, que por sua vez
foram comprada pelo grupo americano CMS Energy Brasil. Em 2007 a CPFL adquiriu
da CMS Energy Brasil as empresas pertencentes à antiga Cia. Paulista de Energia
45
Elétrica, e a parte correspondente à antiga Cia Jaguari de Energia passou a se chamar
CPFL Jaguari, incluindo a Pequena Central Hidrelétrica de Macaco Branco.
Conforme mostra a Figura 23, a primeira concessão para essa usina foi outorgada
à Cia Jaguari em 1952 pelo decreto 30690 (PRESIDÊNCIA DA REPÚBLICA, 1952) e
prorrogada em 1998 pela portaria 572 do Ministério de Minas e Energia (MINISTÉRIO
DE MINAS E ENERGIA, 1998a), com o contrato de concessão assinado em 3 de
fevereiro de 1999(ANEEL; CJE, 1999). A concessão deveria expirar em 7 de julho de
2015.
Figura 23: Dados da Concessão de Macaco Branco
Fonte: (ANEEL; CJE, 1999)
A Pequena Central Hidrelétrica se localiza no rio Jaguari, no município de
Campinas/SP, conforme ilustram o mapa e foto abaixo.
46
Figura 24: Vista Aérea da Usina Macaco Branco
Fonte: (GOOGLE, 2014)
Figura 25: Mapa da Localização da Usina Macaco Branco
Fonte: (GOOGLE, 2014)
47
A Figura 26 mostra as principais características técnicas da usina de Macaco
Branco.
Figura 26: Dados Operacionais da Usina Macaco Branco
Fonte: (ANEEL; CJE, 1999)
Apesar de a potência instalada ser de 2,36 MW, a ANEEL considera uma garantia
física de apenas 1,66 MW, uma vez que a usina só consegue chegar na potência
instalada quando está na sua capacidade máxima, que depende do fluxo de água do rio
Jaguari.
Até 2012 a Pequena Central Hidrelétrica de Macaco Branco era gerenciada
conjuntamente com a empresa de distribuição a ela associada, a CPFL Jaguari. Em
dezembro de 2012, entretanto, a ANEEL publicou a resolução 521/12(ANEEL, 2012a),
que determinava a separação das atividades de geração e distribuição das entidades com
concessões renovadas. Assim, as instalações de geração da Pequena Central Hidrelétrica
de Macaco Branco foram transferidas em agosto de 2013 para a CPFL Centrais
Geradoras.
Com a concessão vencendo em Julho de 2015, a usina se enquadrava nas novas
regras para antecipação da renovação em 2012 (esta poderia ocorrer até 60 meses antes
do fim da concessão), e a CPFL optou por prorrogar a concessão por 30 anos a partir de
janeiro de 2013, vencendo em dezembro de 2042. A prorrogação foi efetivada por um
termo aditivo ao contrato de 1999 assinado em dezembro de 2012(ANEEL; CJE, 2012).
De acordo com a nota técnica 388 da ANEEL (ANEEL, 2012b) a usina contava
com todos os seus ativos já amortizados na época da renovação da concessão, não tendo
portanto direito à indenização pelos mesmos.
5.2.3 PCH Rio do Peixe
A Pequena Central Hidrelétrica Rio do Peixe foi construída em 1925 e fazia parte
das usinas da Cia. Paulista de Energia, comprada pela CMS Energy Brasil e adquirida
dessa em 2007 pela CPFL. À primeira casa de força, construída em 1925, foi acrescida
uma segunda em 1997, passando a usina a contar com essas duas casas de força.
48
Conforme mostra a Figura 27, a primeira concessão foi outorgada em 1935 pelo
manifesto 280 (PRESIDÊNCIA DA REPÚBLICA, 1935) e prorrogada em 1998 pela
portaria 573 (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, 1998b), com o contrato de
concessão assinado em 3 de fevereiro de 1999 (ANEEL; CPEE, 1999), devendo vencer
em 7 de julho de 2015.
Figura 27: Dados da Concessão da Usina Rio do Peixe
Fonte: (ANEEL; CPEE, 1999)
A Pequena Central Hidrelétrica se localiza no Rio do Peixe, no município de São
José do Rio Pardo/SP, conforme ilustram a foto e o mapa abaixo.
Figura 28: Vista Aérea da Usina Rio do Peixe
Fonte: (GOOGLE, 2014)
49
Figura 29: Mapa da Localização da Usina Rio do Peixe
Fonte: (GOOGLE, 2014)
A Figura 30 mostra as principais características da Pequena Central Hidrelétrica
de Rio do Peixe.
Figura 30: Dados Operacionais da Usina Rio do Peixe
Fonte: (ANEEL; CPEE, 1999)
Como se pode ver pela tabela a usina conta com duas casas de força, uma
construída em 1925 e outra em 1997, cada uma com 3 unidades geradoras, embora a
potência instalada da segunda seja de 15 MW contra 3,06 MW da primeira. A potência
instalada total é a soma das duas. Da mesma forma que ocorre para a Pequena Central
Hidrelétrica de Macaco Branco, apesar de a potência instalada ser de 18,06 MW, a
garantia física considerada pela ANEEL é de apenas 5,79 MW, pelas mesmas razões
expostas para aquela usina.
Da mesma forma que a Pequena Central Hidrelétrica de Macaco Branco foi
afetada em 2012 pela resolução 521/12 da ANEEL(ANEEL, 2012a), que determinava a
separação das atividades de geração e distribuição das entidades com concessões
50
renovadas. Dessa forma, assim como no caso da Macaco Branco, suas instalações de
geração foram transferidas em agosto de 2013 para CPFL Centrais Geradoras.
Com a concessão vencendo em Julho de 2015, a usina se enquadrava nas novas
regras para antecipação da renovação em 2012 (esta poderia ocorrer até 60 meses antes
do fim da concessão), e a CPFL optou por prorrogar a concessão por 30 anos a partir de
janeiro de 2013, vencendo em dezembro de 2042. A prorrogação foi efetivada por um
termo aditivo ao contrato de 1999 assinado em dezembro de 2012 (ANEEL; CPEE,
2012).
De acordo com a nota técnica 388 da ANEEL (ANEEL, 2012b), os ativos da
primeira casa de força já estavam completamente amortizados, porém os ativos das 3
unidades geradoras da nova casa de força ainda não estavam completamente
amortizados, conforme mostra a Figura 31.
Figura 31: Depreciação Acumulada dos Ativos da Usina Rio do Peixe
Fonte: (ANEEL, 2012b)
Pelo fato de parte dos ativos ainda não estar amortizada quando da renovação da
concessão, a CPFL recebeu uma indenização de cerca de R$ 34 milhões quando da
renovação antecipada da mesma.
5.3 Metodologia
Para calcular o valor presente líquido das opções disponíveis para cada usina é
preciso estimar as receitas, custos, tributos e indenizações envolvidas em cada opção.
Nessa seção serão explicados os critérios e premissas utilizados para estimar cada uma
dessas partes em cada intervalo de tempo do horizonte de tempo das opções.
51
5.3.1 Premissas Macroeconômicas
Para que seja possível estimar os valores das receitas, custos e similares
envolvidos no cálculo do valor presente líquido é preciso primeiramente definir algumas
premissas macroeconômicas.
As duas premissas econômicas fundamentais que precisam ser definidas são a
taxa de inflação, que reajustará os valores das receitas, custos e indenizações, e a taxa de
juros cobrada da CPFL para tomar dinheiro emprestado, ou seja, seu custo de captação,
que deve ser utilizado para descontar os fluxos de caixa obtidos em cada opção no
tempo.
Para o caso base as premissas adotadas devem ser compatíveis com as estimadas
no fim de 2012, já que as escolhas serão avaliadas com base no cenário estimado no fim
de 2012.
O índice de inflação adotado como proxy para a inflação será o IPCA. A razão da
escolha desse índice vem do fato de que o governo definiu o IPCA como índice a ser
utilizado para reajustar os valores das receitas de venda de energia a serem recebidos
pelos empreendimentos que optaram pela renovação dos contratos.
Considerando o cenário de aceleração inflacionária no fim de 2012, o caso base
das estimativas contempla um IPCA de 6% ao ano durante 2013 e no primeiro semestre
de 2014. A partir do segundo semestre de 2014 foi utilizado um valor do IPCA mais
perto da meta atual de 4,5% ao ano, de 5% ao ano, e esse valor foi mantido no modelo
até o fim de 2042.
Como premissa dos juros reais durante o período do modelo foi adotado um valor
de 4% ao ano, acima dos valores praticados em 2012, mas menor que os juros reais
praticados historicamente no Brasil. Dessa forma a taxa básica de juros nominal da
economia, a SELIC, deve ser de 10% ao ano nos primeiros 3 semestres do modelo e de
9% nos semestres subsequentes até 2042.
A CPFL é uma empresa de capital aberto, e como tal possui um risco maior que o
do governo. Por isso deve pagar um premium sobre a taxa cobrada pelo mercado do
governo para captar, que é a SELIC. No modelo esse spread foi estimado em 2% ao ano
ao longo do horizonte de tempo, dado o fato de se tratar de uma grande empresa e aberta
52
em bolsa. Com isso a taxa de juros anual de fato exigida pelo mercado da CPFL para
captar no caso base é de 12% nos primeiros 3 semestres e 11% nos semestres
subsequentes. Essa deve ser a taxa utilizada para descontar os fluxos de caixa das
opções em cada empreendimento no tempo.
5.3.2 Custos de operação e manutenção
Durante o processo de renovação das concessões sob as regras da MP 579, o
governo precisava definir um valor para os custos de operação e manutenção de cada
usina para utiliza-lo no cálculo da tarifa a ser aplicada para cada uma. Para auxiliar
nesse processo, a ANEEL realizou um estudo, mostrado na nota técnica número
385/2012 (ANEEL, 2012c) de outubro de 2012 a fim de subsidiar o Ministério de Minas
e Energia no cálculo da tarifa de cada usina.
Em maio de 2012 a ANEEL demandou das empresas do setor o detalhamento dos
custos operacionais contábeis de geração de cada usina geradora no ano de 2011.
A partir desses dados a ANEEL selecionou uma amostra de 169 usinas para
realização de uma análise de regressão para estimar os custos de uma dada usina. O
modelo utilizado buscava explicar os custos de operação e manutenção com base em 2
fatores, a capacidade instalada e o fator de potência de cada usina.
A capacidade instalada equivale a potência máxima de uma usina em condições
ideais. Já o fator de potência é obtido dividindo-se a garantia física de uma usina por sua
capacidade instalada. A garantia física por sua vez equivale à potência gerada por uma
usina em condições normais de operação, que em geral serão diferentes das condições
ótimas.
Espera-se que quanto maior a capacidade instalada de uma usina maiores os seus
custos. Ao mesmo tempo, espera-se que quanto maior a percentagem da capacidade
instalada uma usina utilizar em média maiores serão seus custos. Dado isso, o modelo
abaixo foi utilizado para a regressão.
O&M = K x CIa x FPb
Onde:
O&M = Custos de operação e manutenção
53
K = Constante
CI = Capacidade instalada
FP = Fator de potência
Nesse modelo, a e b seriam os coeficientes a serem estimados, junto com a
constante K.
A Figura 32 mostra os resultados obtidos na regressão realizada pela ANEEL.
Figura 32: Resultados da Análise de Regressão Para Cálculo dos Custos de O&M
Fonte: (ANEEL, 2012c)
Com isso temos:
O&M = 12,55 x CI0,74 x FP0,36
Para estimar os custos a serem utilizados para uma dada usina, a ANEEL utiliza
então a sua capacidade instalada e seu fator de potência para realizar uma estimativa dos
seus custos de operação e manutenção. A partir dessa estimativa e utilizando os desvios
padrão dos coeficientes a e b estimados, obtém-se um intervalo de custos.
A ANEEL toma então a estimativa de custos passada pela própria usina e verifica
se eles estão dentro ou fora do intervalo calculado. Caso eles estejam dentro, adota-se os
custos informados como a estimativa dos custos a ser utilizada para o cálculo tarifário.
Caso estejam abaixo do menor valor do intervalo, utiliza-se esse menor valor para o
cálculo tarifário. Caso estejam acima do maior valor do intervalo, utiliza-se esse maior
valor para o cálculo tarifário.
A Figura 33 mostra os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas
enquadradas na MP579 calculados utilizando a metodologia descrita acima.
54
55
Figura 33: Estimativas dos Custos de O&M por Empreendimento
Fonte: (ANEEL, 2012c)
56
No modelo para cálculo do valor presente líquido de cada alternativa são
considerados os custos calculados pela ANEEL como os vigentes no início de 2013 e
são reajustados pela variação do IPCA de cada período.
5.3.3 Receitas
5.3.3.1 Renovação das concessões
Com base nos custos de operação e manutenção calculados pela ANEEL para
cada usina, e com base em um estudo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para
definir a remuneração adequada ao operador das usinas, o Ministério de Minas e
Energia definiu para cada usina uma tarifa a ser cobrada pela energia gerada, conforme
a portaria 578 do Ministério de Minas e Energia publicada em 31 de outubro de 2012
(MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, 2012).
O custo de Gestão dos ativos da Geração (GAG), que além do custo da operação e
manutenção dos ativos inclui a remuneração do operador, é obtido somando-se ao custo
de operação e manutenção a margem de lucro do operador.
Esse custo é usado no cálculo da receita anual da geração (RAG) a ser paga aos
operadores das usinas, conforme a fórmula abaixo, definida nos contratos assinados
entre as empresas proprietárias das usinas e a ANEEL.
Figura 34: Fórmula do Cálculo da RAG
Fonte: (ANEEL; CJE, 2012)
Onde:
RAGt = Receita a ser recebida pelo operador da usina no período t
GAGt-1 = Custo de gestão dos ativos da geração no período t-1
IVIGAG = IPCA, ou índice que vier a substituí-lo
X = Percentual definido pela ANEEL na revisão tarifária para estimular a
eficiência e capturar ganhos de produtividade para o consumidor
EUt = Encargo de uso do sistema de distribuição e transmissão
57
ECt = Encargo de conexão de responsabilidade da concessionária para o ano
seguinte
AjIt-1 = Ajuste pela indisponibilidade ou desempenho apurados no período
Para o modelo desse capítulo serão adotadas as seguintes premissas sobre a
fórmula acima:
a) O fator X será considerado igual a zero, uma vez que quaisquer redução da
receita proveniente de X será compensada por redução acima da inflação
correspondente nos custos de operação e manutenção.
b) Os encargos do uso dos sistemas de distribuição e transmissão e conexão de
responsabilidade da concessionária serão considerados iguais a zero, já que pode-se
presumir que os valores pagos servirão para ressarcir os custos relativos a esses
encargos, sendo o valor recebido líquido dos custos presumido como zero.
c) Será considerada a inexistência de ajustes pela indisponibilidade ou
desempenho no período, uma vez que na média se espera que a energia disponibilizada
seja compatível com a garantia física calculada.
Assim, no modelo desse capítulo, a receita anual da geração (RAG) será igual ao
custo da gestão dos ativos da geração (GAG) do período anterior reajustado pelo IPCA
estimado do período anterior. Da mesma forma, o custo da gestão dos ativos da geração
de um período será igual ao do período anterior reajustado pelo IPCA do período
anterior.
De acordo com os contratos firmados entre a ANEEL e as concessionárias o
reajuste da receita anual da geração se dará em julho de cada ano. Especialmente em
julho de 201,3 os valores do GAG e RAG não serão reajustados pela inflação do
período anterior, ocorrendo o primeiro reajuste em julho de 2014, levando em conta a
variação do IPCA nos 12 meses anteriores. Dessa forma a inflação entre janeiro de 2013
e julho de 2013 não será considerada para os reajustes das tarifas.
A receita bruta anual a ser recebida pelas concessionárias será paga em 12
parcelas iguais e descontada dos impostos PIS/PASEP e Cofins, com alíquotas de
respectivamente 0,65% e 3% da receita bruta recebida.
58
Subtraindo-se da receita líquida os custos de operação e manutenção estimados
obtém-se o lucro antes do imposto de renda(LAIR). Aplicando-se uma alíquota de 34%
para o IRPJ sobre o LAIR desconta-se o valor obtido para chegar ao lucro líquido do
período.
5.3.3.2 Não renovação das concessões
No caso da opção de não renovação das concessões, a receita obtida por período
será calculada como o produto da quantidade de MWh vendidos por período pelo preço
médio da energia vendida no horizonte de tempo até a expiração das concessões.
A quantidade de MWh disponíveis por período será estimada como igual ao
produto da garantia física da usina pelo número de horas disponíveis no período (para
um ano seriam 365 x 24 horas).
A receita bruta assim calculada será descontada do PIS/Pasep e Cofins, com
alíquotas de respectivamente 0,65% e 3% da receita bruta. Descontando – se os custos
estimados por período obtém-se o LAIR, que deve ser então descontado do IRPJ
(alíquota de 34%) para chegar ao lucro líquido do período.
5.3.4 Indenizações
Conforme o estipulado na MP 579 as concessionárias que anteciparam a
renovação das concessões receberam no início de 2013 receitas relativas à indenização
pelos bens da operação das usinas ainda não amortizados, caso ainda houvesse algum.
Caso optassem por não renovar as concessões receberiam, ao fim das mesmas,
indenização correspondente ao valor ainda não amortizado das mesmas quando do fim
das concessões (para uma usina com concessão vencendo em julho de 2015, por
exemplo, a receita seria recebida em julho de 2015).
A metodologia utilizada para o cálculo das indenizações seria considerar o valor
de reposição dos equipamentos por novos, descontando desse valor o percentual já
depreciado dos equipamentos. O valor dos equipamentos novos foi calculado com base
em estudo realizado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Não foi possível obter o cálculo individual da indenização para cada usina. No
formulário 20-f entregue a SEC pela CPFL (CPFL ENERGIA S.A., 2013), entretanto, a
59
empresa informa o valor da indenização para a Usina Rio do Peixe, e temos que os
ativos da Usina Macaco Branco já estavam completamente depreciados.
Na nota técnica número 388/2012 (ANEEL, 2012b) a ANEEL informa também a
depreciação acumulada para as diversas classes de equipamentos de cada unidade
geradora de cada usina contemplada pela MP 579, e também a taxa linear anual de
depreciação para cada classe de equipamento.
A Figura 35 abaixo mostra a taxa anual de depreciação a ser utilizada para cada
classe de equipamentos.
Figura 35: Taxa Anual de Depreciação por Classe de Ativo
Fonte: (ANEEL, 2012b)
A partir desses números é possível obter a depreciação acumulada para qualquer
classe de equipamentos de qualquer unidade geradora de qualquer usina em uma dada
data. Utilizando a média dos valores depreciados obtém-se uma depreciação média dos
ativos da usina considerados para o cálculo da indenização.
Com isso é possível calcular uma depreciação acumulada média dos ativos
considerados para indenização em qualquer data. Considerando uma parcela não
depreciada no início de 2013 de X% do total e uma parcela não depreciada de Y% do
total quando do fim da concessão não renovada, tem-se que a indenização devida
quando do fim da concessão renovada será dada pela fórmula:
I’= I x Y/X
Onde:
I’ = Indenização a ser paga no final do prazo da concessão caso esta não fosse
renovada
60
I = Indenização paga quando da renovação da concessão
Y = Percentual não depreciado dos ativos indenizados quando do fim do prazo da
concessão
X = Percentual não depreciado dos ativos indenizados quando da renovação da
concessão
Essa fórmula acima não leva em conta os efeitos da inflação até o fim do prazo da
concessão para efeitos do cálculo do valor de reposição por um novo dos equipamentos.
Para levar isso em consideração o modelo considera o valor da indenização reajustado
pela inflação (IPCA) acumulada do período entre janeiro de 2013 e o fim da concessão.
5.3.5 Cálculo do valor presente líquido de cada opção
Para o cálculo do valor presente líquido de cada opção desconta-se os fluxos de
caixa em cada período com a taxa de juros utilizada pela CPFL para captar, discutida na
seção 5.3.1.
Para ambas as opções temos que as receitas e custos não se concentram em algum
período específico do ano, mas são ou uniformes ao longo do tempo (custos) ou
recebidos mensalmente (receitas). Assim, a data utilizada para descontar o fluxo de cada
período corresponderá ao meio desse período, quer ele se trate de um ano ou um
semestre. Assim, para levar a valor presente (do fim de 2012) o fluxo auferido no
primeiro semestre de 2013, por exemplo, usaría-se a fórmula a seguir:
VP = V x (1+j)0,25
Onde,
VP = Valor presente
V = Valor nominal do fluxo de caixa do período
J = Taxa de juros anualizada do período
E utiliza-se 0,25 como exponente para indicar como se o fluxo tivesse sido
recebido no meio do período.
61
Da mesma forma, os custos de cada período são reajustados pela inflação como se
fossem concentrados no meio do período, por serem uniformes ao longo do mesmo.
Com as estimativas de receitas, custos e indenização paga em cada período, bem
como os impostos a serem pagos, é possível estimar o fluxo de caixa em cada período
para a opção de renovação da concessão. Com a taxa de juros utilizada para desconto do
fluxo no tempo pode-se estimar o valor presente líquido dos fluxos de caixa de uma
usina dada a escolha pela renovação da concessão.
Para a estimativa dos fluxos de caixa da opção pela não renovação da concessão é
preciso estimar as receitas em cada período, e para isso é preciso estimar o preço médio
da energia vendida em cada período, o que não foi precisado até esse ponto.
Ao invés de calcular o valor presente líquido da segunda alternativa dado um
preço médio de energia vendida, calcula-se o preço médio de energia vendida para o
qual o valor presente líquido é igual nas duas alternativas. Calcula-se o valor presente
líquido da primeira alternativas para cada conjunto de premissas, e, utilizando-se o
solver do excel, calcula-se o preço médio de venda de energia para o qual as duas
alternativas são indiferentes.
Pode-se então examinar as condições do mercado e decidir se aquela estimativa de
preço médio de venda de energia necessário é factível ou não. Caso se imagine que o
preço médio de venda de energia será menor que o de equilíbrio, deve-se preferir
renovar a concessão. Caso seja maior que o de equilíbrio, deve-se preferir não renovar a
concessão.
Para refletir a incerteza com relação às premissas adotadas no modelo, são
estimados cenários em que essas são diferentes do caso base. Varia-se as estimativas do
IPCA entre um ponto percentual abaixo e acima do caso base. Varia-se os custos
estimados em até 30% a mais ou a menos do que a previsão do caso base. As demais
variáveis são consideradas de menor incerteza, e não são estimados cenários com
valores diversos dessas variáveis.
Por fim, para cada combinação de variação do IPCA e de custos, obtém-se pelo
método descrito acima um valor médio de venda de energia que equilibra as 2
alternativas.
62
5.4 Usina Macaco Branco
Com base na Figura 33temos que os custos de operação e manutenção estimados
pela ANEEL para a usina de Macaco Branco no final de 2012 são de R$ 499.816,20.
A tabela a seguir, retirada do contrato de renovação da concessão da usina de
Macaco Branco, mostra o Custo de gestão dos ativos da geração(GAG) inicial estimado
para o ano de 2013. Conforme a metodologia descrita na seção 5.3, a receita anual de
geração (RAG) a ser recebida em 2013 em 12 parcelas mensais atingiu R$ 549.099,81.
Figura 36: Definição do GAG Inicial
Fonte: (ANEEL; CJE, 2012)
A relação entre o custo de operação e manutenção e a receita anual de geração
implica uma margem de lucro sem impostos de 9,86% para a usina de Macaco Branco.
Para o caso base descrito na seção 5.3 temos que a alternativa de renovação da
concessão implica um valor presente líquido de apenas R$ 21.400,00. A margem teórica
de 9,86% é consumida em parte pelos impostos sobre a receita (3,65% sobre a receita,
em conjunto) e principalmente pelo mecanismo de reajuste da receita anual de geração.
Uma vez que o reajuste da receita anual de geração só passa a levar em conta a
inflação a partir do segundo reajuste, em julho de 2014, e considerando apenas a
inflação entre julho de 2013 e julho de 2014, no período entre janeiro de 2013 e julho de
2014 os custos seguem subindo, porém sem nenhum reajuste das receitas, levando a um
lucro líquido negativo entre julho de 2013 e julho de 2014. Após o reajuste de julho de
2014 o lucro volta a ser positivo, porém com margem bem menor em relação à inicial,
uma vez que a inflação do primeiro semestre de 2013 não será reposta nunca.
A Tabela 1 indica o valor médio da venda de energia (da segunda alternativa) que
equilibra as duas alternativas para diferentes valores de custos de operação e
manutenção e variação do IPCA.
63
Tabela 1: Preços de Equilíbrio Para Cada Conjunto de Premissas da Usina Macaco Branco
Fonte: Elaboração própria
Na tabela, os preços de energia estão em R$/MWh. As colunas representam
diferentes valores de custos de operação e manutenção e as linhas diferentes valores do
IPCA. Todos os valores em vermelho indicam cenários em que o valor presente líquido
calculado para a opção de renovação da concessão é negativo, indicando destruição de
valor para o acionista. Para valores de custos 20% maiores que a estimativa original,
para qualquer preço de energia a opção pela não renovação é mais vantajosa e portanto
não foram incluídas as colunas referentes a custos 20% e 30% maiores.
Para vender a energia gerada a CPFL tem duas opções: vender no mercado de
curto prazo pelo preço de liquidação das diferenças (PLD) ou vender no mercado livre
através de um contrato com validade máxima até julho de 2015 com algum consumidor
livre.
A Tabela 2 mostra o PLD médio praticado na região sudeste em cada ano desde o
início da série histórica, em 2001 até julho de 2014.
Tabela 2: PLD Médio Por Ano
Fonte:Elaboração própria
O&M/IPCA )30% )20% )10% 0% 10%)1,0% 101,1 81,1 61,1 41,1 21,1)0,5% 100,7 80,5 60,4 40,2 20,00,0% 100,3 80,0 59,6 39,4 18,90,5% 100,0 79,4 58,9 38,5 17,91,0% 99,6 78,9 58,2 37,5 16,8
Ano PLD(R$/MWh)2001 497555555555555555552002 4655555555555555555552003 1355555555555555555552004 1955555555555555555552005 3055555555555555555552006 6955555555555555555552007 9755555555555555555552008 139555555555555555552009 4055555555555555555552010 7355555555555555555552011 3055555555555555555552012 167555555555555555552013 268555555555555555552014 66655555555555555555
64
O PLD médio entre 2001 e 2012 foi cerca de R$ 84/MWh. Adotando esse PLD
como estimativa do PLD mais provável entre 2013 e 2015, somente seria mais
interessante renovar a concessão da Pequena Central Hidrelétrica de Macaco Branco
para o cenário de custos 30% menores do que os estimados pela ANEEL.
Estimando o PLD médio excluindo os 3 anos de maior PLD e os 3 anos de menor
PLD obtemos um PLD de cerca de R$ 59/MWh. Ainda assim seria necessário um
cenário de custos 10% menores do que os projetados para se tornar mais interessante a
opção de renovação.
A empresa poderia optar pela renovação para se proteger dos riscos de um PLD
excessivamente baixo, como entre os anos de 2003 e 2005. Entretanto, de 2006 até
2012, em apenas 1 ano o PLD médio foi menor do que o PLD de equilíbrio para o caso
base, e em apenas 2 anos o PLD médio foi menor que o PLD de equilíbrio para uma
estimativa de custos até 10% menor do que os estimados pela ANEEL.
Os principais consumidores livres no país são grandes indústrias intensivas em
energia, tais como a indústria química e a siderúrgica. Devido ao grande peso que a
compra de energia elétrica representa nos custos dessas empresas, é de se esperar que
elas prefiram realizar contratos de longo prazo do que se expor ao mercado de curto
prazo e ao risco de ter de comprar energia a um PLD muito elevado por alguma razão
conjuntural. Assim, a CPFL poderia se proteger do risco de um PLD muito baixo
travando os preços da energia vendida no ambiente de comercialização livre (ACL).
Dadas essas considerações a respeito do PLD, e à necessidade de estimativas
extremamente otimistas em relação aos custos para que a opção de renovação seja mais
vantajosa, a conclusão nesse caso, levando em consideração as estimativas disponíveis
no final de 2012 é de que a decisão mais vantajosa para a empresa seria não prorrogar a
concessão da Pequena Central Hidrelétrica Macaco Branco e buscar vender essa energia
no mercado de curto prazo ou travar o preço no ACL até o fim da concessão, em 2015.
5.5 Usina Rio do Peixe
Com base na tabela da seção 5.3.2 temos que os custos de operação e manutenção
estimados pela ANEEL para a usina de Rio do Peixe no final de 2012 são de R$
1.695.848,31.
65
A tabela a seguir, retirada do contrato de renovação da concessão da usina de Rio
do Peixe, mostra o Custo de gestão dos ativos da geração(GAG) inicial estimado para o
ano de 2013. Conforme a metodologia descrita na seção 5.3, a receita anual de geração
(RAG) a ser recebida em 2013 em 12 parcelas mensais deve ser também de R$
1.865.433,11.
Figura 37: Definição do GAG inicial Para a Usina Rio do Peixe
Fonte: (ANEEL; CPEE, 2012)
A relação entre o custo de operação e manutenção e a receita anual de geração
implica uma margem de lucro sem impostos de 10,00% para a usina de Rio do Peixe.
De acordo com a nota técnica 388/2012 da ANEEL (ANEEL, 2012b), a usina é
uma das que, tendo ainda ativos não amortizados no fim de 2012, tem direito a receber
uma indenização quando da renovação da concessão, visto que a posse dos ativos da
geração passará ao governo. De acordo com o informado pela empresa, a indenização
foi fixada em R$ 34,4 milhões.
Pode-se utilizar então a metodologia descrita na seção 5.3.4 para estimar a
indenização a ser paga pelo governo no fim da concessão em 2015. Temos os valores da
depreciação acumulada dos equipamentos de cada unidade geradora da casa de força 2
na Figura 31 da seção 5.2.3. Tem-se também na Figura 35 da seção 5.3.4 os valores da
depreciação anual linear a ser aplicada a cada classe de equipamentos. Com isso chega-
se à tabela a seguir. Conforme a metodologia da seção 5.3.4 obtém-se a média da
depreciação da casa de força II em Janeiro de 2013 e Julho de 2015 para cada classe, e
pode-se então calcular a média geral da depreciação em cada data.
66
Tabela 3: Depreciação Média por Classe de Ativos em 2013 e 2015
Fonte: Elaboração própria
Com esses valores e utilizando a equação descrita na seção 5.3.4, chega-se a um
valor da indenização de R$ 27,8 milhões em julho de 2015. Para o cálculo do valor
presente líquido da opção pela não renovação, deve-se reajustar esse valor pela inflação
acumulada entre janeiro de 2013 e julho de 2015, obtendo-se um valor que varia
conforme a taxa de inflação.
Para o caso base descrito na seção 5.3 chegamos para a alternativa de renovação a
um valor presente líquido de cerca de R$ 34,5 milhões. Efeitos semelhantes aos
descritos na seção anterior são verificados em relação ao lucro líquido e a margem de
lucro dadas as regras de reajuste firmadas no contrato de renovação. Entretanto a
existência da indenização impacta fundamentalmente o resultado, uma vez que
representa a quase totalidade do valor presente líquido verificado.
A Tabela 4 indica o valor médio da venda de energia (da segunda alternativa) que
equilibra as duas alternativas para diferentes valores de custos de operação e
manutenção e variação do IPCA.
Tabela 4:Preços de Equilíbrio Para Cada Conjunto de Premissas da Usina Rio Do Peixe
Fonte: Elaboração própria
Classe Média*Casa*de*Força*II(Jan/13) Média*Casa*de*Força*II(Jul/15)*I 47,51% 55,84%II 37,08% 43,33%III 30,58% 35,58%IV 55,91% 64,24%V 55,91% 64,24%VI 73,09% 85,37%VII 46,71% 54,84%VIII 100,00% 115,63%IX 44,91% 52,74%X 53,26% 63,36%XI 43,61% 51,19%
Média*Total 53,51% 62,39%
O&M/IPCA )30% )20% )10% 0% 10% 20% 30%)1,0% 244,5 225,0 205,6 186,1 156,5 125,1 93,8)0,5% 244,7 225,1 205,4 185,8 155,4 123,8 92,10,0% 244,9 225,1 205,3 185,5 154,3 122,4 90,40,5% 245,1 225,1 205,2 185,1 153,1 121,0 88,81,0% 245,3 225,1 205,0 184,3 152,0 119,5 87,1
67
Na , os preços de energia estão em R$/MWh. As colunas representam diferentes
valores de custos de operação e manutenção e as linhas diferentes valores do IPCA.
Verifica-se um efeito duplo da taxa de inflação sobre o preço de equilíbrio da energia.
Por um lado quanto maior a inflação maiores os custos e portanto menor o valor
presente líquido da opção de renovação e menor o preço médio de energia necessário
para equilibrar as duas opções. Por outro lado quanto maior a inflação dada uma mesma
taxa real de juros, menor será o valor relativo da indenização a ser paga no final da
concessão em 2015 caso se opte por não renová-la, e portanto maior o preço de energia
necessário para equilibrar as duas opções. O efeito combinado pode ser visto na forma
de uma tendência a aumentar o preço de equilíbrio com aumento da inflação em faixas
de custos menores e diminuir o preço de equilíbrio em faixas de custos maiores. Isso
ocorre pois quanto maior o custo inicial estimado maior será o peso do efeito a ele
associado.
Para vender a energia gerada a CPFL tem duas opções: vender no mercado de
curto prazo pelo preço de liquidação das diferenças (PLD) ou vender no mercado livre
através de um contrato com validade máxima até julho de 2015 para algum consumidor
livre.
A Tabela 5 mostra o PLD médio praticado na região sudeste em cada ano desde o
início da série histórica, em 2001 até julho de 2014.
Tabela 5: PLD Médio Por Ano
Fonte: Elaboração Própria
Ano PLD(R$/MWh)2001 497555555555555555552002 4655555555555555555552003 1355555555555555555552004 1955555555555555555552005 3055555555555555555552006 6955555555555555555552007 9755555555555555555552008 139555555555555555552009 4055555555555555555552010 7355555555555555555552011 3055555555555555555552012 167555555555555555552013 268555555555555555552014 66655555555555555555
68
O PLD médio entre 2001 e 2012 foi cerca de R$ 84/MWh. Adotando esse PLD
como estimativa do PLD mais provável entre 2013 e 2015, para todos os cenários de
custos e inflação estimados seria mais interessante renovar a concessão da usina Rio do
Peixe.
Além disso, considerando o PLD médio de qualquer ano de 2002 até
2012(inclusive), ainda seria mais vantajoso escolher renovar a concessão do que receber
esse valor como valor médio da energia vendida entre janeiro de 2013 e julho de 2015.
Excluindo-se os 3 anos com PLD médio mais alto da série histórica, em nenhum outro
ano até 2012 o PLD superou o preço de equilíbrio para custos até 20% maiores que os
estimados pela ANEEL. Excluindo-se os 4 anos com PLD médio mais alto, mesmo com
custos até 30% maiores que os previstos ainda é mais vantajoso renovar a concessão.
Mesmo considerando-se a possibilidade de um contrato no mercado livre com um
prêmio de até R$ 100/MWh sobre o valor médio do PLD histórico até 2012, ainda seria
mais vantajoso renovar a concessão no caso base, logo a possibilidade de um contrato
no ambiente de comercialização livre (ACL) não deve impactar a escolha.
Seriam necessárias estimativas extremamente pessimistas em relação aos custos e
ao PLD (em termos de esse ser mais elevado) para os anos entre 2013 e 2015 para que
fosse mais vantajoso não renovar a concessão. Portanto, com base no histórico até 2012
dos preços da energia no mercado de curto prazo e mercado livre, a decisão da CPFL
pela renovação da concessão da usina Rio do Peixe parece ser a com maior valor
presente líquido, e portanto acertada.
Embora o foco principal do capítulo seja a tomada de decisão com base nas
informações disponíveis à época da mesma, vale notar que tanto em 2013 como em
2014 até junho o valor médio do PLD foi maior que o preço de equilíbrio do modelo e
que as previsões do mercado em julho de 2014 para o PLD de 2015 indicam que o
mesmo deve permanecer elevado ainda, dada a necessidade de uso das usinas
termelétricas, mais caras, para conservar o nível dos reservatórios. Dessa forma, caso
tivesse optado pela não renovação da concessão da usina Rio do Peixe e pela venda da
energia disponível no mercado de curto prazo, a CPFL teria obtido um valor presente
líquido maior do que o da opção pela renovação, sendo portanto essa opção a mais
vantajosa.
69
Sem a capacidade de prever as condições hidrológicas desfavoráveis de 2013 e
2014, entretanto, a decisão pela renovação foi a mais correta levando em consideração o
modelo desenvolvido nesse capítulo e as informações disponíveis à época.
70
6 CONCLUSÃO
6.1 Conclusão do Presente Trabalho
A medida provisória 579, publicada em 11 de setembro de 2012, alterou o marco
regulatório do setor elétrico, retrocedendo algumas de suas características fundamentais.
O marco regulatório do setor, construído e consolidado entre 1993 e 2004, tinha como
objetivo tornar o setor mais eficiente e menos dependente de recursos estatais,
beneficiando os contribuintes e consumidores, ao mesmo tempo permitindo a necessária
expansão da oferta de energia.
No novo marco regulatório, ocorreu a desverticalização das empresas do setor,
que passaram a ser divididas nos setores de distribuição e transmissão, monopólios
naturais, e geração, onde era possível ter mais características de competição de
mercado. Foi promovida a privatização das empresas do setor, embora nunca concluída,
e o governo buscou incorporar, quando possível, instrumentos mercadológicos na
formação dos preços, para garantir o equilíbrio das empresas privadas: Foi criado o
mercado livre, onde grandes consumidores poderiam adquirir energia diretamente das
geradoras em contratos não regulados firmados entre eles, e a compra de energia pelas
distribuidoras passou a se dar por meio de leilões reversos, onde o governo casava a
demanda de energia das distribuidoras com a oferta das geradoras que oferecessem o
menor preço, até a satisfação da demanda.
Com a medida provisória 579, o governo buscava reduzir os preços da energia
para os consumidores finais. Para tal promoveu a antecipação das renovações de
concessões que venceriam em até 60 meses da medida, sob novas regras, permitindo às
empresas afetadas permanecer até o fim das concessões atuais sob as regras antigas ou
renová-las sob as novas. Nessas novas regras, os ativos da operação das empresas
seriam considerados depreciados e passariam para o governo, sendo as empresas
responsáveis somente pela operação e manutenção do sistema, recebendo uma tarifa
regulada por isso. Ativos ainda não amortizados seriam ressarcidos pelo governo pelo
preço de substituição por um novo.
Dessa forma, o governo reduziu o mercado livre, já que a energia das novas
concessões seria vendida compulsoriamente para as distribuidoras, eliminou o
mecanismo dos leilões reversos para as concessões renovadas, já que a energia seria
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vendida automaticamente por regime de cotas, e promoveu uma tendência de
reestatização do setor, na medida que parte das empresas não aceitou as novas regras,
mas empresas controladas pelo governo, como a Eletrobrás, aceitaram e poderiam então
aceitar as concessões não renovadas pelas demais pelas novas regras e passar a operá-
las, aumentando sua participação no setor.
Os fatos acima, combinados com uma situação hidrológica muito desfavorável em
2013 e 2014, precipitaram uma crise aguda no setor, com a necessidade de aportes do
Tesouro e grandes empréstimos (organizados pelo governo) para garantir a liquidez das
empresas. Com boa parte do mercado e das empresas do setor culpando as novas regras
pela fragilização das mesmas, o presente trabalho buscou investigar, através de um
estudo de caso na CPFL, em especial nas concessões de geração da mesma afetadas
pelas novas regras, os efeitos dessas para os empreendimentos, e se as decisões de
algumas empresas pela não renovação seriam fundamentadas.
Analisou-se a CPFL Energia e seu desempenho financeiro frente ao mercado. O
resultado da empresa vem sendo afetado pelas menores receitas de distribuição devido à
revisão tarifária negativa e pelo expressivo aumento dos custos devido principalmente à
exposição involuntária das distribuidoras ao mercado de curto prazo. A contratação de
energia em um leilão em abril tende a diminuir bastante essa exposição. As incertezas
do setor penalizaram fortemente as ações das elétricas de um modo geral, e entre as
empresas, quanto maior a suscetibilidade à medida provisória 579, pior foi o
desempenho das ações.
Os dois empreendimentos de geração da CPFL afetados pelas novas regras são 2
pequenas centrais hidrelétricas (PCH’s), a do Rio do Peixe e a de Macaco Branco, com
vencimento das concessões previsto para julho de 2015. A empresa optou por renovar
ambas as concessões contra a alternativa de não renovação e venda da energia das
mesmas em contratos de curto prazo ou no mercado spot pelo preço de liquidação das
diferenças. Para analisar as escolhas adotadas pela CPFL foi tomado, para cada
concessão, o valor presente líquido de cada alternativa, para diferentes premissas de
inflação e preço. Para cada conjunto de premissas foi determinado o preço médio que a
empresa teria de vender a energia para que a alternativa de não renovação fosse
equivalente à de renovação. Dadas as condições de mercado realistas para venda da
72
energia até o fim das concessões foi então determinada a melhor alternativa para cada
concessão.
Pôde-se observar como a medida provisória 579 implicou, nos casos analisados,
em baixos retornos para a CPFL, chegando, no cenário base considerado, os
empreendimentos a apresentarem prejuízo liquido em certos períodos. Dadas as
condições desfavoráveis impostas à renovação, concluiu-se que para um dos casos, Rio
do Peixe, a melhor alternativa era ter renovado a concessão sob as novas regras e para o
outro, Macaco Branco, a melhor alternativa era não ter renovado a concessão.
Considerando-se ainda o cenário que de fato ocorreu, com disparada dos preços da
energia no mercado de curto prazo, tem-se que, para ambos os casos, a melhor opção
teria sido não renovar as concessões sob as novas regras.
Dessa forma, pode-se perceber que a renovação das concessões sob condições
desfavoráveis desestabilizou a sustentabilidade econômica dos empreendimentos,
chegando a ser melhor entregar as concessões do que operá-las sob as novas regras.
Por fim, é possível ver a conexão entre os efeitos da medida provisória 579 nos 3
níveis do setor elétrico. A crise no setor elétrico é fundamentalmente uma crise nas
empresas que o compõem, que tiveram sua saúde financeira comprometida. A saúde
financeira das empresas, por sua vez, deriva fundamentalmente da manutenção da
viabilidade econômica dos empreendimentos de que participam, como as pequenas
centrais hidrelétricas analisadas, viabilidade esta que se viu ameaçada pela medida
provisória 579, conforme evidenciado no estudo de caso realizado.
6.2 Sugestões de Estudos Futuros
Relacionadas ao presente estudo existem possibilidades de outros estudos sobre o
setor elétrico. Especialmente relevante seria um estudo tratando do impacto do modelo
estrutural do setor contando com o uso das termelétricas no Preço de Liquidação das
Diferenças (PLD) ao longo do tempo. Outro estudo relacionado seria uma análise da
importância da segurança jurídica para as decisões de investimentos das empresas, e
como a falta da primeira impacta as últimas. Por fim seria razoável um estudo de caso
complementar ao atual, analisando os impactos da Medida Provisória 579 em
empreendimentos de outros tipos, como termelétricas.
73
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ANEXO A
Desempenho Financeiro Consolidado CPFL ENERGIA em 31 de Março de 2014
Fonte: ITR 1º Trimestre (2014)
