Universidade Presbiteriana Mackenzie
Centro de Ciências Sociais e Aplicadas
Programa de Pós-Graduação em Ciências Contábeis.
Estudo do impacto da adoção da ICPC 01 nas decisões gerenciais
considerando as Normas Societárias e Regulatórias nas empresas de
transmissão de energia elétrica do Brasil.
Maria Eveline Rodrigues Gomes
SãoPaulo
2012
Maria Eveline Rodrigues Gomes
Estudo do impacto da adoção da ICPC 01 nas decisões gerenciais
considerando as Normas Societárias e Regulatórias nas empresas de
transmissão de energia elétrica do Brasil.
Dissertação apresentada ao Programa de
Pós-Graduação em Ciências Contábeis da
Universidade Presbiteriana Mackenzie para
a obtenção do título de Mestre em
Controladoria Empresarial.
Orientador: Prof. Dr. Henrique Formigoni
São Paulo
2012
G633e Gomes, Maria Eveline Rodrigues
Estudo do impacto da adoção da ICPC 01 nas decisões
gerenciais considerando as Normas Societárias e Regulatórias
nas empresas de transmissão de energia do Brasil / Maria
Eveline Rodrigues Gomes - 2013.
90f. : 30 cm
Dissertação (Mestrado em Controladoria Empresarial) –
Universidade Presbiteriana Mackenzie, São Paulo, 2013.
Orientação: Prof. Dr. Henrique Formigoni
Bibliografia: f. 83-85
1. Demonstrações regulatórias. 2. Demonstrações
societárias. 3. Decisões gerenciais. 4. Transmissão de energia
elétrica. I. Título.
CDD 657
Reitor da Universidade Presbiteriana Mackenzie
Prof. Dr. Benedito Guimarães Aguiar Neto
Decano de Pesquisa e Pós-Graduação
Prof. Dr. Moisés Ari Zilber
Diretor do Centro de Ciências Sociais e Aplicadas
Prof. Dr. Sérgio Lex
Coordenadora do Programa de Pós-Graduação em Ciências Contábeis
Profa. Dra. Maria Thereza Pompa Antunes
Não faças do amanhã o sinônimo de nunca,
nem o ontem te seja o mesmo que nunca mais.
Teus passos ficaram.
Olhes para trás...mas vá em frente, pois há muitos
que precisam que chegues para poderem seguir-te.
Charles Chaplin
AGRADECIMENTOS
A realização deste trabalho só foi possível com o apoio de várias pessoas.
A Deus, companheiro que nunca me desampara, às vezes me segura pelas mãos, outras vezes
me leva em seus braços.
Ao meu orientador Prof. Dr. Henrique Formigoni, pela dedicação, competência e paciência
nos meus momentos de ansiedade, muito obrigada.
Ao Diretor Financeiro e de Relações com Investidores do Grupo Alupar Investimento S/A,
Dr. Marcelo Costa, pela estimável e importante contribuição na escolha do tema e na
conclusão do trabalho.
À minha família, aos amigos e amigas, que entenderam minha ausência e sempre torceram
por meu sucesso e acreditaram no meu êxito.
RESUMO
Após as mudanças na legislação societária, com a Lei 11.638/2007, o setor de energia elétrica
― mais especificamente a transmissão de energia ― teve alterações significativas nos
registros contábeis tanto com relação à Receita e à infraestrutura do negócio e quanto na
apresentação das demonstrações Financeiras Societárias e Regulatórias. Este trabalho
objetivou analisar se houve alterações nas informações utilizadas como base para tomada de
decisões gerenciais pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica após a
adoção da ICPC-01 – Contratos de Concessão, que emergiu após as mudanças no ambiente
contábil estabelecidas pela Lei 11.638/2007. O método utilizado foi o qualitativo; quanto aos
objetivos, a pesquisa foi exploratória. A amostra foi composta por 15 transmissoras em
operação do Grupo Alupar Investimento S/A. A análise do objeto de pesquisa foi realizada
atráves do conteúdo das respostas do questionário com 12 perguntas enviadas aos gestores do
grupo Alupar Investimento, que trabalham diretamente com a atividade de transmissão. Estas
perguntas
abordaram a temática da decisão gerencial a partir da informação contábil
societária ou regulatória após adoção da ICPC-01-Contratos de Concessão. Para tanto, foram
coletadas respostas de cinco (05) gestores da holding e analisados os conteúdos, os quais
foram resumidos em fatores para melhor entendimento do objeto de pesquisa. Detectou-se que
a informação contábil solicitada com mais frequência para tomada de decisões internas são as
regulatórias e que praticamente nenhuma decisão gerencial é tomada a partir das informações
societárias. Concluiu-se que a adoção da ICPC-01-Contratos de Concessão não trouxe
alterações nas informções para a tomada de decisão dos gestores das empresas de
Transmissão de Energia Elétrica do Brasil, considerando-se que não houve mudança no uso
da informação para análise interna do negócio e decisões e que as informações utilizadas para
decisões gerenciais continuam como antes da adoção da norma, ou seja, têm como base as
demonstrações regulatórias.
Palavras-Chave: Demonstrações Regulatórias; Demonstrações Societárias; Decisões
Gerenciais; Transmissão de Energia Elétrica.
ABSTRACT
After the changes in corporate law with the Law 11.638/2007, the electric power sector,
specifically the Power Transmission, had significant changes in the accounting records with
respect to both revenue and infrastructure business and as the presentation of the Financial
Statements and Corporate Regulatory. This study aimed to examine whether there were
changes in the information used as a basis for management decisions by corporate managers
Transmission of Electricity after the adoption of the ICPC-01 - Concession, which emerged
after the changes in the accounting environment established by Law 11,638 / 2007. The
method used was qualitative, about the objectives, the research was exploratory. The sample
was composed of 15 transmitters in operation Alupar Investment Group S / A. The analysis of
the object of research was conducted through the content of the answers in the questionnaire
with 12 questions sent to managers Alupar Investment Group, who work directly with the
transmission activity. These questions addressed the issue of managerial decision from the
corporate or regulatory accounting information after adoption of ICPC-01-Concession.
Therefore, responses were collected from five (05) holding managers and analyzed the
contents, which were summarized factors for better understanding of the research object. It
turned out that the accounting information requested most frequently for internal decision
making are the regulatory and virtually no management decision is taken from corporate
information. It was concluded that the adoption of ICPC-01-Concession brought no changes
to the Information of the decision making of corporate managers Transmission of Electricity
in Brazil, considering that there was no change in the use of information for internal analysis
and business decisions and the information used for management decisions continue as before
the adoption of the standard, ie, are based on regulatory statements.
Keywords:
Regulatory
Statements;
Transmission of electrical energy.
Corporate
Statements;
Managerial
Decisions;
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................................................10
LISTA DE QUADROS ..................................................................................................................................11
LISTA DE TABELAS ...................................................................................................................................12
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ....................................................................................................13
1 INTRODUÇÃO ..........................................................................................................................................15
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO............................................................................................................. 15
1.2 QUESTÃO DE PESQUISA .......................................................................................................... 21
1.3 OBJETIVO GERAL ..................................................................................................................... 21
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................................ 21
1.5 JUSTIFICATIVAS E CONTRIBUIÇÕES ................................................................................... 22
2 REFERENCIAL TEÓRICO ......................................................................................................................23
2.1 O SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA DO BRASIL – ASPECTOS GERAIS .............................. 23
2.1.1 SISTEMA DOS LEILÕES E MERCADO LIVRE ................................................................................. 26
2.1.2 OPERAÇÕES DE CURTO PRAZO ................................................................................................... 27
2.1.3 O SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) ............................................................................... 29
2.1.4 O SISTEMA ISOLADO................................................................................................................... 29
2.1.5 EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA ......................................................................................... 30
2.1.6 A DESVERTICALIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO ............................................................................ 30
2.1.7 MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA ............................................................................................. 32
2.1.8 GERAÇÃO DE ENERGIA ............................................................................................................... 32
2.1.9 FONTES DE GERAÇÃO DE ENERGIA ............................................................................................. 33
2.1.10 Distribuição de Energia ...................................................................................................... 35
2.1.11 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA .............................................................................................. 39
2.1.11 Transmissão de Energia ..................................................................................................... 39
2.2 A ADOÇÃODA ICPC-01 E A NOVA ESTRUTURA CONTÁBIL DAS EMPRESAS DE
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ...................................................................................................................... 47
2.2.1 Adoção do ICPC 01 nas empresas de transmissão de energia elétrica ................................ 47
2.2.2 Modelo Ativo Financeiro ...................................................................................................... 51
2.2.3 Contabilização do Ativo Financeiro ..................................................................................... 53
2.2.4 Amortização do Ativo Financeiro ......................................................................................... 55
2.2.5 Contabilidade Regulatória – Setor Elétrico ......................................................................... 55
2.2.6 Depreciação dos ativos regulatórios .................................................................................... 58
2.2.7 Custo de Empréstimo – Aspectos Regulatórios e Societários ............................................... 59
2.2.8 A análise dos Índices Econômicos para tomada de decisão. ................................................ 60
3 METODOLOGIA DE PESQUISA ............................................................................................................64
3.1 TIPOLOGIA DE PESQUISA ....................................................................................................... 64
3.2 POPULAÇÃO E AMOSTRA ....................................................................................................... 64
3.3 PROCEDIMENTOS DE COLETA DE DADOS ......................................................................... 67
3.4 PROCEDIMENTO DE TRATAMENTO DE DADOS ................................................................ 68
3.5 LIMITAÇÕES DA PESQUISA .................................................................................................... 68
4 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS ..................................................................................................69
4.1. DESCRIÇÃO DAS ANÁLISES – ADERÊNCIA DOS CONTRATOS DE CONCESSÃO ........ 69
4.2 ÍNDICES ECONÔMICOS -DEMONSTRAÇÕES REGULATÓRIAS E SOCIETÁRIAS ......... 70
4.3 ANÁLISE DA PESQUISA QUALITATIVA ............................................................................... 77
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS .....................................................................................................................81
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..........................................................................................................83
APÊNDICE A- QUESTIONÁRIO DA PESQUISA .....................................................................................86
APÊNDICE B – RESUMO DAS RESPOSTAS ............................................................................................89
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Componentes da fatura de energia ........................................................................... 24
Figura 2 - Estrutura Institucional do Setor Elétrico................................................................. 28
Figura 3 - Relação entre agentes e Consumidores .................................................................... 36
Figura 4 - Transmissora de Energia Elétrica ............................................................................ 40
Figura 5 - Organograma da Alupar Investimento S/A ............................................................. 65
Figura 6 - Receita Líquida Societária X Regulatória ............................................................... 71
Figura 7 - Ativo Total Societário X Regulatório ...................................................................... 72
Figura 8 - Lucro Líquido Societário X Regulatório ................................................................. 72
Figura 9 - Margem Líquida Regulatória X Societária .............................................................. 75
Figura 10 - Rentabilidade do Patrimônio Regulatório X Societário ........................................ 75
Figura 11 - Rentabilidade do Ativo Regulatório X Societário ................................................. 76
Figura 12 - EBITDA Regulatório X Societário ........................................................................ 76
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 - Principais encargos inseridos na tarifa de energia ................................................. 37
Quadro 2 - Tipos de Contratos ................................................................................................. 42
Quadro 3 - Encargos setoriais considerados na RAP ............................................................... 45
Quadro 4 - Encargos Tributários .............................................................................................. 45
Quadro 5 - Agentes de Transmissão ......................................................................................... 46
Quadro 6 - Registro dos impactos do ICPC-01 para Contabilidade Regulatória e Societária . 54
Quadro 7 - Diferenças Modelo Societário e Regulatório ......................................................... 56
Quadro 8 - Tratamento Contábil dos Encargos Financeiros.................................................... 60
Quadro 9 - Resumo dos índices econômicos-financeiros ......................................................... 62
Quadro 10 - Fatores Qualitativos para análise de Empresas de Energia .................................. 63
Quadro 11 - Análise Contrato Concessão Transmissoras do Grupo Alupar ............................ 69
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Capacidade Instalada de Geração Energia Elétrica ................................................. 35
Tabela 2 - Modelagem do ativo financeiro(R$/MIL) – Transmissoras Alupar ........................ 53
Tabela 3 - Empresas Transmissoras do GrupoAlupar Investimento S/A ................................. 66
Tabela 4 - Indicadores das empresas – Receita, Ativo e Lucro Líquido .................................. 70
Tabela 5 - Indicadores das empresas – Margem líquida, Rentabilidades e Ebitda .................. 74
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ACR- Ambiente de Contratação Regulada
ACL- Ambiente de Contratação Livre
AIC- Ativo Imobilizado em Curso
AIS- Ativo Imobilizado em Serviço
ANEEL- Agência Nacional de Energia Elétrica
BID- Banco Interamericano de Desenvolvimento
BNDES- Banco Nacional de Desenvolvimento S/A
CCC- Conta de Consumo de Combustíveis
CCEE- Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CGH’s- Centrais Geradoras Hidrelétricas
CFC- Conselho Federal de Contabilidade
CPC- Comitê de Pronunciamentos Contábeis
CUST- Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
DNAEE- Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
EPE- Empresa de Pesquisa Energética
ICPC- Interpretação do Comitê de Pronunciamentos Contábeis
IFRIC- International Financial Reporting Interpretations Commitee
JOA- Juros sobre Obras em Andamento
MAE- Mercado Atacadista de Energia
MCSPEE- Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica
MME- Ministério de Minas e Energia
OCPC- Orientação do Comitê de Pronunciamentos Contábeis
ONS- Operador Nacional do Sistema Elétrico
PCH’s- Pequenas Centrais Hidrelétricas
PEI- Produtos Independentes de Energia
PROINFA- Programa de Incentivo a Fontes Alternativas
P&D- Pesquisa e Desenvolvimento
RAP- Receita Anual Permitida
RCP- Relatório de Controle Patrimonial
RGR- Quota Anual de Reserva Global de Reversão
SIN- Sistema Interligado Nacional
ODI- Ordem de Imobilização
UAR- Unidade de Adição e Retirada
UC- Unidade de Cadastro
1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO
O setor de energia tem características próprias, pois produz uma mercadoria que não pode ser
armazenada e tem que ser consumida no momento em que é gerada. Esse fato interliga,
diretamente, a geração, a transmissão e a distribuição de energia elétrica, sendo fundamentais
a eficiência e a confiabilidade na qualidade e na coordenação do sistema elétrico (ABREU,
2009).
O setor elétrico brasileiro teve seu período de crescimento durante os anos cinquenta, sessenta
e setenta do século XX. A partir de 1979, seu endividamento externo agravou-se
principalmente pelo aumento das taxas de juros internacionais e pela manipulação das tarifas,
utilizadas pelo governo como mecanismo de controle da inflação, no período de 1982 a 1993.
As empresas de energia foram utilizadas como instrumentos para implantação de políticas de
desenvolvimento industrial no país. Apesar disso, aquelas decisões de manipulação de tarifa e
aumento de taxas de juros como forma de controle de inflação levaram o setor à estagnação
por falta de recursos (ABREU, 2009).
A partir dos anos 80 a energia passou a ser vista como um produto que poderia ser negociado
no mercado e, para que se tornasse um negócio atraente, separaram-se os diversos setores do
sistema de eletricidade ― geração, transmissão, distribuição e comercialização. Para que essas
empresas funcionassem de forma eficiente, foi necessário haver suas reestruturações
(ABREU, 2009).
A falta de investimentos substanciais no setor de energia elétrica e a utilização, pelo governo,
das empresas de energia como instrumento de política econômica no combate à inflação
foram fatores que contribuíram fortemente para a deterioração da saúde financeira dessas
empresas na década de 1980 (BERNARDES e GONÇALVES, 2002).
A crise iniciada na década de 80 se estendeu até os anos 90, quando, em 1993, o governo, na
tentativa de resolver essa crise que se tornava cada vez mais evidente no setor de energia,
publicou a Lei nº 8.631, de 4 de março, que trouxe em seu conteúdo a desequalização das
tarifas e definiu novas regras para o relacionamento entre concessionárias e o poder
concedente. No entanto, a tentativa de resolver a crise financeira do setor de energia por meio
da publicação dessa lei não obteve êxito. Os problemas financeiros das empresas elétricas
16
continuavam, devido ao fato de as tarifas encontrarem-se bastante defasadas e a inflação
brasileira apresentar altos índices, situação que exigia do governo, antes de qualquer decisão,
o controle da inflação ― só depois seria possível a resolução dos problemas setoriais
(SILVEIRA, 2003).
As mudanças institucionais que ocorreram na indústria de energia elétrica no Brasil também
foram realizadas em todo o mundo, com o objetivo do aumento da eficiência no setor, de
redução de custos e, principalmente, de introdução da competitividade, o que evidencia a
mudança no papel do Estado (PINTO e OLIVEIRA, 2004).
A ideia de um estado mínimo ganhou grande repercussão nas últimas décadas do século XX.
Os defensores dessa ideia afirmam que o Estado deveria ocupar-se apenas com funções
tipicamente estatais (Ex.: Justiça, Segurança e Defesa Nacional), deixando a cargo da
iniciativa privada a prestação de alguns principais serviços públicos, como, por exemplo, o
fornecimento de gás e/ou energia elétrica, os serviços de telecomunicações, o transporte de
pessoas e/ou cargas, dentre outros (ABREU, 2009).
No cenário brasileiro, as privatizações ocorridas nos anos 90 fazem parte da experiência
nacional de redução da estrutura estatal e da prestação de serviços públicos para a iniciativa
privada. O mundo está sob o jugo das teorias neoliberais, em torno do tripé básico da
“desregulamentação”, da “privatização” e da “abertura comercial” (ABREU, 2009).
A década de 90 foi decisiva para o setor elétrico brasileiro, pois foi um período de
alavancagem tecnológica e de aumento dos investimentos estrangeiros. A atração de
investimento para a economia brasileira teve como marco inicial a abertura de mercados, o
que possibilitou o aumento da concorrência dos setores econômicos do Brasil. Tal processo
forçou o mercado interno a investir na ampliação da capacidade produtiva e
consequentemente da melhoria de produtos e serviços.
O setor de energia sempre esteve incluído no plano de desestatização. Os interessados em
participar dos leilões foram autorizados a usar títulos da dívida externa para adquirir ações das
empresas, com o objetivo de amortização da dívida externa com os bancos americanos e
europeus. As privatizações, iniciadas pelas empresas concessionárias de distribuição de
energia, com recursos internacionais, foram o ponto de partida para a internacionalização dos
investimentos no setor de energia (ABREU, 2009).
Insere-se, nesse cenário, a globalização das informações, que fez com que as empresas de
energia, até então estatais, pudessem tornar-se grandes organizações com suas sedes em
17
vários países, que realizavam o controle da entidade. Para gerenciamento e controle desses
novos negócios, as matrizes solicitavam relatórios contábeis para gestão e tomada de decisão.
Nesse prisma, a informação contábil, por vezes, sofria distorções em sua análise, por ser feita
de acordo com as normas e os padrões do lugar de origem da empresa, e não pelos padrões da
localidade da matriz.
As discussões sobre harmonização das normas de contabilidade nasceram no final da década
de 90 e tornaram-se mais acentuadas nos organismos internacionais após as crises cambial e
financeira asiática e russa, pois tais organismos internacionais perceberam a dificuldade em
estabelecer analogia entre as demonstrações financeiras publicadas em diversos países
(SOUZA e COUTINHO, 2007).
A contabilidade começou a modernizar-se com a consolidação do desenvolvimento industrial
e a chegada de investimentos estrangeiros, principalmente em decorrência da influência de
contadores vindos da Inglaterra e dos Estados Unidos, que foram contratados para elaborar
relatórios contábeis de acordo com as regras adotadas nas respectivas matrizes (GREGORY e
OLIVEIRA, 2005).
A evolução da contabilidade aconteceu paralelamente às transformações da sociedade e se
desenvolveu buscando atender ao seu objetivo principal, que é satisfazer a necessidade de
informações dos usuários externos e internos. Ribeiro Filho et al. ( 2009) observam que a
contabilidade é a área do conhecimento humano, formada e alimentada por dois movimentos
cognitivos indissociáveis: (1) o processo criativo-normativo; e (2) o processo descritivopositivo. Esses movimentos são circulares, de forma que um não sobreviverá sem o outro; ao
passo que, andando juntos, a contabilidade ganha em inserção social.
Gouveia (2009), expõe que tanto o investidor quanto o credor de um determinado negócio
apenas estarão aptos a aplicar seus recursos financeiros de posse de informações com nível
excelente de qualidade, pois a linguagem de negócios se dá por meio da informação contábil,
que fornece um panorama da situação econômica e financeira corrente de uma entidade, desde
que os números sejam apresentados de forma padronizada e atenta em respeito aos preceitos
exigidos por normas contábeis nacionais e internacionais, determinados pela origem do
capital de cada empreendimento.
A informação contábil é o instrumento influenciador da tomada de decisão dos diversos
stakeholders. Iudicíbus et al. (2008) salientam que a linguagem contábil é universal e, com a
globalização dos negócios, tornou-se por demais importante para todos os países, não
18
podendo mais ser praticada conforme desejo exclusivo de cada um. A confiança é
fundamental no mundo dos negócios, e a qualidade das normas utilizadas para a elaboração
das informações contábeis faz parte do processo que ajuda na facilitação das operações.
Conhecendo quais normas são utilizadas, todos entenderão melhor a situação em que se
inserem e, consequentemente, terão mais confiança nas informações.
No Brasil, o marco da adequação das Normas Contábeis às Normas Internacionais ocorreu
com a publicação da Lei 11.638/2007, que harmonizou a normatização societária com as
normas internacionais até então regulamentadas pela Lei 6.404/76, ainda vigente.
É
importante ressaltar que a Lei 11.638/2007 alterou, revogou e introduziu apenas alguns
dispositivos à Lei 6.404/76 ― e tais itens modificados são referentes à matéria contábil.
O Conselho Federal de Contabilidade, no exercício de suas atribuições legais e em face da
importância da internacionalização das normas contábeis que vêm levando diversos países a
um processo de convergência de informações contábeis, criou o CPC - Comitê de
Pronunciamentos Contábeis, por meio da Resolução CFC nº 1.055, de 07.10.2005, a qual
estabelece que o CPC têm os seguintes objetivos :
Art.3º. O Comitê de Pronunciamentos Contábeis- (CPC) tem por objetivo o estudo,
o preparo e a emissão de pronunciamentos técnicos sobre procedimentos de
contabilidade e a divulgação de informações dessa natureza, para permitir a emissão
de normas pela entidade reguladora brasileira, visando à centralização e
uniformização do seu processo de produção, levando sempre em conta a
convergência da contabilidade brasileira aos padrões internacionais.
A publicação da Interpretação do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - ICPC 01 –
Contratos de Concessão foi baseada na norma de contabilidade International Financial
Reporting Interpretations Commitee - IFRIC 12 - Service Concession Arrangements e tem
como escopo orientar a forma de aplicar as novas regras societárias (os pronunciamentos
contábeis do CPC) às concessionárias de serviços públicos, com relação aos bens, direitos e
obrigações referentes a seus contratos de concessão. Com a publicação dessa Interpretação,
deu-se início a incansáveis discussões acerca da modelagem societária para as concessionárias
de serviço público alcançados por ela. Como resultado dessas discussões, foi publicada a
Orientação do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - OCPC 05 – Contratos de Concessão,
que basicamente define a quais tipos de concessão deve ser aplicada ICPC-01 e qual modelo a
seguir: ativo financeiro, ativo intangível ou ambos, para os contratos de concessão de geração,
transmissão e distribuição de energia, rodovias e ferrovias. Portanto, após a OCPC 05, o setor
19
de energia padronizou a aplicação da ICPC-01 para a contabilização dos ativos imobilizados,
que passaram a ser tratados como ativos financeiros, pois esse foi o ítem do balanço mais
impactado por essa interpretação.
Diante das mudanças estabelecidas pela ICPC 01, e posteriormente pela OCPC 05, as
mudanças de contabilização nesse segmento econômico, na apresentação dos ativos da
concessão e nas demonstrações contábeis das empresas de energia elétrica geram informações
diferentes das normas e dos procedimentos estabelecidos pelo agente regulador do setor
Elétrico, a ANEEL ― Agência Nacional de Energia Elétrica.
A ANEEL foi criada como parte do processo de reforma do Estado para atuar como órgão
regulador e fiscalizador do setor elétrico. A ação de fiscalização tem por objetivo assegurar
que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de geração,
transmissão e de distribuição de energia cumpram suas obrigações conforme estabelecidas na
legislação, nos contratos de concessão e nos regulamentos emitidos por essa agência. Sua
missão é proporcionar condições favoráveis para o desenvolvimento com base no equilíbrio
entre o mercado de energia e seus agentes em benefício da sociedade (GANIM, 2009).
A ANEEL tem em seu escopo a formulação e a reformulação do plano de contas para as
atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia, que se destina
ao controle dos dados e das informações referentes ao desempenho da concessão e à
permissão.
Nesse contexto, o agente regulador, preocupado com a essência do serviço outorgado,
resolveu instituir a contabilidade regulatória através da Resolução Normativa nº 396 de 23 de
Fevereiro de 2010, por entender que a aplicação das normas societárias impossibilita uma
divulgação adequada das informações contábeis dos ativos vinculados à concessão.
Com a publicação da Resolução Normativa 396, em dezembro de 2010, pela ANEEL, foi
estabelecida a Contabilidade Regulatória para as empresas de energia, sendo assim a prática
contábil societária ICPC 01 não teve aplicabilidade para as concessionárias de energia.
As novas regras impostas estabelecem a necessidade de demonstrações contábeis próprias,
considerando-se as imposições legais contidas na Resolução 396/2010. As empresas de
energia, a partir de 31/12/2011, estão obrigadas a disponibilizar suas informações contábeis
dentro do escopo da legislação societária e regulatória. Tais informações devem ser auditadas
e publicadas até abril de 2012.
Art.7º - Ficam instituídas as Demonstrações Contábeis Regulatórias –
DCR, cujo modelo será estabelecido pela ANEEL, bem como os livros
20
contábeis auxiliares regulatórios, de adoção obrigatória pelas
concessionárias e permissionárias de transmissão e distribuição de energia
elétrica.
Uma das medidas para revitalização do setor elétrico encontradas pelo poder público foi a
normatização da desverticalização do setor para inserir competitividade. O marco regulatório
aconteceu com a publicação da Lei 10.848, de 15 de março de 2004, que introduziu relevantes
modificações e trouxe novas perspectivas, tendo como objetivo a retomada dos investimentos
no segmento de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia (ONS, 2004).
A desverticalização do setor permitiu a inserção do investidor não público na Rede Básica de
Transmissão (SISTEMA INTERLIGADO1). Esse negócio está em seu ápice de atração de
capital, pois, para o país continuar crescendo, é necessário haver investimento em energia e,
em decorrência disso, transporte dessa energia. Diante disso, os olhos do investidor se voltam
para as informações contábeis, que são o guia para a decisão de se investir ou não. Gouveia
(2010) entende que, diante da necessidade de investimento em infraestrutura na transmissão
de energia e da oferta dessa concessão em leilões públicos, o capital privado tem se mostrado
atraente em ampliar seus novos negócios, e para a aquisição desses novos negócios é
necessária uma análise minuciosa das informações contábeis.
O Poder concedente (Estado) estabeleceu os leilões de transmissão de energia como forma de
atrair investimentos para o setor, pois o país precisava de interligação de linhas de transmissão
no sistema elétrico. Sem transmissoras, os novos investimentos em geração de energia seriam
inviáveis e o crescimento da infraestrutura do país precisava expandir-se para atender às
perspectivas de crescimento econômico do governo.
A gestão do negócio tem como pilar a informação contábil, pois ela fornece subsídios
necessários ao bom entendimento da situação financeira e econômica da entidade. Com o
fortalecimento da economia e a necessidade de investimento em infraestrutura, o setor de
transmissão de energia elétrica tem se mostrado atraente ao investidor tanto pela liquidez
quanto pela garantia de retorno do investimento realizado.
A decisão de investir ou não em algum segmento econômico requer conhecimento claro e
objetivo dos retornos que o investimento garantirá. Nesse ponto estratégico, a informação é
um alicerce para as decisões a serem tomadas.
1
SIN- Sistema Interligado Nacional: formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste,
Nordeste e parte da região Norte.
2
USINAS DE GERAÇÃO DESPACHADAS-O despacho elétrico brasileiro é o controle da operação da geração
21
1.2 QUESTÃO DE PESQUISA
A questão de pesquisa se associa às novas mudanças estabelecidas pela Lei 11.638/07 e pela
ICPC 01 - Contratos de Concessão que alteram significativamente as demonstrações contábeis
com as especificidades do setor elétrico de transmissão de energia. Tais mudanças
estabelecem nova estrutura de registro contábil para os ativos imobilizados, que para a
concessão do serviço publico de transmissão é o foco principal do retorno do investimento.
Sendo assim, a análise das informações contábeis sofrerá modificações na base das
informações, como também a gestão operacional e financeira. O gestor das concessões de
transmissão no uso das informações contábeis para tomada de decisão, deverá tomar como
base quais informações? Societárias ou regulatórias? Diante deste cenário, este estudo tem
como questão de pesquisa:
Houve alterações nas informações utilizadas como base para tomada de decisões
gerenciais pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica após a adoção
da ICPC-01 – Contratos de Concessão, que emergiu após as mudanças no ambiente
contábil estabelecidas pela Lei 11.638/2007?
1.3 OBJETIVO GERAL
Este trabalho propôs-se a analisar se houve alterações nas informações utilizadas como base
para tomada de decisões gerenciais pelos gestores das empresas de transmissão de energia
elétrica após a adoção da ICPC-01 – Contratos de Concessão, que emergiu após as mudanças
no ambiente contábil estabelecidas pela Lei 11.638/2007.
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Este trabalho apresenta os seguintes objetivos específicos:
22
I – Conhecer a variação nos indicadores econômicos com base na análise comparativa
das informações divulgadas nas demonstrações contábeis societárias e regulatórias.
II - Conhecer quais informações contábeis são solicitadas com mais frequência pelos
gestores das empresas de transmissão de energia elétrica do Brasil para tomada de
decisão, se seriam Informações Contábeis Societárias ou Regulatórias.
1.5 JUSTIFICATIVAS E CONTRIBUIÇÕES
A principal justificativa para a realização deste estudo vem de uma necessidade percebida na
prática profissional da autora, que possui a experiência de 14 anos atuando no setor elétrico.
Especificamente, verificou-se na solicitação de balancetes regulatórios pelo diretor financeiro
da empresa Alupar Investimento S/A a negação do uso das informações societárias com
adequação da norma ICPC-01 por meio da seguinte frase “essas informações não servem para
nada”. Diante disso, surgiu a curiosidade de se entender motivo pelo qual estariam sendo
excluídas do olhar analítico dos gestores esses demonstrativos contábeis societários. Qual
seria a razão para que os diretores e presidentes estejam rejeitando o uso da norma societária
amplamente discutida no âmbito regulamentar?
Entende-se que o negócio transmissão de energia ainda vai crescer muito no Brasil, muitos
investidores irão aportar seus recursos neste setor e, por esse motivo, julga-se importante que
o investidor, além de conhecer a regulação econômica do segmento, tenha as informações
contábeis confiáveis.
A informação Contábil é importante para a análise de investimento, pois através dela é
possível estabelecer parâmetros para o investidor ter segurança do investimento e, com isso,
ter condições de conhecer o negócio e o seu retorno através de projeções futuras, portanto, o
uso das informações corretas para o negócio é estratégico para a tomada de decisões.
Entende-se que esta pesquisa contribuirá para fomentar a discussão sobre a adoção da norma
societária ICPC-01 para as empresas de transmissão de energia no Brasil.
Portanto, dessa forma, espera-se que o estudo contribua para alavancar no meio acadêmico e
normativo a discussão sobre a reversão da adoção da norma societária ICPC-01 – Contratos
de Concessão para as empresas de Transmissão de Energia Elétrica no Brasil.
23
2 REFERENCIAL TEÓRICO
O referencial teórico está baseado nas legislações do setor elétrico, nas interpretações e
orientações do CPC - Comitê de Pronunciamentos Contábeis e na revisão dos trabalhos sobre
o tema publicados no Brasil.
2.1 O SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA DO BRASIL – ASPECTOS GERAIS
Um dos Parâmetros para que o país seja considerado desenvolvido é a observação da
facilidade de acesso da população aos serviços de infraestrutura, como saneamento básico,
transportes, telecomunicações e energia. A energia é fator determinante para o
desenvolvimento econômico e social. De todos os segmentos da infraestrutura, o serviço
público de energia é o mais universalizado, pois deve possibilitar o acesso à energia e seu uso
para todos. A incidência dos consumidores não atendidos está diretamente relacionada à sua
localização e às dificuldades físicas ou econômicas quanto à acessibilidade à rede elétrica. É
importante considerar que as cinco regiões do Brasil - sul, sudeste, centro-oeste, norte e
nordeste - têm características próprias o que as diferenciam muito entre si. Essas diferenças
bem acentuadas definem o modelo criado para os sistemas de geração, transmissão e
distribuição que possibilitam o acesso da população à rede elétrica (ATLAS - ANEEL, 2008).
Até a década de 90, existia apenas uma tarifa única de energia elétrica no Brasil, que garantia
a remuneração das concessionárias, independentemente do seu grau de eficiência. Esse
modelo tarifário não incentivava a busca pela eficiência das empresas de energia,
considerando-se que todo seu custo era repassado ao consumidor. Em 1993, com a edição da
lei nº 8.631, as tarifas passaram a ser fixadas por empresa, conforme características regionais
e específicas de cada área de concessão (ATLAS - ANEEL, 2008).
Os componentes
regulatórios que fazem parte da tarifa, também chamados “custos não gerenciáveis”, são
especificados na Figura 1.
24
Figura 1 - Componentes da fatura de energia
Fonte: Aneel, 2008.
O modelo de negócios do setor de energia elétrica passou por duas grandes mudanças desde a
década de 90. A primeira deu-se com a privatização das companhias Distribuidoras de
Energia e teve início com a lei nº 9.427, de dezembro de 1996, que instituiu a ANEEL e
determinou que a exploração dos potenciais hidráulicos fosse concedida por meio de
concorrência ou leilão, em que o maior valor oferecido pela outorga (Uso do Bem Público)
determinaria o vencedor. A segunda ocorreu em 2004, com a introdução do novo modelo do
setor elétrico, que teve como objetivos principais: garantir a segurança no suprimento;
promover a modicidade tarifária; e promover a inserção social, em particular pelos programas
de universalização (“luz para todos”, “luz no campo”). Sua implantação marcou a retomada
da responsabilidade do planejamento do setor de energia elétrica pelo Estado (ATLAS ANEEL, 2008).
Uma das principais alterações promovidas em 2004 foi a substituição do critério utilizado
para concessão da geração de energia e novos empreendimentos de geração. Passou a vencer
os leilões o investidor que oferecesse o menor preço para a venda da produção das futuras
usinas. Além disso, o novo modelo estabeleceu dois ambientes para a celebração de contratos
de compra e venda de energia: o ambiente de contratação regulada (ACR), exclusivo para
geradoras e distribuidoras, e o ambiente de contratação livre (ACL), do qual participam
geradoras, comercializadoras, importadoras, exportadores e consumidores livres. A nova
estrutura seguiu os parâmetros das estruturas de negócio existentes na década de 90, quando o
setor passou pelo movimento de liberalização após mais de cinquenta anos de controle estatal.
Até então, a maioria das atividades era estritamente regulamentada e as companhias
operadoras eram controladas pelo Estado (Federal e Estadual) e verticalizadas (atuavam em
geração, transmissão e distribuição) (ATLAS - ANEEL, 2008).
A reforma trouxe mudanças severas e exigiu a cisão das companhias em geradoras,
transmissoras e distribuidoras. As atividades de distribuição e transmissão continuaram
totalmente regulamentadas, mas a produção das geradoras passou a ser negociada no mercado
livre – ambiente no qual as partes compradora e vendedora são livres para estabelecer entre si
25
as condições por meio de contratos bilaterais. Foram constituídas, também na década de 90,
novas entidades para atuar no novo ambiente institucional do setor elétrico: além da ANEEL,
criaram-se o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e o Mercado Atacadista de
Energia (MAE). A ANEEL sucedeu o Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
(DNAEE), uma autarquia vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME).
O ONS, entidade de direito privado e autônoma que substituiu o GCOI (Grupo de Controle
das Operações Integradas), subordinado à Eletrobrás, é responsável pela coordenação da
operação das usinas e redes de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN). Para tanto,
realiza estudos e projeções com base em dados históricos, presentes e futuros da oferta de
energia elétrica e do mercado consumidor. Para decidir quais usinas devem ser despachadas 2,
opera o Newave, programa computacional que, com base em projeções, elabora cenários para
a oferta de energia elétrica. O mesmo programa é utilizado pela Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica (CCEE), para definir preços a serem praticados nas operações de Curto
Prazo do Mercado Livre (ATLAS-ANEEL, 2008).
Com relação ao MAE - Mercado Atacadista de Energia, sua constituição foi relacionada à
criação do mercado livre em 2004, no entanto, com a implantação do Novo Modelo, foi
substituído pela CCEE. No mesmo ano, o MME criou a Empresa de Pesquisa Energética
(EPE), com a missão principal de desenvolver os estudos necessários ao planejamento da
expansão do sistema elétrico.
O modelo implantado em 2004 restringiu ― mas não extinguiu ― o mercado livre que, em
2008, respondia por cerca de 30% da energia elétrica negociada no país. Além disso, manteve
inalteradas, porém em permanente processo de aperfeiçoamento regulatório, as bases da
distribuição e transmissão de energia (ATLAS-ANEEL 2008).
O cumprimento dos contratos de concessão e as atividades desenvolvidas pelas
concessionárias de energia são regulados e fiscalizados pela ANEEL. O objetivo dessa
agência é, de um lado, assegurar ao consumidor o pagamento de um valor justo e o acesso a
um serviço contínuo e de qualidade e, de outro, garantir à distribuidora o equilíbrio
econômico-financeiro necessário ao cumprimento do contrato de concessão.
2
USINAS DE GERAÇÃO DESPACHADAS-O despacho elétrico brasileiro é o controle da operação da geração
de energia elétrica no brasil pelo ONS (Operador Nacional do Sistema) que é responsável por este despacho.
Despacho da energia gerada consiste na definição de quais usinas devem entrar em operação e quais devem ficar
de reserva de modo a manter, permanentemente, o volume de produção igual ao de consumo (ONS).
26
Com relação à geração e à transmissão de energia elétrica, o país conta com um sistema
(conjunto composto por usinas, linhas de transmissão e ativos de distribuição) que controla
todo o fluxo de energia disponibilizada entre os agentes: o Sistema Interligado Nacional
(SIN). Essa imensa “Rodovia Elétrica” abrange a maior parte do território brasileiro e é
constituída pelas conexões realizadas ao longo do tempo, de instalações inicialmente restritas
ao atendimento exclusivo das regiões de origem: Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte
da região Norte. Além disso, há diversos sistemas de menor porte, não conectados ao SIN, e,
por isso, chamados de sistemas isolados, que se concentram principalmente na região
amazônica, no Norte do país. Isso ocorre porque as características geográficas da região,
compostas por floresta densa e heterogênea, além de rios caudalosos e extensos, dificultaram
a construção de linhas de transmissão de grande extensão que permitiriam a conexão ao SIN.
Estão sendo feitos leilões, desde de 2011, para concessão de transmissão com o objetivo de
interligar ao SIN o sistema isolado (ATLAS-ANEEL, 2008).
2.1.1 Sistema dos Leilões e Mercado Livre
O MME determina a data dos leilões, que são realizados pela ANEEL e pela CCEE. Por meio
de portaria, fixa o preço teto para o Mwh (Megawatt) a ser ofertado, considerando-se a fonte
da energia: térmica ou hídrica. Como as geradoras entram em “pool” (ou seja, a energia não é
individualizada), a prioridade é dada ao vendedor que pratica o menor preço. Os valores
máximos devem ser iguais ou inferiores ao preço teto (ATLAS-ANEEL, 2008).
Os leilões são divididos em duas modalidades principais: energia existente e energia nova. A
primeira corresponde à produção das usinas que já estão em operação e, por esse motivo, os
volumes de energia contratados são entregues em um menor prazo (A-1). A segunda refere-se
à produção de empreendimentos em processo de leilão das concessões e de usinas que já
foram outorgadas pela ANEEL e estão em fase de planejamento ou construção. Nesse caso, o
prazo de entrega geralmente é de três ou cinco anos (A-3 e A-5), pois o empreendimento
necessita de um tempo para construir e disponibilizar a energia garantida nos leilões. É
importante salientar que existem os leilões de ajustes e os leilões de reserva. Nos leilões de
ajustes as distribuidoras complementam o volume necessário ao atendimento do mercado
(visto que as compras de longo prazo são realizadas com base em projeções), desde que ele
não supere 1% do volume total. Com relação aos leilões de reserva, o objeto de contratação é
27
a produção de usinas que entrarão em operação apenas em caso de escassez (atendimento
emergencial) da produção das usinas convencionais (basicamente hidrelétricas).
Os leilões são realizados com antecedência de vários anos do início da produção de energia
pelas geradoras e disponibilizada no sistema. Eles funcionam como indicadores do cenário da
oferta e da procura no médio e longo prazo para a EPE e são muito importantes no
fornecimento de variáveis para a elaboração do planejamento. Para os investidores em
geração e para as distribuidoras, os leilões proporcionam maior segurança nos cálculos de
fluxo de caixa futuro e permitem a visualização das receitas de vendas e custos de suprimento
ao longo do tempo.
No Ambiente de Contratação Regulada (ARC), as distribuidoras participam como
compradoras, pois essa é a única forma de contratação de grandes volumes de suprimento de
energia para o longo prazo. As geradoras são as vendedoras dessa energia elétrica. O início da
entrega é previsto para ocorrer um, três ou cinco anos após a data de realização do leilão (que
são chamados, respectivamente, de A-1, A-3 e A-5).
No mercado livre ou ACL, vendedores e compradores negociam entre si as cláusulas do
contrato, como preço, prazo e condições de entrega. Da parte vendedora, participam as
geradoras enquadradas como PIE (Produtores Independentes de Energia). A parte compradora
é constituída por consumidores com demanda superior a 0,5 Mwh (Megawatt) que adquirem a
energia elétrica para consumo próprio. As transações geralmente são intermediadas pelas
empresas comercializadoras de energia, também constituídas na década de 90 com a
desverticalização do setor, e que têm por função favorecer o contato entre as duas pontas e dar
liquidez a esse mercado (ATLAS-ANEEL, 2008).
2.1.2 Operações de Curto Prazo
Os prazos dos contratos podem chegar a vários anos. O Comprador que participa das
operações de curto prazo tem como base para a compra de energia, as projeções de consumo,
e o vendedor projeta o volume que irá produzir de acordo com as determinações do ONS.
Assim, nas duas pontas podem ocorrer diferenças entre o volume contratado e o efetivamente
medido ou consumido. O acerto dessa diferença é realizado por meio de operações de curto
prazo no mercado “spot” abrigado pela CCEE, que tem por objetivo fazer com que, a cada
28
mês, as partes “zerem” as suas posições por meio da compra ou da venda da energia elétrica.
Os preços para esse mercado “spot” são fornecidos pelo programa Newave e variam para cada
uma das regiões que compõem o SIN, de acordo com as disponibilidades de energia elétrica
(ATLAS-ANEEL, 2008).
A CCEE também é responsável pela liquidação financeira dos contratos “spot”. Inicialmente
essa foi sua única função; posteriormente, passou a ser responsável também pela
operacionalização de parte dos leilões de venda de energia, junto à ANEEL.
A Estrutura institucional do setor elétrico é composta pelas políticas de regulação e
fiscalização, mercado e agentes institucionais, conforme especificado na Figura 2.
Figura 2 - Estrutura Institucional do Setor Elétrico
Fonte: Atlas – Aneel, 2008.
29
2.1.3 O Sistema Interligado Nacional (SIN)
O SIN abrange as regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte do Norte. Apresenta
tamanho e características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial. O sistema de
produção e transmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidrotérmico de grande
porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários. Apenas
uma pequena parcela da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do
SIN, em pequenos sistemas isolados, localizados principalmente na região amazônica.
O ONS é responsável pela coordenação e pelo controle de operação do SIN, realizados pelas
companhias geradoras e transmissoras, sob fiscalização e regulação da ANEEL. O principal
benefício dessa integração e operação coordenada é permitir a possibilidade de troca de
energia elétrica entre as regiões do brasil.
Em razão do tamanho do Brasil, um país continental e com diversidade climática entre suas
regiões, a integração do sistema permite que o período de estiagem de uma região possa
corresponder ao período chuvoso de outra e, dessa forma, a localidade em que os
reservatórios estejam mais cheios enviem energia para a outra, na qual os lagos estejam mais
vazios, possibilitando, assim, a preservação dos “estoques de energia”, represados sob a forma
de água.
O Sistema Interligado está em contínuo processo de expansão, o que permite tanto a conexão
de novas grandes geradoras e transmissoras de energia quanto a integração de novas regiões
ao sistema.
2.1.4 O Sistema Isolado
Esse sistema tem como característica predominante o abastecimento por usinas térmicas
movidas a óleo diesel e óleo combustível ― mas tais indústrias, em menor escala, também
recebem energia da geração de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH), Centrais Geradoras
Hidrelétricas (CGH) e Termelétricas movidas a Biomassa. Esse sistema localiza-se na região
Norte, nos estados do Amazonas, Roraima, Acre, Amapá e Rondônia. Por não estarem
interligadas ao SIN, são chamados de Sistemas Isolados, devido a suas peculiaridades
geográficas em decorrência da região em que se encontram e por não permitirem o
30
intercambio de energia elétrica com outras regiões. Os novos leilões de energia para a
transmissão têm o desafio de interligar ao SIN essa região isolada do sistema (ATLASANEEL, 2008).
Os sistemas isolados apresentam custos de geração superiores ao SIN, devido à
predominância da geração de energia térmica no sistema. As dificuldades de logística e de
abastecimento dessas localidades são os principais componentes para a pressão dos preços de
frete dos combustíveis, dentre os quais se destaca o óleo diesel. A Conta de Consumo de
Combustíveis Fósseis (CCC) foi criada pelo governo federal como um encargo setorial para
subsidiar o custo da energia térmica desse sistema na compra de óleo diesel e óleo
combustível. Esse encargo setorial é cobrado de todos os consumidores de energia elétrica do
país, exceto das regiões isoladas, e está embutido na tarifa de fornecimento de energia elétrica
faturado mensalmente pelas distribuidoras. Esse benefício à população atendida por esse
sistema tem como objetivo assegurar consumidores do Sistema Isolado os mesmos benefícios
de que usufruem os consumidores do SIN aos (ATLAS-ANEEL, 2008).
2.1.5 Empresa de Pesquisa Energética
É uma instituição técnica especializada, que tem como principal objetivo o desenvolvimento
de estudos necessários para que seja efetuado o planejamento do setor de energia.
A EPE no desenvolvimento de suas atividades poderá estabelecer contratos de prestação de
serviços com quaisquer pessoas físicas ou jurídicas ou ainda formar convênios de cooperação
técnica e financeira, objetivando sempre a economicidade institucional, observando-se sempre
os princípios constitucionais da administração pública: princípios da legalidade,
impessoalidade, da moralidade, da publicidade e da eficiência (ONS, 2008).
2.1.6 A Desverticalização do Setor Elétrico
A segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição do setor elétrico foi de
vital importância tanto para estimular a competitividade no âmbito da geração e
comercialização quanto para aprimorar o sistema de regulação dos segmentos monopolizados
(Transmissão e Distribuição).
31
A desverticalização objetivou a preservação da identidade de cada concessionária, permitindo
o equilíbrio econômico financeiro, a transparência da gestão. Além disso, serviu para garantir
à sociedade e ao mercado conhecimento acerca dos resultados de cada concessão.
Note-se que a lei 10.848 de 15 de março de 2004, conhecida como Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico, promoveu alterações importantíssimas e estruturais no setor de energia. Seu
principal objetivo foi proporcionar ao investidor do setor mais segurança para realizar seus
investimentos, assegurando o fornecimento de energia elétrica por meio de processos
licitatórios.
Principais mudanças introduzidas por essa lei:
1- Foram criados dois ambientes para comercialização de energia: o primeiro mercado
atenderia à venda para as distribuidoras que mantêm consumidores cativos, formando
o ambiente de contratação regulada; no segundo, voltado para os demais agentes do
setor (produtores independentes, consumidores livres e agentes comercializadores),
verifica-se a competição entre os agentes, pois esse é o ambiente de contratação livre;
2- As distribuidoras devem adquirir energia suficiente para atender a 100% de sua
demanda;
3- Algumas atividades da distribuição foram restringidas, de forma a assegurar que
essas empresas se concentrem apenas no serviço objeto da concessão, ou seja, em
garantir eficiência e confiabilidade ao consumidor cativo, evitando impactos, na tarifa,
de custos de atividades que não sejam a da concessão;
4- Toda energia comercializada em contratos deve ter garantia física de lastro da
geração;3
5- As distribuidoras devem, obrigatoriamente, adquirir energia exclusivamente por
meio de leilões promovidos pela ANEEL;
6- Deve-se respeitar os contratos estabelecidos anteriores a essa lei, para garantia da
segurança jurídica a todas as operações realizadas antes de sua promulgação.
3
Lastro da geração: garantia física da energia gerada por uma usina.
32
2.1.7 Ministério de Minas e Energia
O Setor de Energia Brasileiro tem como principal regulador o Ministério de Minas e Energia,
que atua em nome do Governo Federal como poder concedente e tem como atribuição
estabelecer diretrizes, formular e implementar políticas para o setor energético, monitorar a
segurança do suprimento de energia, definir quais ações preventivas devem ser feitas para
restauração da segurança do suprimento em caso de desequilíbrios conjunturais de oferta e
demanda.
2.1.8 Geração de Energia
O Brasil inaugurou sua primeira geradora de energia no ano de 1883, uma unidade
termelétrica com capacidade de 52 Kw, movida a lenha, que alimentava 39 lâmpadas na
cidade de Campos, Rio de Janeiro. Naquele mesmo ano, também inaugurou a primeira
hidrelétrica brasileira em Diamantina, MG (NEOENERGIA, 2008).
A matriz energética do Brasil tem a maior parte de sua potência (instalada e prevista) gerada a
partir de usinas hidrelétricas.
O maior potencial hidrelétrico encontra-se na bacia do Rio Paraná, bacia hidrográfica
próxima à região onde se deu inicio o processo de industrialização do Brasil, motivo pelo qual
recebeu maiores investimentos em infraestrutura, embora o grande potencial disponível de
energia esteja situado nos afluentes do rio Amazonas, na região norte do país, que, devido à
baixa densidade demográfica e econômica, não foi atrativa aos investidores (NEOENERGIA,
2008).
O grande impulso do setor de geração de energia ocorreu durante a década de 70 e o início da
década de 80, a partir dos dois choques do petróleo, em 1973 e 1979, quando a produção de
energia brasileira passou a receber significativos fluxos de investimentos por ser uma fonte de
energia alternativa ao petróleo. Naquele período, o Governo priorizou em suas políticas de
investimento a construção de grandes usinas (NEOENERGIA, 2008).
A construção de grandes usinas exige enormes represas, que numa análise sobre aspectos
técnicos são obras polêmicas e questionáveis por causar sérios problemas ambientais. Além
disso, necessitam de uma extensa e caríssima rede de transmissão de energia. A construção de
pequenas e médias usinas ao longo da área onde se concentrariam os grandes projetos trariam
33
menores impactos ambientais e reduziriam as estruturas e perdas de transmissão
(NEOENERGIA, 2008).
As empresas de geração vendem energia principalmente para as distribuidoras, no entanto
concorrem com elas e com as comercializadoras nas vendas para os consumidores que
possuem demanda igual ou superior a 3MW ( classificados como consumidores livres,
conforme estabelecido na lei nº 9.074/95), independente da tensão de atendimento.
O racionamento de energia que ocorreu no ano de 2001 sinalizou a necessidade de
diversificação da matriz energética do Brasil, para que não dependêssemos apenas da fonte
hidráulica, considerando-se que não tínhamos fonte térmica para suprir a queda de produção
originada pela forte seca e a redução dos reservatórios das hidrelétricas do Brasil.
2.1.9 Fontes de Geração de Energia
A diversificação das fontes de energia é necessária para a segurança do sistema, além de ser
uma forma de incluir fontes limpas na nossa matriz energética.
Novas fontes de energia têm sido regulamentadas pela ANEEL como iniciativas de
diversificar a matriz energética do Brasil:
Hidrelétrica: O custo de implantação desse tipo de empreendimento têm variação em
torno de R$ 2.500 por KW (usinas com capacidade de 500MW) e R$ 5.000 por KW
(PCHs), sendo geralmente financiados com uma parcela relevante de capital de
terceiros a longo prazo, de forma que o serviço da dívida possa ser pago com geração
de caixa do próprio empreendimento ao longo da concessão. Os altos custos
financeiros iniciais do investimento são compensados pelas altas margens EBITDA
alcançadas com o baixo custo de manutenção e a necessidade de remuneração do
capital investido inicialmente (NEOENERGIA, 2008).
A expansão da geração tem acontecido por meio dos leilões feitos pela ANEEL, nos
quais vence aquele que oferecer a menor tarifa pela produção de energia e que possuir
a licença ambiental prévia, pois, posteriormente, deverá atender às condições sócioambientais estabelecidas para garantir a licença de instalação e operação da usina.
Termelétrica: A energia é obtida da queima de combustíveis como carvão, óleo,
derivados do petróleo, gás natural e biomassa (bagaço de cana de açúcar, capim ou
34
casca de arroz, etc). Esse tipo de empreendimento exige, inicialmente, um
investimento menor do que o das hidrelétricas, porém sua margem EBITDA tende a
ser menor em função dos elevados custos de manutenção e dos gastos na compra de
combustíveis. Essa fonte de energia é essencial para diminuir a dependência da fonte
hidráulica de energia, pois reduz o risco de racionamento em caso de redução de
volume de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas. Outro ponto positivo para as
termelétricas é que elas podem localizar-se perto dos centros de grande consumo e,
assim, proporcionar redução de perdas de transmissão e melhorar a qualidade da
energia fornecida (tensão e frequência) (NEOENERGIA, 2008).
Nuclear: Em função da complexidade tecnológica e dos riscos associados ao processo
de queima do urânio (matéria-prima da produção de energia), apenas 1,81% da energia
produzida no Brasil provém dessa fonte de energia. As duas usinas existentes no Brasil
localizam-se em Angra dos Reis, RJ (NEOENERGIA, 2008).
Eólica: Essa fonte de energia originada a partir dos ventos têm sido muito
impulsionada no Brasil por meio do PROINFA- Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas, como forma de diversificar a matriz energética do Brasil. Essas usinas
em operação estão localizadas no Nordeste, Sul e Sudeste do Brasil e têm ampliado a
participação de investimentos nessa fonte alternativa de energia com custos cada vez
mais competitivos devido aos incentivos do governo, o que promoverá um
crescimento significativo nos próximos anos. O crescimento da energia eólica em
2010 atingiu 24,3% da energia instalada, atingindo 2.705 GWh (NEOENERGIA,
2008).
Energia Fotovoltaica (Solar): Essa modalidade de energia têm se apresentado
economicamente viável aos investimentos em regiões remotas ou em pequenas
instalações. No entanto, ainda não há investimentos para produção significativa
(NEOENERGIA, 2008).
Energia das Marés (Maremotriz): Considerada uma fonte de energia alternativa
limpa e sustentável, ainda requer estudos para garantir a viabilidade econômica da
produção (NEOENERGIA, 2008).
A Capacidade instalada de geração elétrica no Brasil por tipo de Usina (MW), de acordo com
as informações publicadas no anuário estatístico de energia elétrica de 2012, estão
especificados na Figura 3.
35
Tabela 1 - Capacidade Instalada de Geração Energia Elétrica
Fonte:Anuário Estatístico de Energia Elétrica, 2012.
O Brasil possui 2.674 empreendimentos de geração de energia em operação, gerando
119.336.047 Kw de potência. Há a previsão, para os próximos anos, de adição de 48.873.892
Kw na capacidade de geração do país, provenientes de 161 empreendimentos que estão
atualmente em construção e 577 outorgados (ANUÁRIO ESTATISTICO, 2012).
2.1.10 Distribuição de Energia
As distribuidoras de energia são empresas de grande porte e representam o elo entre o setor de
energia e a sociedade. Suas instalações recebem das transmissoras toda a energia necessária
para o abastecimento do país. Após a energia ser gerada na usina, trafega numa tensão que
varia de 88 Kv a 750 Kv até chegar às subestações das distribuidoras, onde são rebaixadas em
suas tensões e, por meio de fios condutores, postes e transformadores de distribuição, chegam
à unidade final em 127 Volts ou 220 Volts. Essa regra tem como exceção os consumidores
industriais que, por receberem energia em tensões mais elevadas, têm suas instalações
alimentadas diretamente das subestações da distribuidoras, pela chamada rede de
subtransmissão (ATLAS - ANEEL, 2008).
36
O mercado de distribuição de energia é composto por 63 concessionárias, responsáveis pelo
fornecimento de energia a mais de 61 milhões de consumidores. O controle dessas
companhias pode ser estatal ou privado.
A conexão e o atendimento ao consumidor, qualquer que seja o seu porte, são atendidos pelas
distribuidoras de energia. Além das distribuidoras, também atendem ao consumidor as
cooperativas de eletrificação rural, entidades de pequeno porte, transmitem e distribuem
energia exclusivamente para os associados. A Figura 3, explica todo o caminho percorrido
pela energia desde sua geração até a entrega aos consumidores livres e cativos.
Figura 3 - Relação entre agentes e Consumidores
Fonte:Aneel
As atividades desenvolvidas pelas distribuidoras de energia e o cumprimento do estabelecido
no contrato de concessão são rigorosamente controlados e fiscalizados pela ANEEL. O
principal objetivo da distribuidora é o atendimento ao cliente final, além de desenvolverem
programas especiais e compulsórios com foco no consumidor. Esses programas a que as
distribuidoras estão obrigadas, entre eles o baixa renda (tarifas diferenciadas a consumidores
que atendem a determinadas especificidades de consumo e renda), o luz pra todos
(universalização do consumo de energia) e a regularização da perda de distribuição (roubo de
energia) permitem a inserção social da população mais pobre ao acesso à rede elétrica
(ATLAS - ANEEL, 2008).
As distribuidoras têm em seu escopo a implementação de projetos de eficiência energética e
de P&D (Pesquisa e Desenvolvimento) e devem destinar um percentual de sua receita
operacional líquida a essas atividades, que dependem da autorização da ANEEL para serem
implementadas.
Mensalmente, as distribuidoras enviam as faturas para as residências dos consumidores com o
valor do KWh consumido multiplicado pelo valor da tarifa, que totaliza o valor a pagar por
cliente. Nessa tarifa cobrada pela energia consumida estão inseridos os custos com impostos e
os encargos setoriais, que vão para o governo. Já a parcela que fica com a distribuidora é
37
utilizada para remunerar os acionistas, realizar novos investimentos em expansão e
manutenção da rede de distribuição e cobrir seus custos.
Até a década de 90, essa tarifa era única para todas as concessionárias de distribuição de
energia, independente de sua eficiência. Esse sistema não incentivava a busca pela eficiência,
já que o seu custo era integralmente repassado ao consumidor. Em 1993, com a lei nº 8.631,
as tarifas passaram a ser fixadas por empresa, conforme característica de cada área da
concessão (ATLAS - ANEEL, 2008).
Os encargos setoriais estão embutidos no custo da tarifa, como forma de subsídio com o
propósito de desenvolver e financiar programas voltados para o setor de energia definidos
pelo governo. Seus valores são definidos por resoluções e despachos, para serem recolhidos
dos consumidores por meio da tarifa de energia elétrica.
Alguns encargos têm a finalidade de incentivar a pesquisa para o uso de fontes alternativas de
energia; outros contribuem para a universalização do acesso à energia elétrica e para redução
dos custos das tarifas cobradas em regiões remotas do país, como a região norte, que é
abastecida por usinas a óleo diesel e não está conectada ao SIN, entre outras finalidades.
Portanto, esses encargos setoriais elevam a tarifa e, consequentemente, a capacidade de
pagamento pelo consumidor.
Quadro 1 - Principais encargos inseridos na tarifa de energia
Fonte:Aneel, 2008.
De acordo com a Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, art.21, ficam
desobrigadas a recolher a quota anual da RGR, a partir de 1º de janeiro de 2013, as
concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, as concessionárias de
serviço público de transmissão de energia elétrica, licitadas a partir da publicação desta
38
medida provisória, e as concessionárias de serviço público de transmissão e geração de
energia elétrica, prorrogadas ou licitadas nos termos desta medida provisória. Essa Medida
Provisória é a primeira manifestação da vontade do governo em diminuir o custo da energia
elétrica para o consumidor.
Com relação aos tributos, são compulsórios, determinados por lei e asseguram ao governo
recursos para o desenvolvimento de suas atividades e estão nos custos de energia.
Os contratos de concessão das distribuidoras de energia têm previsão de três mecanismos de
atualização de tarifas: Reajuste anual, Revisão Tarifária e Revisão Tarifária Extraordinária.
O Reajuste Anual estabelece a recomposição dos custos da concessionária de acordo com os
cálculos estabelecidos no contrato de concessão, sendo concedido anualmente, na data de
aniversário do contrato, exceto no ano em que está prevista a Revisão Tarifária.
A Revisão Tarifária é uma verificação mais minuciosa dos custos da concessionária, com a
qual a ANEEL faz uma análise completa dos custos eficientes e da remuneração dos
investimentos prudentes. Esse mecanismo se diferencia do Reajuste Tarifário por ser mais
amplo e, por considerar todos os investimentos e receitas para um novo patamar de tarifa mais
condizente com o mercado e com a estrutura da distribuidora.
A Revisão Extraordinária acontece quando algum motivo imprevisível e justificado ocasiona
algum desequilíbrio econômico-financeiro da concessão ― como exemplo recente, no Brasil,
está o racionamento de energia em 2001.
Para aplicação dos reajustes nas tarifas de energia, os consumidores são identificados por
classes e subclasses de consumo: residencial, industrial, comercial e serviços, rural, poder
público, iluminação pública, serviço público e consumo próprio. Cada classe tem uma
estrutura tarifária distinta, de acordo com suas particularidades de consumo e de demanda de
potência:
Alta Tensão: A1-Tensão de fornecimento igual ou superior a 230 Kv;
A2-Tensão de fornecimento de 88 Kv a 138 Kv;
A3-Tensão de fornecimento de 69 Kv;
A3a-Tensão de fornecimento de 30 Kv a 44 Kv;
A4-Tensão de fornecimento de 2,3 Kv a 25 Kv;
A5-Tensão de fornecimento inferior a 2,3 Kv atendida no sistema subterrâneo
de distribuição e faturada excepcionalmente no grupo A.
39
Baixa Tensão: B1- Residencial e residencial baixa renda;
B2- Rural, cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação;
B3- Demais classes;
B4- Iluminação Pública.
A classificação dos clientes da classe residencial do faturamento das distribuidoras de energia
divide-se em três tipos: monofásico, bifásico e trifásico. O número de fases da ligação da
energia deste consumidor aumenta de acordo com a carga e a demanda da unidade
consumidora e visa a garantir maior qualidade e segurança no fornecimento de energia.
2.1.11 Comercialização de Energia
O agente comercializador de energia elétrica foi instituído pela lei nº 9.427/1996. Trata-se de
um novo tipo de empreendedor que comercializa a energia elétrica sem ser o concessionário
dos equipamentos e instalações. Exerce suas atividades vendendo energia no atacado, pois a
energia no varejo (consumidor final) é exclusividade das distribuidoras de energia. A
atividade de comercialização depende de prévia autorização da ANEEL, conforme art.26 da
lei nº 9.427/1996, que vigorará por um prazo de vinte anos, podendo ser revogada por
solicitação do mesmo ou por infringência às normas estabelecidas que lhes forem aplicadas. A
comercialização de energia elétrica pode compreender a compra, a importação, a exportação e
a venda de energia elétrica a outros comercializadores ou a consumidores livres que tenham
nos termos da legislação a opção de escolher seus fornecedores (GANIM, 2009).
2.1.11 Transmissão de Energia
O Sistema de transmissão é responsável pelo transporte de energia a partir dos centros de
produção até os centros de consumo. A eletricidade geralmente é transmitida a longas
distâncias através de linhas aéreas de transmissão, que compreendem toda a rede que interliga
as geradoras às subestações de distribuição. A Figura 4 mostra a estrutura física das torres de
transmissão de energia.
40
Figura 4 - Transmissora de Energia Elétrica
Fonte: Fotos do autor
As linhas são classificadas quanto ao nível de tensão pelos seguintes grupos:
 Linhas de distribuição: Tensão de 13,8 KV e 34,5 KV.
 Linhas de Alta Tensão (AT): Tensão de 69 KV, 138 KV e 230KV.
 Linhas de Extra Alta Tensão (EAT): Tensão de 345 KV, 500 KV e 765
KV.
As linhas de ultra alta tensão (UAT), com tensão superiores a 765 KV, ainda não existem no
Brasil.
As linhas de transmissão possibilitam as trocas de energia por todo o país, pois tão necessário
quanto a produção de energia elétrica é o seu transporte até os grandes centros consumidores.
Para garantir que a enorme estrutura de transmissão do Brasil opere sem problemas, é
necessário um exaustivo trabalho de manutenção, que inicialmente é feito de forma visual,
percorrendo todo o trajeto da linha e vendo a suas condições. Com base nessa inspeção, é
elaborado relatório de manutenção e enviado às equipes para que sejam feitos os devidos
reparos. A outra forma de análise é através do vibrógrafo, aparelho desenvolvido pelos
pesquisadores da universidade de Londrina com apoio da Eletrobrás, que mede as vibrações
eólicas que afetam as linhas de alta tensão e possibilitam prever as possíveis rupturas nos
41
cabos. A partir dessa inspeção, segue relatório para área de manutenção fazer as devidas
correções na Linha.
A grande extensão do sistema de transmissão brasileiro é explicado pela dimensão continental
do país e por ter as maiores e principais usinas hidrelétricas situadas a longas distâncias dos
centros de consumo. Após deixar a usina, independente do tipo de fonte geradora, a energia
elétrica trafega em tensões que variam entre 13,8 KV (quilovolts) a 750 KV. Nas subestações
próximas ao ponto de entrega4 localizado nas cidades, sua tensão é rebaixada para atender o
consumidor pela rede de distribuição, numa tensão entre 127 a 220 volts.
Até 1999, o Brasil possuía dois subsistemas de transmissão independentes, o sul-sudestecentro-oeste e o norte-nordeste. Isso impactava diretamente na eficiência do sistema devido à
exposição às variações climáticas e energéticas das várias regiões do país. Atualmente, esse
sistema está totalmente interligado, o que permite a contínua e permanente troca de energia
entre as regiões, possibilitando uma operação mais econômica, flexível e segura das
instalações que compõem o Sistema Interligado Nacional.
A expansão do Sistema de Transmissão do Brasil tem ocorrido de forma semelhante à
expansão da geração de energia, através dos leilões públicos realizados pela ANEEL, nos
quais os vencedores são elegíveis pelo critério do menor valor da receita e, no caso da
transmissão, pela menor RAP. O objetivo do marco regulatório tem sido atingido, pois os
leilões têm atraído o investidor privado e o público, e os deságios ofertados pelos
participantes têm sido cada vez maiores, fazendo com que os lucros desse segmento sejam
minimizados e garantindo a modicidade tarifária, que tem como objetivo proporcionar
menores tarifas para o consumidor.
Os projetos para Linhas de Transmissão se caracterizam pelos reduzidos riscos operacionais e
de implantação. Geralmente, a engenharia utilizada na construção é simples, e a tecnologia
dos equipamentos utilizados é internacionalmente conhecida. É importante ressaltar que os
riscos ambientais nesse segmento elétrico é mínimo, se comparados aos riscos do segmento
da geração de energia. Essas características peculiares ao negócio da transmissão foram
institucionalmente desenvolvidas para garantir a atratividade aos investidores.
Importa ressaltar, nesse contexto, que o BNDES tem sido o principal agente financeiro de
longo prazo dos projetos de construção de Linhas de Transmissão de Energia.
4
Ponto de entrega de energia será a conexão do sistema elétrico das concessionárias com as instalações
de utilização de energia do consumidor. (ANEEL)
42
O Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica, por seu turno, é regulado basicamente
por seis tipos de contratos, conforme mostra o Quadro 2:
TIPOS DE CONTRATOS DO SERVIÇO PÚBLICO
DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA
Contrato de
Concessão
CC
Responsável pelas diretrizes regulatórias para construção,
operação e manutenção das LT's;
CPST
Neste contrato ficam estabelecidas as condições de
administração e coordenação da prestação do serviço de
transmissão sob responsabilidade do ONS, que representa as
Transmissoras diante dos usuários do sistema de transmissão
Contrato de
Compartilhamento
de Instalações
CCT
Neste contrato estão contidas todas as regras de comercialização,
procedimentos e técnicas operacionais que vão regular os pontos
de conexão entre os usuários da rede básica e a conexão da
Linha de Transmissão;
Contrato de Uso
do Sistema de
Transmissão
CUST
Neste contrato estão estabelecidas as regras para o uso da Rede
Básica;
Contrato de
Constituição de
Garantia
CCG
Neste contrato estão estabelecidas cláusulas que garantem o
cumprimento das obrigações do Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão.
Contrato de
Prestação de
Serviço de
Transmissão
Quadro 2 - Tipos de Contratos
Fonte:Aneel, 2008.
A Transmissão de Energia é um negócio que não se caracteriza pela venda e a
comercialização de energia. A receita dessa atividade está vinculada a disponibilidade de suas
instalações ao Sistema Nacional Interligado, de acordo com o estabelecido na Lei nº 9.648, de
27 de maio de 1998, que, em seu art. 9º, determina ser de responsabilidade da ANEEL “
regular as tarifas e estabelecer as condições gerais de contratação do acesso e uso dos
sistemas de transmissão”.
Anualmente a ANEEL, por meio de Resolução Homologatória, publicada no ano corrente
para vigência no mês de julho do mesmo ano, define a RAP e a correção dessa receita pelos
índices estabelecidos no contrato de concessão. Essa tarifa, homologada em resolução, deverá
cobrir os custos necessários ao atendimento do serviço de transmissão de forma eficiente.
As concessionárias de transmissão integrantes da rede básica e que se encontram em operação
devem informar mensalmente ao ONS os valores medidos em cada ponto de conexão para
fins de contabilização, orientação do faturamento e operação, de acordo com o estabelecido
pela Resolução 247/1999, art.3º. Essa mesma resolução traz, em seu art.5º, que o uso das
43
instalações de transmissão da rede básica pelos acessantes5 se dará pela celebração de CUST
com o ONS; para se conectarem às instalações de transmissão devem celebrar CCT com as
concessionárias detentoras dessas instalações, sempre com a intervenção do ONS, conforme
estabelecido no art.6º dessa mesma resolução.
Após a medição de demanda de potência em todos os pontos de conexão dos acessantes, as
concessionárias de transmissão de energia deverão informar esses valores à ONS, que, na
posse dessa informação, efetuará a administração da cobrança, da liquidação dos encargos,
emitirá avisos de débito aos acessantes do sistema e aviso de crédito às transmissoras
calculados mensalmente com base no duodécimo da RAP. No entanto, é de responsabilidade
da transmissora a emissão mensal dos documentos de cobrança com o valor cabível a cada
acessante, conforme os valores constantes do aviso de crédito enviado pelo ONS. O ONS
enviará a cada acessante um documento de cobrança pelo serviço prestado na cobrança e
liquidação dos encargos.
A RAP é a remuneração que as transmissoras recebem para disponibilizar o transporte de
energia ao operador nacional do sistema elétrico e prestar o serviço público de transmissão
aos usuários acessantes.
De acordo com a Resolução Normativa nº 230/2006, o reajuste da RAP é realizado
considerando-se:
1 – Para as transmissoras que celebraram contrato de concessão até 2006, a RAP é
atualizada com base no índice geral de preços do mercado (IGP-M) da Fundação
Getúlio Vargas (FGV).
2- Para as transmissoras que celebraram contrato de concessão assinados a partir de
2006, a RAP é atualizada com base no índice de preços ao consumidor amplo (IPCA)
do instituto brasileiro de geografia e estatística (IBGE).
A RAP do serviço público de transmissão de energia elétrica concedido é fixada pelo preço da
proposta vencedora da licitação e preservada pelas regras de revisão tarifária previstas na Lei
nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, no edital e no contrato de concessão. É resultante do
resultado positivo da oferta vencedora da licitação (modalidade leilão).
5
Acessantes do sistema elétrico: Consumidor, Central geradora, distribuidora, agente importador ou
exportador cujas instalações se conectem ou injetem potência ativa no sistema elétrico (PRODIST-ANEEL,
01/01/2011).
44
A RAP é definida no valor da proposta financeira vencedora do leilão, sendo que a partir do
16º (décimo sexto) ano até o final do prazo da concessão (30 anos), a RAP é de 50%
(cinquenta por cento) da RAP do 15º (décimo quinto ano).
Para o cálculo da RAP é necessário inicialmente considerar o investimento do negócio que
deve ser estabelecido no projeto. Tais investimentos associados aos projetos devem ter as
premissas regulatórias e o retorno esperado pelo investidor.
De posse do valor do investimento inicial é preciso ajustá-lo de maneira a levar em
consideração a estrutura de desembolsos financeiros ao longo da fase de construção do
empreendimento, que é a fase pré-operacional da obra.
Um projeto de construção de um empreendimento de transmissão de energia elétrica passa
pelas seguintes etapas:
(1) Determinação dos valores do orçamento do investimento (obra) pela
ANEEL;
(2) Assinatura do contrato de concessão entre a ANEEL e a empresa vencedora
da licitação;
(3) Construção;
(4) Operação;
(5) Fim da Concessão;
(6) Reversão das Instalações ao Poder Concedente.
O início das operações ocorre, em média, 24 meses após a assinatura do contrato, e a empresa
passa então a fazer jus à RAP, pelo prazo da concessão. Essa receita será reajustada
anualmente, a partir da assinatura do contrato de concessão, no mês de julho de cada ano.
Além disso, a RAP será reajustada pelo índice definido em contrato.
A ANEEL busca estabelecer mecanismos para repassar aos consumidores os possíveis ganhos
de alavancagem financeira. Com isso, será assegurado o repasse ao consumidor dos ganhos
eventualmente obtidos com o financiamento. Por outro lado, também assegura ao investidor
que as variações na taxa de juros de capital de terceiros (positivos ou negativos) serão
repassados para a RAP, o que certamente reduz o risco do investimento.
45
Os encargos setoriais e tributários embutidos na RAP foram considerados os contidos na
Legislação e nos contratos de concessão.
RGR
TFSEE
P&D
Encargo
Quota Anual de Reserva Global
de Reversão
Taxa de Fiscalização dos
Serviços de Energia Elétrica
Pesquisa e Desenvolvimento
Taxa
2,5%
0,5%
1,0%
Amparo Legal
Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971
Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de
1996
Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998
Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de
1996
Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000
Quadro 3 - Encargos setoriais considerados na RAP
Fonte: ONS, 2012.
Encargos Tributários são inclusos na RAP. considerando–se o regime de tributação da
transmissora e o enquadramento do investimento no REIDI.
Regime
Cumulativo
Regime Não
Cumulativo
COFINS
3,00%
7,60%
PIS/PASEP
0,65%
1,65%
3,65%
3,65%
9,25%
7,74%
Tributo
Contribuição para o Financiamento
da Seguridade Social
Programas de Integração Social e de
Formação do patrimônio do Servidor
Público
PIS/COFINS - Nominal (Enquadramento no REIDI)
PIS/COFINS - Aliquota Regulatória
Quadro 4 - Encargos Tributários
Fonte: ONS, 2012.
Todos os agentes da transmissão de energia, após ativação técnica de todos os equipamentos
instalados nas linhas e subestações, devem mensalmente enviar medições à ONS, para que
sejam feitos os faturamentos de todos os agentes que fazem parte da Rede Básica de
Transmissão de Energia Elétrica no Brasil. O Quadro 5 apresenta todos os agentes de
transmissão cadastrados no ONS.
46
CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
Afluente Geração e Transmissão de Energia Elétrica S.A.
Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. – ERTE
Amazônia – Eletronorte Transmissora de Energia S.A. – AETE
Everecy Particiapações Ltda.
ARTEMIS Transmissora de Energia S.A.
Expansion Transmissão de Energia Elétrica Ltda. – EXPANSION
ATE Transmissora de Energia S.A. – ATE
Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo Ltda. - ETIM
ATE II Transmissora de Energia S.A. – ATE II
Furnas Centrais Elétricas S.A. – FURNAS
ATE III Transmissora de Energia S.A. – ATE III
Integração Transmissora de Energia S.A - INTESA
ATE IV – São Mateus Transmissora de Energia S.A. – ATE IV
Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A – IEMG
ATE V – Londrina Transmissora de Energia S.A. – ATE V
Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. - IENNE
ATE VI - Campos Novos Transmissora de Energia S.A – ATE VI
Interligação Elétrica Pinheiros S.A. – IE PINHEIROS
ATE VII – Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. – ATE VII
Interligação Elétrica Serra do Japi S.A.
BRASNORTE Transmissora de Energia S.A.
Interligação Elétrica Sul S.A. – IESUL
BRILHANTE Transmissora de Energia S.A.
IRACEMA Transmissora de Energia S.A.
Cachoeira Paulista Transmissora de Energia S.A. – CPTE
Itumbiara Transmissora de Energia Ltda – ITE
CATXERÊ Transmissora de Energia S.A.
Jauru Transmissora de Energia S.A. - JTE
CELG Geração e Transmissão S.A.
LIGHT Energia S.A.
CEMIG Geração e Transmissão S.A.
Linhas de Transmissão ITATIM Ltda.
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – ELETRONORTE
LT Triângulo S.A.
CIEN - Companhia de Interconexão Energética
Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica S.A – LUMITRANS
Companhia de Transmissão Centroeste de Minas
NTE – Nordeste Transmissora de Energia S.A.
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT
Pedras Transmissora de Energia Ltda. – PEDRAS
Companhia Hidro Elétrica do São Franscisco – CHESF
Poços de Caldas Transmissora de Energia S.A. - PCTE
Companhia Transirapé de Transmissão – TRANSIRAPÉ
Porto Primavera Transmissora de Energia Ltda – PPTE
Companhia Transleste de Transmissão – TRANSLESTE
Ribeirão Preto Transmissora de Energia S.A. – RPTE
Companhia Transudeste de Transmissão – TRANSUDESTE
Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. - RS ENERGIA
Copel Geração e Transmissão S.A. – COPEL
SE Narandiba S.A.
Coqueiros Transmissora de Energia Ltda
Serra da Mesa Transmissora de Energia Ltda. - SMTE
CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista
Serra Paracatu Transmissora de Energia Ltda.- SPTE
ELETROSUL Centrais Elétricas S.A. – ELETROSUL
STC - Sistema de Transmissão Catarinense S/A
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE
STE - Sul Transmissora de Energia S.A.
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. – EBTE
STN – Sistema de Transmissão Nordeste S.A.
Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. – ECTE
Transenergia Renovável S.A. - TER
Empresa de Transmissão de Energia do Alto Uruguai S.A. – ETAU
Transmissora Aliança de Energia Elétrica – TAESA
Empresa de Transmissão de Energia do Mato Grosso S.A. – ETEM
Transportadora Matogrossense de Energia - TME
Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. – ETES
Uirapuru Transmissora de Energia S.A.
Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE
Vila do Conde Transmissora de Energia Ltda. – VCTE
Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. – ETEP
Quadro 5 - Agentes de Transmissão
Fonte:ONS,2012.
A Transmissão de Energia no Brasil precisa melhorar na qualidade do transporte e expansão
no escoamento da energia gerada. Por ser um investimento com baixo risco e de alta liquidez,
47
os leilões para adquirir essas concessões de novas transmissoras têm atraído o investidor
público e privado.
O investidor privado que se destaca nesse cenário é o Grupo Alupar Investimento S/A, uma
holding com atuação no segmento de Geração e Transmissão de Energia elétrica no Brasil e
na América Latina. No segmento de Transmissão Elétrica no Brasil, é a quarta maior
companhia em termos de Receita Anual Permitida, sendo a de maior controle nacional
privado.
2.2 A ADOÇÃODA ICPC-01 E A NOVA ESTRUTURA CONTÁBIL DAS
EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA
A transmissão de energia elétrica, por ser um serviço público outorgado através de contrato de
concessão, está obrigada pela lei societária a publicar suas demonstrações contábeis com as
alterações provenientes da ICPC-01-Contratos de Concessão. Diante dessa compulsoriedade,
as demonstrações contábeis contêm em suas estruturas as novas mudanças que introduziram
uma nova ótica para o negócio, uma visão analítica diferente da que o público dessas
informações estava acostumado.
2.2.1 Adoção do ICPC 01 nas empresas de transmissão de energia elétrica
As empresas de transmissão de energia elétrica estão subordinadas às regras do poder
concedente e recebem delegação para a prestação do serviço público de transmissão de
energia, iniciada a partir da assinatura do contrato de concessão. As normas para outorga e
prorrogação das concessões dos serviços públicos estão normatizadas pela Lei nº 8.987, de
13/02/1995, complementada pela Lei nº 9.047, de 07/07/1995, que tratou diretamente de
assuntos específicos para o setor elétrico. As empresas de transmissão, por serem
concessionárias de serviço público, têm a obrigatoriedade para fins societários da adoção das
regras emitidas pelo CPC - Comitê de Pronunciamentos Contábeis e, para fins regulatórios,
devem atender às determinações legais do agente regulador - ANEEL.
48
O International Accounting Standards Board (IASB) emitiu a IFRIC 12, que é a
normatização para os contratos de concessão, publicado pela European Commission
(Comissão Européia) e pelo Parlamento Europeu, em junho de 2008, com aplicação
obrigatória retroativa a partir de janeiro de 2008. No Brasil, essa norma foi instituída com a
publicação da lei 11.638/2007 e divulgada pelo CPC - Comitê de Pronunciamentos Contábeis.
Com relação à IFRIC 12, Ernst & Young e Fipecafi (2010, p. 172), antes de sua aplicação
no Brasil, expuseram seus questionamentos sobre a norma conforme os seguintes pontos:
[...] não fornecem orientações específicas às concessionárias (operadoras)
acerca de questões:
a) A concessionária deve registrar a infraestrutura do serviço público
existente?
b) A concessionária deve contabilizar a infraestrutura de serviço público
por ela adquirida ou construída?
c) A concessionária deve contabilizar a contraprestação por ela recebida
segundo os termos do acordo, ou seja, caixa e equivalentes de caixa e
outros itens sobre direitos sobre a infraestrutura?
d) A concessionária deve contabilizar as obrigações assumidas segundo os
termos do contrato?
A indústria de energia (Distribuição, Transmissão e Geração) foi bastante afetada em seus
processos contábeis após a publicação da ICPC 01. Muitas discussões foram feitas com os
órgãos reguladores, agentes do setor e empresas de auditoria com o propósito de esclarecer o
tipo de contrato que estaria no escopo dessa norma. Por fim, chegou-se a um consenso sobre o
tema e, a partir de então, foi emitida a orientação OCPC 05, que estabeleceu o modelo que
melhor reflete os negócios de serviço público de energia concedido.
Aplica-se a ICPC 01 a entidades privadas de serviço público, caso:

O concedente controle ou regulamente quais serviços o Concessionário deve
prestar com a infraestrutura, a quem os serviços devem ser prestados e o seu preço;e

O concedente controle – por meio de titularidade, usufruto ou de outra forma –
qualquer participação residual significativa na a infraestruturano final do prazo da
concessão.
Aplica-se também:

À infraestrutura construída ou adquirida junto a terceiros pelo concessionário
para cumprir o acordo de prestação de serviços; e
49

À infraestrutura já existente, por meio da qual o concedente dá acesso ao
concessionário para efeitos do acordo de prestação de serviços.
As alterações introduzidas por essa interpretação alteram a contabilização dos ativos
imobilizados e da Receita de Transmissão. As transmissoras disponibilizam suas instalações
para a operação do SIN, firmando o contrato de prestação de serviços de transmissão- CPST
com o ONS e, em contrapartida, recebem uma RAP, independente do fluxo de energia que
passa por suas instalações e, portanto, as instalações e a remuneração recebidas pela RAP são
consideradas ativos financeiros à medida que têm o direito contratual de receber dinheiro ou
outro ativo financeiro do concedente.
A IFRIC 12- ICPC 01 estabelece o entendimento para a atividade de transmissão de energia,
classificando o ativo financeiro como Empréstimo e Recebíveis. Como composição dos
custos, têm-se (i) a capitalização do custo de empréstimo, que não deve ser considerada no
imobilizado; (ii) a variação na taxa efetiva deverá ser ajustada diretamente no resultado no
momento em que for apurada a diferença entre o realizado e o orçado. O reajuste da RAP
deve ser mensal.
Em virtude das discussões dos agentes reguladores e dos concessionários sobre a ICPC 01, o
CPC editou a Orientação Técnica OCPC 05, com a finalidade de esclarecer dúvidas quanto à
adoção da Interpretação Técnica ICPC 01 - Contratos de Concessão pelas empresas reguladas
brasileiras.
A atividade de transmissão, que é o foco deste trabalho, apresenta as seguintes características
em seus contratos de concessão:
a)
As empresas de transmissão têm a obrigação contratual de construir, operar, e manter
a infraestrutura. A obrigação da construção da infraestrutura pode estar caracterizada de forma
implícita ou explícita no contrato de concessão;
b)
A maioria dos contratos tem o prazo de concessão por 30 anos;
c)
Na média, a vida útil econômica estimada do conjunto dos bens integrantes da
infraestrutura é superior ao prazo de concessão;
d)
A atividade de transmissão não é competitiva. Não existe competição entre empresas
(existe entre os investidores, para obtenção da concessão);
50
e)
A concessionária (empresa transmissora/operadora) é interposta entre o poder
concedente e os usuários;
f)
A atividade é sujeita à condição de generalidade (direito de livre acesso) e de
continuidade;
g)
Alguns contratos têm garantia de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro;
h)
O contrato estabelece quais os serviços e para quem (usuários) o serviço deve ser
prestado;
i)
O preço é regulado (tarifa) e denominado receita anual permitida (RAP). A
transmissora não deve negociar preços com usuários. Geralmente, a RAP está sujeita a revisão
anual devido ao aumento de ativos e de despesas operacionais decorrentes de modificações,
reforços e ampliações de instalações;
j)
Os bens são reversíveis ao poder concedente no final da concessão, com direito de
recebimento de indenização (caixa) do poder concedente sobre os investimentos ainda não
amortizados;
k)
As linhas de transmissão são de uso dos geradores, das distribuidoras, dos
consumidores livres, exportadores e importadores.
O entendimento do mercado e dos reguladores é que a atividade de transmissão no Brasil foi
planejada para ser adimplente, garantir a saúde financeira e evitar risco de crédito do sistema
de transmissão.
De acordo com a OCPC 05, o modelo de contabilização para a infraestrutura a ser usada pelas
concessionárias de transmissão de energia é o Modelo Ativo Financeiro e deve seguir as
seguintes orientações:
a)
aplicação retroativa de todos os contratos de concessão assinados após 1995
(novas licitações) para evitar distorções na apuração da taxa efetiva de juros do ativo
financeiro relacionado à construção;
b)
critério para a separação (alocação) da receita de construção, operação e
manutenção do total do contrato;
c)
aplicação do índice de inflação do contrato para calcular corretamente a
inflação já incorrida do valor total do contrato e respectiva alocação entre receita de
construção, operação e manutenção;
51
d)
apuração da remuneração incorrida da parcela do ativo financeiro da
construção, da operação e da manutenção separadamente;
e)
critério de separação do valor do faturamento mensal (fluxo de caixa) para
alocação da parcela de receita de operação e manutenção e da parcela a ser reduzida do
saldo do ativo financeiro, considerada como amortização do contrato (recebimento);
f)
critério de apuração da margem de construção;
g)
critério para apuração da taxa efetiva de juros.
Com relação à atividade de transmissão, todos os novos reforços (ampliação das linhas de
transmissão) autorizados pelo regulador, independentemente do tipo de contrato de concessão
assinado, têm nas adições de equipamento por obras em expansão e reforço, geração de
fluxo de caixa adicional e, portanto, esse novo fluxo de caixa (receita de construção) deve ser
incorporado ao saldo do ativo financeiro, devendo uma nova taxa efetiva de juros ser apurada
pelo prazo remanescente da concessão para essa parcela (novo ativo financeiro).
Quando ocorrerem novas adições de ativos por motivo de substituição e baixas de
equipamentos, as empresas de transmissão somente podem registrar esse novo ativo
financeiro, no caso dessas adições por substituição gerarem fluxo de caixa adicional líquido
das eventuais baixas (Interpretação OCPC 05).
2.2.2 Modelo Ativo Financeiro
No modelo ativo financeiro os ativos da concessão, bens reversíveis que são os ativos
imobilizados, não são reconhecidos nem registrados na contabilidade societária, pois entendese que o concessionário apenas presta um serviço e, por esse motivo, reconhece como ativo
financeiro amortizável os valores recebíveis pela prestação desse serviço público de energia.
Devido à garantia de recebimento da RAP, que contempla a construção, a operação e a
manutenção que é recebida pela disponibilidade do transporte de energia e não pela utilização
da infraestrutura por parte dos geradores, distribuidores, exportadores, importadores e
consumidores livres, os concessionários possuem o direito incondicional adquirido
contratualmente do recebimento desse ativo financeiro, que é reconhecido como valores
recebíveis pelo valor do serviço.
52
O ICPC-01 modificou o tratamento econômico e contábil para os ativos imobilizados da
concessão. Para Iudícibus et al. (2010, p. 147), o modelo proposto pela ICPC 01 alterou
substancialmente a maneira como determinados tipos de concessão são contabilizados no
cenário nacional, haja vista que o foco passa a ser a essência econômica da transação e não a
forma. Pode-se dizer que se trata de um modelo contábil mais adequado à medida que reflete
os modelos econômicos que são específicos a tais tipos de contratos.
O ativo financeiro é classificado como um instrumento financeiro recebível sendo
inicialmente mensurado pelo seu valor justo. Posteriormente, esse recebível (Caixa) é
mensurável pelo valor amortizável, que é a RAP regulatória, ou seja, pelo valor inicial
reconhecido menos os recebimentos da RAP mais os juros (WACC - utilizados para o setor
de energia como base para cálculos do modelo do negócio) sobre o valor amortizável e o
método usado para este cálculo é o método da taxa efetiva de juros.
O Pronunciamento Técnico CPC 38 – Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e
Mensuração define a taxa efetiva de juros como “a taxa de desconto que, aplicada sobre os
pagamentos ou recebimentos futuros estimados ao longo da expectativa de vigência do
instrumento financeiro resulta no valor contábil líquido do ativo ou passivo financeiro”.
(IUDÍCIBUS et al., 2010, p. 462).
Com base na estrutura do modelo de ativo financeiro, é possível calcular o valor do ativo
financeiro (recebível) a cada ano da concessão. A Tabela 2 demonstra o resultado da
modelagem do ativo financeiro para fins de contabilização societária. No exemplo usado, o
valor de R$ 80.458 representa o investimento total na construção da infraestrutura ― ativos
da concessão até 31.12.2011―; a receita de construção de R$ 1.904 são as novas adições no
período em construção da infraestrutura; a recuperação do ativo financeiro refere-se a RAP
recebida para os dois meses de operação da transmissora (exemplo usado); o resultado da
operação refere-se ao percentual usado para a margem da atividade de transmissão na
modelagem, ou seja, quanto de margem operacional é preciso para cobrir os custos. O total de
receita financeira R$ 2.792 é a TIR do negócio, ou seja, o retorno do investimento com a
utilização de uma taxa de 3,5%, que, no modelo acima, refere-se à taxa que o investidor usou
como retorno do investimento para entrar no leilão.
53
Tabela 2 - Modelagem do ativo financeiro(R$/MIL) – Transmissoras Alupar
Ativo Financeiro-Data Base
Ativo Financeiro Inicial
Receita da Construção
Recuperação do Ativo Financeiro
Resultado da Operação
Receita Financeira
Ativo Financeiro Final
Taxa de Aplicação
31/12/2011
80.458
1.904
- 482
65
2.792
84.737
3,50%
AF CIRCULANTE
AF NÃO CIRCULANTE
10.497
74.240
Fonte: Dados da pesquisa.
2.2.3 Contabilização do Ativo Financeiro
O CPC 38 estabelece que um ativo financeiro deve ser classificado como:
a) empréstimo ou recebível;
b) ativo financeiro disponível para venda;
c) ativo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado.
No caso de a contabilização do ativo financeiro ser registrada como empréstimo ou recebível
ou ativo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado, o CPC (38 –
Instrumentos Financeiros obriga que a parcela referente aos juros calculados com base no
método da taxa efetiva de juros seja reconhecida no resultado e que os impactos da
contabilização dos juros devem impactar imediatamente o resultado do período.
A contabilização do ativo financeiro das transmissoras de energia elétrica, para fins
societários, está concentrada no Ativo Circulante e Realizável, enquanto a contabilidade
regulatória esse registro se concentra no Imobilizado e Intangível. Os impactos no registro
contábil dessa divergência na contabilização estão especificados no Quando 6.
54
Regulamentação
ICPC 01
Descrição
Ativo financeiro da
concessão
Receita da concessão
de transmissão
ICPC 01
ICPC 01
Aneel-Resolução
474 /2012
Receita de
remuneração dos
ativos da concessão
(-) Depreciação
acumulada
Contabilidade Societária
Contabilidade Regulatória
Reconhece para fins societários Não reconhece, pois o custo da
todo o custo para construir a infraestrutura está demonstrado
estrutura física da Transmissãonos ativos imobilizados da
Obras de Infraestrutura
concessão
Resultado Operacional da
A receita do negócio
Transmissão para fins
Transmissão para fins
societários, durante o prazo de regulatórios é reconhecida como
concessão
Receita da Transmissão da Rede
Básica
Resultado Operacional da
A remuneração é reconhecida
Transmissão para fins
anualmente na publicação da
societários, durante o prazo de
Resolução Homologatória da
concessão
RAP, conforme termos do
contrato de concessão.
Não há depreciação, pois não
Calculados com base na
há Ativos Imobilizados
Resolução 474 de 12/02/2012,
para fins regulatórios
Calculado sobre a
Não aplicável
Remuneração da concessão
CPC 32
IR/CSLL Diferidos Receita Remuneração
IR/CSLL diferidosReceita Remuneração
Calculado sobre a
Remuneração da concessão
Não aplicável
CPC 32
Custos de
Empréstimos
Não fazem parte do
Investimento, é criada uma
margem de construção para a
receita de construção(Receita
de Remuneração)
São Considerados Custos do
Investimento quando os ativos
estão na fase de construção
Instrumentos
Financeiros
Aplicado no cálculo do ativo
financeiro
Não Aplicável
Receita de Construção
Resultado Operacional
Investimento-Imobilizado em
Curso
Custo de Construção
Despesa Operacional
Investimento-Imobilizado em
Curso
Imobilizado
Não Aplicável
Ativos da Concessão,
contabilizados no Grupo
Imobilizado
Receita da
Transmissão-Rede
Básica
Amortização(Recebível/Caixa)
do Ativo Financeiro ao longo
da concessão
Receita Anual PermitidaReceita da Rede Básica
CPC 20
CPC 38
CPC 17
CPC 17
CPC 27
Receita
Regulatória-RAP
Quadro 6 - Registro dos impactos do ICPC-01 para Contabilidade Regulatória e Societária
Fonte: Dados da pesquisa.
55
2.2.4 Amortização do Ativo Financeiro
O ativo financeiro é o valor recebível para a atividade de transmissão, e tem a sua amortização
ao longo da concessão.
A amortização do ativo financeiro da atividade de transmissão de energia é a recuperação
financeira, que se dá por meio do faturamento mensal da Receita Anual Permitida durante o
prazo de concessão. Para fins societários, a Receita da Rede Básica – Transmissão é
considerada amortização do Ativo Financeiro, constituído durante o período de construção da
linha.
2.2.5 Contabilidade Regulatória – Setor Elétrico
Ferreira (2009) observa que a contabilidade regulatória foi criada para um fim específico,
tendo um objetivo convergente com a contabilidade societária. No entanto, aprofunda-se na
busca da correta demonstração da situação econômica e patrimonial da atividade concedida,
servindo ainda como instrumento de controle e monitoramento dessa atividade. As empresas
de energia, dentre elas as transmissoras, devem seguir os padrões e as regras contábeis
normatizadas pela ANEEL e, assim, estão obrigadas às determinações do plano de contas
contido no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, estabelecido pela Resolução
Normativa nº 444/2001.
Os investimentos da atividade de transmissão de energia estão concentrados nos ativos
imobilizados regulatórios. Isso explica a preocupação da ANEEL em estabelecer suas
próprias regras regulatórias, pois, nos padrões normativos societários, o grupo de imobilizado
não mais existe.
O Departamento Nacional de Água e Energia Elétrica - DNAEE publicou, em 1994, a
Portaria nº 815, de 30/11/1994, que obriga os concessionários do serviço público de energia
elétrica a manter atualizado e organizado o cadastro de propriedade em função do serviço
concedido, conforme as “instruções para contabilização e controle do ativo imobilizado”. Para
dar continuidade ao processo de melhoria dos controles de ativos, a ANEEL publicou a
56
Resolução nº 367, em junho de 2009, que está sendo um marco no setor, por possibilitar ao
agente regulador a uniformização dos controles de ativos com o objetivo de facilitar a
fiscalização e a análise.
Os ativos do setor elétrico devem ser contabilizados, inicialmente, no grupo de Ativo
Imobilizado em Curso e, após a conclusão da obra, todos os equipamentos, os serviços e os
custos indiretos e diretos serão transferidos para Imobilizados em Serviço, consolidados em
grupos de ativos chamados UAR (unidade de adição e retirada) e, a partir da Unitização, que é
a
entrada
da
operação
contábil
regulatória,
dar-se-á
início
ao
processo
de
amortização/depreciação.
Fica bastante claro o controle exercido sobre o patrimônio, especificadamente sobre o ativo da
concessão usado na prestação do serviço concedido, seja na adição, seja na desativação de
bens, seja na aplicação dos critérios estabelecidos para depreciação.
As diferenças encontradas entre o modelo Societário e Regulatório trazem mudanças
significativas para a forma de apresentação desses dados nos demonstrativos contábeis,
conforme demonstrado no Quadro 7.
ITEM
Evidenciação do Ativo
Adquirido
Evolução do ativo
Investimentos
Realizados
Modelo
Societário
Vigente
Representação por meio
da
conta
Ativo
financeiro(Ativo
Circulante
/Não
Circulante
Amortização com base
na
RAP
recebida(homologada
anualmente pela Aneel)
São
acrescidos
no
grupo ativo financeiro e
amortizados pelo prazo
de vigência do contrato,
logo que homologado
na RAP).
Modelo
Regulatório
Vigente
Representação por meio
do
grupo
ativo
imobilizado(bens
físicos)
Depreciação com base
na
vida
útil
do
bem(Res.474/2012)
São acrescidos ao grupo
ativo imobilizado e
depreciados a taxas de
depreciação
que
consideram a vida útil
do bem.
Quadro 7 - Diferenças Modelo Societário e Regulatório
Fonte: Dados da pesquisa.
As obras de construção da Linha de Transmissão (LT) concedida por meio de licitação na
modalidade leilão público têm início após a assinatura do contrato de concessão― chama-se
fase pré-operacional.
57
Após a entrada em operação da LT, o dispêndio necessário para continuidade do serviço
público concedido está estruturado como projeto de manutenção, pois devido à inexistência de
obras de investimento que contenham novos ativos ou substituição de ativos, todo o esforço
financeiro está voltado para a manutenção dos bens do serviço público concedido.
O setor de energia direciona o esforço financeiro na construção de ativos para a geração, a
transmissão e a distribuição de energia, por esse motivo a interpretação ICPC 01 não foi
acatada pela ANEEL, por considerar que a atividade outorgada não estaria mais representada
em sua essência nas informações contábeis. Com a Resolução Normativa nº 396/2010, foi
criada a contabilidade regulatória do setor elétrico, estabelecendo regras próprias para o
registro contábil para a concessão do serviço público de energia elétrica.
Nessa Resolução Normativa nº 396/2010, ficou clara a intenção do órgão regulador de não
acatar a regra societária, pois a modificação nos registros de ativos com a ICPC 01, na visão
do regulador, não permitiria uma análise adequada da atividade outorgada. Nessa mesma
resolução, a ANEEL criou os Demonstrativos Regulatórios que deverão, além de publicados,
ser auditados pela mesma empresa que audita as Demonstrações Financeiras, conforme artigo
7º e seus parágrafos:
Art. 7º Ficam instituídas as Demonstrações Contábeis Regulatórias – DCR, cujo
modelo será estabelecido pela ANEEL, bem como os livros contábeis auxiliares
regulatórios, de adoção obrigatória pelas concessionárias e permissionárias de
serviço público de transmissão e de distribuição de energia elétrica [...].
§ 3° As Demonstrações Contábeis Regulatórias – DCR, que passam a fazer parte
integrante da Prestação Anual de Contas – PAC, deverão ser encaminhadas
devidamente assinadas pela diretoria em exercício e pelo contador responsável pela
contabilidade da concessionária e permissionária de serviço público de energia
elétrica, acompanhadas do relatório de auditoria emitido por empresa de auditoria
independente registrada na Comissão de Valores Mobiliários - CVM, mediante
procedimento a ser definido pela Superintendência de Fiscalização Econômica e
Financeira – SFF junto ao Instituto dos Auditores Independentes do Brasil IBRACON.
§ 4º As Demonstrações Contábeis Regulatórias – DCR deverão ser auditadas pela
mesma empresa que auditar as Demonstrações Contábeis para fins societários.
Outra regulamentação que visa um melhor controle de ativos pelo agente regulador e ao
acompanhamento das variações na substituição de ativos, bens da concessão reversíveis ao
poder concedente foi a Resolução Normativa 367/2009, que instituiu o RCP- Relatório de
Controle Patrimonial, que deverá ser enviado ao agente regulador até 31 de março do ano
subsequente ao período da obrigação regulatória.
Os principais controles e estruturas normatizados pela Resolução 367/2009 observam que:
58
O controle patrimonial deverá ser feito, utilizando-se codificações específicas apresentadas no
Manual de controle Patrimonial, bem como observando-se as especificações e instruções de
elaboração e envio dos relatórios periódicos, por contrato de concessão, e atendendo a
classificação do plano de contas do setor elétrico.
O controle patrimonial é especialmente voltado para bens e instalações reversíveis
cadastrados em contas contábeis do sistema patrimonial, subsistema ativo, grupo ativo
permanente, subgrupo ativo imobilizado e intangível, conforme “Manual de contabilidade do
serviço público de energia elétrica – MCSPEE”.
Os bens e instalações, em função do serviço outorgado, serão cadastrados e controlados por
Contrato de concessão, Ordem de Imobilização - ODI, Tipo de Instalação, Centro Modular,
Tipo de UC (família), UC, UAR, conta contábil e data de sua transferência (capitalização) do
Ativo Imobilizado em Curso – AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço - AIS.
2.2.6 Depreciação dos ativos regulatórios
Os processos de ativação, também chamados unitização, obedecem às especificações do
MCSPEE - Manual de Contabilidade do Serviço Publico de Energia Elétrica, sendo
contabilizados no ativo imobilizado em serviço (AIS), através de ordem de imobilização
(ODI). Tais processos são ser depreciados pelos critérios de depreciação linear, obedecendo
às taxas regulamentas.
Os novos ativos, investimentos realizados na concessão, integram o ativo imobilizado em
serviço (AIS) ― no caso das transmissoras, apenas as substituições de equipamentos
considerados tipo de Unidade de Cadastro (estabelecidos pela Resolução Normativa
367/2009) e os reforços autorizados pelo agente regulador podem ser capitalizados. À medida
que os investimentos aumentam, o grupo de ativo imobilizado também aumenta.
Antes de ser publicada a normatização das taxas de depreciação é feito um estudo técnico com
a colaboração de todos os agentes (Distribuição, Geração e Transmissão) para estabelecer a
vida útil para cada grupo de equipamento. Após a aceitação e o consenso acerca desse estudo
técnico pela agência reguladora, é publicada uma resolução normativa estabelecendo as novas
vidas úteis para esses ativos.
59
O agente regulador, ao longo do tempo, vai adequando as novas taxas de depreciação à
realidade do setor com contribuições dos agentes e da sociedade, por meio de audiências
públicas.
A mais recente atualização das vidas úteis dos equipamentos do setor de energia foi publicada
através da Resolução Normativa 474, de 02 de fevereiro de 2012.
2.2.7 Custo de Empréstimo – Aspectos Regulatórios e Societários
Os custos de empréstimos fazem parte do custo da obra tanto para fins societários como para
fins regulatórios. As regras divergem apenas com relação ao percentual de encargos a ser
considerado na capitalização. Para a contabilidade societária, o valor dos custos dos
empréstimos deve ser considerado à taxa do agente financeiro que liberou o capital, no
entanto para a contabilidade regulatória existe o limite estabelecido na Resolução 338 de
2009, que estabelece critérios de atualização para as obras em curso que é o JOA - Juros sobre
Obras em Andamento.
É importante salientar que, na atividade de transmissão de energia, para fins societários, não
se aplica o CPC 20 – Custos de Empréstimos, pois o negócio não tem em sua estrutura ativo
imobilizado e, portanto, o custo de empréstimo somente faz parte da composição dos valores
dos ativos imobilizados em serviços regulatórios.
Para a contabilidade regulatória, a Resolução Normativa 396/2010 em seus anexos estabelece
que os juros, as variações monetárias e os encargos financeiros incidentes sobre o capital de
terceiros aplicado em obras ainda em andamento, ou seja, ainda em construção, devem ter o
montante de capital de terceiros capitalizados em obras limitado ao valor da despesa
financeira incorrida no período da construção e/ou à taxa de remuneração do custo médio
ponderado de capital e prazo médio de construção estabelecido na Resolução Normativa
338/2009 ― dos dois o menor.
As obras de construção dos ativos imobilizados da transmissão de energia geralmente são
construídas com capital de terceiros, pois, após ganho o leilão o consórcio ou a sociedade, dá
início a capitalização de capital de giro para o início das obras. É importante que o capital seja
a custos financeiros sustentáveis para a organização, pois o regulador estabelece um limite de
capitalização para esse custo financeiro com a finalidade da Modicidade Tarifária, já que o
60
custo da transmissão faz parte do custo não gerencial, ou seja, é compulsório nos custos da
tarifa da Distribuição de Energia.
É importante salientar que o retorno financeiro da atividade de transmissão acontece quando
da sua entrada em operação, em torno de 01 a 02 anos após a concessão adquirida em leilão,
pois somente a partir da energização da Linha de Transmissão dá-se início ao recebimento da
RAP, que é o retorno do investimento, a entrada de capital e o retorno financeiro do serviço
concedido.
O resultado financeiro tem um tratamento específico tanto para fins societários como
regulatório, portanto seu registro leva em considerações as normatizações e a fase de
construção do negócio, de acordo com o mostrado no Quadro 8.
PRÉ-OPERACIONAL
OPERACIONAL
Soc
Resultado financeiro na apuração da
Resultado Financeiro
ietá
IFRIC
rio
financeiro/encargos não fazem parte
do
–
12
investimento.
O
É
Resultado
criada
uma
margem de construção para a receita
de construção
Reg
Os
encargos
na
Na fase operacional o imobilizado
ulat
contabilidade regulatória devem ser
está em serviço, sendo assim os
ório
registrados
encargos financeiros devem ser
no
financeiros
custo
do
ativo
imobilizado em andamento
alocados no resultado.
Quadro 8 - Tratamento Contábil dos Encargos Financeiros
Fonte: Dados da pesquisa.
2.2.8 A análise dos Índices Econômicos para tomada de decisão.
O papel do contador é fornecer as demonstrações financeiras para os acionistas,
administradores financeiros e dirigentes. Por meio das demonstrações financeiras, o contador
procura captar, organizar e compilar dados para fornecer informações sobre a empresa, de
acordo com as regras contábeis (MATARAZZO, 2010, p.5).
O analista de balanços, em seu turno, preocupa-se com as demonstrações financeiras que, por
sua vez, precisam ser transformadas em informações que permitam concluir se a empresa
merece ou não crédito, se vem sendo bem ou mal administrada, se tem ou não condições de
61
pagar suas dívidas, se é ou não lucrativa, se vem evoluindo ou regredindo, se é eficiente ou
ineficiente, se irá falir ou se continuará operando (MATARAZZO, 2010, p.5).
Para que sejam tomadas decisões em uma empresa, o início se dá a partir de uma criteriosa
análise de balanços, pois, por meio dessa análise, é possível conhecer a política financeira e
seus objetivos. Convém ressaltar ela será utilizada como auxiliar na formulação de estratégia
da empresa e fornecer informações fundamentais sobre a rentabilidade e a liquidez em
comparação com os balanços orçados (MATARAZZO, 2010, p. 21).
De acordo com MATARAZZO (2010), o importante não é o cálculo de grande número de
índices, mas de um conjunto de índices que permita conhecer a situação da empresa, de
acordo com a profundidade da análise. Para Martins et al. (2012), também é importante
analisar a evolução dos indicadores ao longo do tempo, pois não existe um indicador
específico ou um conjunto de indicadores que resolva todos os problemas ― portanto análise
de balanços se faz lendo as demonstrações.
Os índices financeiros são uma ferramenta importantíssima para análise dos demonstrativos
contábeis, portanto se faz necessário decidir o que se pretende verificar no estudo, para a
decisão correta dos índices a serem calculados. Os principais índices usados em análise de
balanços estão especificados no Quadro 9.
62
SÍMBOLO
ÍNDICE
CÁLCULO
1. CT/PL
Participação Capital de
Terceiros(Endividamento)
(CT/PL)x100
(PC/CT)x100
2. PC/CT
Composição do Endividamento
Estrutura de
Capital
Liquidez
3. AP/PL
Imobilização do Patrimônio
Líquido
(AP/PL)x100
4. AP/PL+ELP
Imobilização dos
Recursos não Correntes
[AP/(PL+ELP)]x100
5. LG
Liquidez Geral
[(AC+RLP)/(PC+ELP)]
6. LC
Liquidez Corrente
(AC/PC)
7. LS
Liquidez Seca
(AC-ESTOQUE)/PC
8. V/AT
Giro do Ativo
(VENDAS LIQ. /ATIVO)
9. LL/V
Margem Líquida
(LL/VENDAS LIQ.)
10. LL/AT
Rentabilidade do Ativo(ROA)
(LL/ATIVO)x100
11. LL/PL
Rentabilidade do Patrimônio
Líquido(ROE)
(LL/PL(MÉDIA))x100
Rentabilidade (ou
Resultado)
Quadro 9 - Resumo dos índices econômicos-financeiros
Fonte:Matarazzo, 2010.
Em virtude de os serviços públicos serem sempre de interesse nacional ― e nessa categoria se
insere o transporte de energia―, o governo acompanha o desempenho de empresas
concessionárias para saber como andam sua rentabilidade e suas políticas de desenvolvimento
(MATARAZZO, 2003, p. 37).
63
De acordo com McCann (2008), os investidores tendem a procurar um lugar seguro, ou seja,
ações de empresas públicas para investir o seu dinheiro e uma avaliação mais justa exige
muito mais do que um olhar para o rendimento dos dividendos. Existem fatores qualitativos
que afetam o desempenho das empresas de energia e, portanto, é importante analisá-los,
conforme ilustra o Quadro 10.
Fatores Qualitativos
Localização
Mix de Clientes
Competitividade
Mix de Produtos e Serviços
Operação da Planta (negócio)
Estratégia
Ambiente Regulatório
O ambiente ideal para investir em empresas do setor
elétrico, é aquele onde existe uma econômia em ascenção,
onde as previsões regionais futuras tendem ao crescimento
econômico da população.
A base de clientes é muito importante para essas empresas
materem sua rentabilidade.Uma base de clientes
industriais e comerciais, leva a empresa a competitividade
, enquanto que tendo como base clientes residenciais, estes
proporcionam previsíveis e estáveis ganhos de fluxo de
caixa.
Empresas eficientes, com menor custo operacional e
consequentemente com maior margem,podem reduzir seus
preços e dessa forma melhores condições de competição
em um mercado livre para atração de novos clientes.
Empresas diversificadas na sua base de investimento
tendem a um melhor posicionamento no mercado,
independente de algum portfólio vir a ter problemas.
Os analistas devem considerar o custo da planta,a
confiabilidade das operações,a qualidade do serviço, custo
da desativação,rentabilidade da planta, eficiência,
ociosidade, etc.
É preciso determinar a estratégia da empresa; se a gestão
deve ser agressiva ou conservadora;se são adequados à
companhia;quais são os pontos fortes e cultura e quaisas
oportunidades disponíveis.
Apesar da concorrência, as empresas de energia elétrica
ainda são muito regulamentadas;portanto é necessário e
importante o estudo da tendência da regulação .
Quadro 10 - Fatores Qualitativos para análise de Empresas de Energia
Fonte:McCann, 2008.
64
3 METODOLOGIA DE PESQUISA
3.1 TIPOLOGIA DE PESQUISA
Esta pesquisa, quanto aos objetivos, caracteriza-se do tipo exploratório, porquanto se pretende
ampliar o conhecimento com relação ao uso das informações contábeis para fins decisórios
com a adoção da ICPC-01 em empresas de transmissão de energia, de acordo com as
normatizações que regem o setor (BEUREN, 2008).
Quanto aos procedimentos para a coleta dos dados, esta pesquisa se caracteriza como uma
survey. Assim sendo, serão analisados dados primários, coletados através de respostas ao
questionário feito com os gestores da amostra (BEUREN, 2008).
Quanto à abordagem do problema, trata-se de uma pesquisa qualitativa. Essa abordagem é
utilizada quando se busca o entendimento sobre alguma questão (BEUREN, 2008).
Dessa forma, é empregada a técnica de interpretação de dados análise de conteúdo para as
respostas obtidas do questionário, que é o instrumento de pesquisa utilizado no estudo,
verificando-se as opiniões coletadas acerca do tema ICPC-01 e suas implicações nas decisões
gerenciais.
3.2 POPULAÇÃO E AMOSTRA
A população desta pesquisa é composta pelas empresas de transmissão de energia elétrica do
Grupo Alupar Investimento S/A, totalizando 20 transmissoras que estão na fase operacional e
pré-operacional. Como amostras para desenvolvimento deste estudo foram consideradas
apenas as transmissoras que estão na fase operacional, totalizando 15 empresas.
Essas 15 empresas fazem parte do Grupo Alupar Holding que centraliza todas as decisões
operacionais e estratégicas. Sendo assim, a amostra considerou apenas os diretores,
controllers e contadores coordenadores da Holding Alupar, totalizando 10 respondentes.
A Alupar Investimento S/A, é uma sociedade de capital aberto, que tem como objeto
principal a participação em outras sociedades atuantes no setor de energia elétrica no Brasil e
na América latina. Na Transmissão brasileira participa de 19 empresas com aproximadamente
5.465 Km de linhas, sendo que 4.750 Km estão em operação e 715 Km em fase pré-
65
operacional, com voltagens entre 230Kv e 525Kv. O prazo de concessão é de 30 anos para
todas as instalações de transmissão que estão localizados nas regiões Norte e Nordeste do
País, nos estados do Pará, Maranhão, Piauí e Ceará; na região Sul, no estado de Santa
Catarina; na região sudeste, nos estados de Minas Gerais e Espírito Santo; no Centro-Oeste,
no estado do Mato Grosso; e em no futuro próximo, nos estados do Amazonas e Roraima.
Conforme publicação do 1º semestre de 2012, os investimentos em transmissão no 1º
semestre somam o montante de R$ 68, 1 milhões. A participação da Alupar em todas as
empresas de transmissão têm um percentual acima de 50%.
A Alupar vem crescendo e consolidando sua participação no setor elétrico com uma política
voltada ao crescimento consistente somado à alta eficiência operacional. Segue, abaixo, figura
5, o organograma com todas empresas em que o Grupo Alupar Investimento S/A tem
participação acionária.
Figura 5 - Organograma da Alupar Investimento S/A
Fonte: Alupar, 2011.
66
O quadro contêm as 20 empresas de Transmissão do Grupo Alupar com o período de
concessão e a RAP para o ciclo 2012-2013, considerados na Resolução Homologatória 1.313
de 26 de Junho de 2012, ANEEL. TNE e ETSE não estão consideradas nessa resolução
devido ao fato de que a entrada em operação dessas empresas não estar prevista para esse
ciclo, portanto seus valores de RAP foram considerados conforme estabelecido nos Contratos
de Concessão.
A Alupar exerce administração direta nas transmissoras ETVG, ETEM, TME, ETES, TNE e
STN; nas Transmineiras, exerce o controle através da Holding TRANSMINAS S/A; através
da Holding TBE, exerce o controle na ECTE, ETEP, ETSE, ESDE, ERTE, EATE, ENTE,
LUMITRANS, STC e EBTE. Na Tabela 3, estão todas as empresas transmissoras do Grupo
Alupar S/A.
Tabela 3 - Empresas Transmissoras do GrupoAlupar Investimento S/A
DESCRIÇÃO
Empresa Paraense de Transmissão de
Energia S/A-ETEP
Empresa Norte de Transmissão de Energia
S/A-ENTE
Empresa Regional de Transmissão de
Energia S/A-ERTE
Empresa Amazonense de Transmissão de
Energia S/A-EATE
Empresa Catarinense de Transmissão de
Energia S/A-ECTE
Sistema de Transmissão Nordeste S/ASTN
Companhia Transleste de TransmissãoTRANSLESTE
Companhia Transudeste de TransmissãoTRANSUDESTE
Companhia Transirapé de TransmissãoTRASIRAPÉ
Sistema de Transmissão Catarinense S/ASTC
Lumitrans Companhia Transmissora de
Energia Elétrica-LUMITRANS
Empresa de Transmissão do Espírito
Santo S.A.-ETES
TRANSCHILE CHARRÚA DE
TRANSMISÍON –TRANSCHILE
Empresa Brasileira de Transmissão de
Energia S.A.-EBTE
Transmissora Matogrossense de Energia
S.A.-TME
Empresa Santos Dumont de Energia S.A.ESDE
Transmissão de Energia do Mato Grosso
S.A.-ETEM
Empresa de Transmissão de Várzea
Grande S.A.-ETVG
TRANSNORTE - TRANSNORTE
ENERGIA S.A-TNE
EMPRESA DE TRANSMISSÃO
SERRANA S.A.-ETSE
Fonte: Alupar, 2012.
Período
Concessão
Jun2001 a
jun2031
Dez2002 a
Dez2032
Dez2002 a
Dez2032
Jun2001 a
jun2031
Nov2000 a
Nov2030
Fev2004 a
Fev2034
Fev2004 a
Fev2034
Mar2005 a
Mar2035
Mar2005 a
Mar2035
Abr2006 a
Abr2037
RAP-Ciclo 20122013
EXTENSÃO
Condições Operacionais
323,0 km
Operacional
464,0 km
Operacional
179,0 km
Operacional
924,0 km
Operacional
252,5 km
Operacional
541,0 km
Operacional
150,0 km
Operacional
140,0 km
Operacional
65,0 km
Operacional
195,0 km
Operacional
51,0 km
Operacional
Fev2004 a
Fev2034
19.783
107,0 km
Operacional
Abr2007 a
Abr2037
11.132
200,0 km
Operacional
chile
-
775,0 km
Operacional
348,0 km
Operacional
3km
Pré-Operacional
235,0 km
Operacional
850m
Pré-Operacional
715 km
Pré-Operacional
0 km
Pré-Operacional
Out2008 a
Out2038
Nov2009 a
Nov2039
Nov2009 a
Nov2039
Jul2010 a
Jul2040
Dez2010 a
Dez2040
Jan2012 a
Jan2042
Mai2012 a
Mai2042
72.847
167.314
29.568
319.748
70.610
133.871
30.326
18.797
16.767
30.056
33.500
33.388
10.098
10.046
3.398
121.128
14.423
67
Na fase operacional, dá-se início a realização do faturamento das transmissoras, portanto, para
esta pesquisa. serão calculados apenas os índices econômicos de rentabilidade que estão
diretamente ligados ao retorno do investimento, por serem considerados, de acordo com
Martins et al. (2012), os mais importantes na análise de balanços.
3.3 PROCEDIMENTOS DE COLETA DE DADOS
A primeira parte da pesquisa foi desenvolvida baseada na consulta das demonstrações
financeiras societárias e regulatórias publicadas nos sites das 15 empresas em operação do
Grupo Alupar Investimento S/A, para se atender ao objetivo específico 1.
Para realização das análises comparativas entre os índices econômicos das demonstrações
societárias e regulatórias, foram consideradas na base da análise apenas o ano de 2011.
Somente a partir da publicação em 30 de abril de 2012, data base 2011, das demonstrações
regulatórias, têm-se acesso público aos dados no site da própria transmissora e na SFFANEEL
Foram utilizadas para a pesquisa apenas as informações públicas, adquiridas nos sites das
empresas em operação do Grupo Alupar Investimento S/A e em jornais.
Na análise comparativa entre as demonstrações de resultado regulatória e societária, calculouse os índices de rentabilidade com o objetivo de conhecer a variação desses índices no âmbito
regulatório e societário.
A segunda parte da pesquisa foi realizada por meio do envio de um questionário aos gestores
da holding Alupar, de forma a se buscar avaliar quais informações estão sendo consideradas
nas decisões gerenciais após a adoção da ICPC-01 - Contratos de Concessão considerando as
normas societárias e regulatórias, atendendo, assim, ao objetivo específico 2.
Foram enviados dez questionários para dez profissionais gestores do grupo Alupar que
trabalham na holding. No entanto, três deles não foram respondidos e dois foram
desconsiderados pela falta de aderência das respostas ao tema da pesquisa. Dessa forma,
apenas cinco questionários foram considerados para compor a amostra, e correspondem a 1/3
do total das empresas de Transmissão de Energia consideradas no estudo.
O questionário contém doze perguntas abertas, enviadas por e-mail aos profissionais
selecionados, sendo que foram feitas duas visitas pessoalmente, oportunidade em que o gestor
68
respondeu ao questionário, e três respostas foram reenviadas por e-mail. Os profissionais de
gestão e tomadores de decisão que foram entrevistados são todos da área Contábil Administrativa e Financeira, especificamente Diretores, Controllers e Contadores que
trabalham com questões diretamente vinculadas ao tema da pesquisa.
3.4 PROCEDIMENTO DE TRATAMENTO DE DADOS
De forma a se atender ao objetivo específico 1, foi realizada análise dos dados coletados
através das demonstrações contábeis e contratos de concessão, e calculadas as variações entre
os índices econômicos das demonstrações contábeis societárias e regulatórias.
Para a execução desse trabalho procedeu-se à aos seguintes passos:
Passo1: Verificação da aderência dos Contratos de Concessão com ICPC-01 ao
modelo do Ativo Financeiro;
Passo 2: Cálculo dos índices de rentabilidade;
Passo 3: Expurgo do resultado do custo de construção e da receita de construção;
De forma a se atender ao objetivo específico 2, foram analisados conteúdos das respostas da
pergunta três do questionário; e, foi feita redução a fatores das respostas coletadas, para
melhor entendimento e análise do objeto de estudo.
3.5 LIMITAÇÕES DA PESQUISA
Esta pesquisa tem como principal limitação o seu objeto de estudo, qual seja a pesquisa
realizada junto às empresas de transmissão de energia, não tendo sido abordadas a geração, a
distribuição e a comercialização de energia. Portanto, os resultados obtidos se limitaram ao
negócio de transmissão.
Outra limitação importante refere-se ao período considerado na análise para comparação das
Demonstrações Contábeis, utilizaram-se as publicações com data base 31 de dezembro de
2011. É importante salientar que as demonstrações regulatórias tornaram-se obrigatórias para
fins de publicações a partir do ano de 2011.
69
4 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS
Este capítulo apresenta os resultados das análises dos dados considerados nesta pesquisa. Para
esclarecer os objetivos do estudo, dividiram-se as análises em duas partes: a primeira relativa
a evidenciar a variação dos índices econômicos entre as demonstrações contábeis societárias e
regulatórias; a segunda, a analisar as respostas do questionário para conhecer as informações
relevantes no processo de tomada de decisão e o impacto da ICPC-01 nesse processo.
4.1. DESCRIÇÃO DAS ANÁLISES – ADERÊNCIA DOS CONTRATOS DE
CONCESSÃO
Inicialmente, foi realizada a análise dos contratos de concessão com o intuito de constatar se
as transmissoras atendem às especificações do ICPC-01-Contratos de Concessão, assumindo
como ativos financeiros os investimentos do negócio. Conforme demonstrado no quadro 11,
os contratos de concessão são aderentes ao modelo ativo financeiro.
Análise
De acordo com os Contratos de Concessão
Analisados
Transmissão
A Concedente controla ou regula quais serviços o operador
deve prestar?
Sim
A Concedente controla o preço e define o cliente do operador?
Sim
A Concedente controla qualquer participação residual na
infraestrutura ao final da concessão?
Sim
O operador tem direito contratual a receber caixa, ou outro
ativo financeiro, da concedente ou conforme sua isntrução?
Sim
O Operador tem direito contratual de cobrar os usuários dos
serviços públicos de concessão de energia?
Sim
De acordo com ICPC-01-Contratos de Concessão, nestes
casos, deve ser reconhecido nos demonstartivos financeiros
Ativo Financeiro
Empresas analisadas o enquadramento
Empresas do Grupo Alupar Investimento S/A
Quadro 11 - Análise Contrato Concessão Transmissoras do Grupo Alupar
Fonte: adaptado de Gouveia (2010).
70
4.2 ÍNDICES ECONÔMICOS -DEMONSTRAÇÕES REGULATÓRIAS E
SOCIETÁRIAS
Parte-se da análise comparativa entre Receita Líquida Regulatória e Societária, Ativo total
Regulatório e Societário e Lucro líquido Regulatório e Societário. Constatou-se serem os
valores societários maiores em quase 100% dos itens apresentados na tabela 4. Essa variação
positiva com relação a valores societários das receitas, ativos e consequentemente lucro
líquido estão com a rentabilidade considerada na modelagem do ativo financeiro que, para os
primeiros anos da concessão, tem um retorno maior do que os valores para o final da
concessão. Observa-se que as empresas Transleste, Lumitrans e ECTE apresentam receita
líquida regulatória maior do que a societária. Esse comportamento da Receita dessas três
empresas distorce análise esperada, portanto a modelagem do ativo financeiro para essas três
empresas poderia ser revisado.
Tabela 4 - Indicadores das empresas – Receita, Ativo e Lucro Líquido
Empresas
Receita Líquida
Ativo Total
Lucro Líquido
Regulatória Societária Regulatório Societário Regulatório Societário
271.618
290.971
TME
3.233
28.245
14.410
74.160
91.902
ETES
8.929
15.545
1.319
12.254
82.935
85.914
ETEM
423
6.854
96
2.855
116.168
160.378
TRANSLESTE
27.751
26.956
13.575
18.450
72.485
90.718
TRANSIRAPE
13.566
14.095
5.512
7.910
84.538
103.891
TRANSUDESTE
15.887
16.441
7.435
10.212
192.901
238.978
STC
26.444
29.242
7.442
12.390
90.998
101.526
LUMITRANS
16.849
16.411
6.123
7.759
201.522
278.909
ETEP
62.033
63.533
40.131
44.693
97.060
125.371
ERTE
24.934
25.311
16.055
18.406
426.406
599.870
ENTE
141.969
143.398
81.246
95.082
151.462
233.504
ECTE
59.962
58.999
28.034
30.011
465.983
516.374
EBTE
22.646
41.690
15.743
889.323
1.338.033
EATE
271.062
278.663
164.950
204.314
502.174
688.547
STN
113.482
124.408
58.825
79.729
Fonte: Dados da pesquisa.
Com relação à variação da Receita líquida entre a contabilidade societária e a regulatória,
aquela apresenta uma pequena flutuação. Isso acontece em função de a receita societária
71
considerar em seu cálculo o valor da TIR do negócio em parcelas maiores que a atualização
anual da RAP. É importante ressaltar que, ao longo do período de concessão, a tendência é
que os valores da receita societária e regulatória fiquem semelhantes ou próximos, adequando
os valores da receita ao retorno do negócio. Analisando-se a figura 6, nota-se que a TME e a
ETEM tiveram sua receita societária superior à receita regulatória, em virtude da entrada em
operação que ocorreu em novembro de 2011.
300.000
250.000
200.000
150.000
REGULATÓRIA
100.000
SOCIETÁRIA
50.000
-
Figura 6 - Receita Líquida Societária X Regulatória
Fonte: Dados da pesquisa.
Com relação ao ativo total analisado entre as duas demonstrações, este apresentou valor
superior na demonstração societária, em decorrência de o modelo do ativo financeiro
considerar em seu cálculo, além da margem operacional do negócio, também a TIR (conforme
Tabela 2). Na comparação observada na Figura 7, foram identificadas diferenças relevantes
entre os ativos totais das empresas ENTE, EATE e STN. É possível que essas divergências
identificadas sejam reflexos da modelagem do ativo financeiro, que pode ter considerado um
retorno contraditório à realidade do contrato de concessão. Assim, para essas empresas, pode
ter ocorrido distorção no valor do retorno do investimento na modelagem.
72
1.600.000
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
REGULATÓRIO
SOCIETÁRIO
400.000
200.000
-
Figura 7 - Ativo Total Societário X Regulatório
Fonte: Dados da pesquisa.
Com relação ao resultado líquido, todas as concessionárias de transmissão de energia
analisadas apresentaram lucro societário superior ao regulatório, conforme Figura 8, fato já
esperado em decorrência de a receita societária considerar a TIR no cálculo da Remuneração
da concessão. Outro fator determinante na apuração da diferença de resultado entre as duas
demonstrações surge em função de os ativos imobilizados serem registrados como ativos
financeiros na contabilidade societária. Dessa forma, não há custo de depreciação do exercício
a ser registrado e, consequentemente, não serão deduzidos do resultado. É importante ressaltar
que o registro da depreciação somente ocorre na contabilidade regulatória.
250.000
200.000
150.000
REGULATÓRIO
100.000
SOCIETÁRIO
50.000
-
Figura 8 - Lucro Líquido Societário X Regulatório
Fonte: Dados da pesquisa.
Após análise dos principais componentes dos índices econômicos, parte-se para as análises de
rentabilidade, comparando-se os dados das demonstrações regulatórias e societárias.
73
Iniciam-se essas análises com a margem líquida, que é a análise que nos evidencia o quanto
de Lucro Líquido foi obtido para cada R$1 de venda, ou seja, tal procedimento demonstra se a
venda foi suficiente para cobrir os custos.
Em seguida analisa-se a rentabilidade do ativo. Analisar a rentabilidade do ativo é comparar
ativo com a rentabilidade produzida por ele, mas ativo não produz lucro líquido, o ativo
produz lucro operacional e este, para demonstrar uma análise correta, não pode conter em seu
valor o efeito do financiamento do ativo (MARTINS, 2012).
Posteriormente, a rentabilidade do patrimônio líquido é analisada. Esse índice é considerado
pelos analistas o mais importante dos indicadores, pois é a taxa de retorno sobre o capital
aplicado na empresa e não o retorno sobre o valor da empresa no final do período em análise
(MARTINS et al., 2012, p.227).
Por último, analisa-se o EBITDA, que significa “lucros antes de juros, impostos, depreciação
e amortização” (LAJIDA). Assim, será apresentado em virtude de ser uma informação
bastante publicada nos demonstrativos financeiros, porém, como expõem Martins et al.
(2012, p.237), esse índice é o caixa antes dos encargos financeiros, depreciação e impostos, é
a geração bruta de caixa, mas que nada diz sobre a qualidade dos lucros obtidos no período
analisado.
74
Tabela 5 - Indicadores das empresas – Margem líquida, Rentabilidades e Ebitda
Empresas
Margem
Líquida
Reg. Soc.
Rentabilidade do
Patrimônio
Reg.
Soc.
Rentabilidade do
Ativo
Reg.
Soc.
TME
ETES
ETEM
TRANSLES
TE
TRANSIRA
PE
TRANSUDE
STE
STC
LUMITRAN
S
ETEP
ERTE
ENTE
ECTE
EBTE
EATE
0%
15%
23%
51%
79%
42%
0%
5%
0%
16%
32%
11%
0%
2%
0%
5%
13%
3%
EBITDA
Reg.
Soc.
931
24.081
6.605
13.221
366
6.315
53%
68%
23%
19%
12%
12%
22.287
23.528
41%
56%
19%
19%
8%
9%
11.521
12.048
47%
28%
62%
42%
15%
10%
19%
12%
9%
4%
10%
5%
13.994
22.041
14.378
24.760
36%
65%
64%
57%
47%
0%
61%
47%
71%
73%
66%
51%
38%
73%
18%
37%
35%
38%
44%
0%
34%
19%
28%
27%
27%
24%
6%
25%
7%
20%
17%
19%
19%
0%
19%
8%
16%
15%
16%
13%
3%
15%
14.695
53.819
21.502
128.232
53.868
18.930
242.350
14.218
55.313
21.805
129.525
52.906
37.974
249.705
STN
52%
64%
24%
20%
12%
12%
105.521 107.861
Fonte: Dados da pesquisa.
A análise da margem líquida na contabilidade societária em todas as empresas analisadas é
superior em relação à regulatória, conforme mostra a Figura 9. Esse comportamento já
esperado devido à maior receita operacional líquida, cujo cálculo é efetuado com base na
modelagem do ativo financeiro, que, por sua vez, considera a TIR na definição da
remuneração da concessão. É importante destacar, conforme mencionado na análise do lucro
líquido, que não há a dedução do custo com depreciação dos ativos, uma vez que o ativo
imobilizado é reconhecido como ativo financeiro na contabilidade societária.
75
90%
80%
70%
60%
50%
40%
Margem Líquida
Regulatória
30%
20%
Margem Líquida
Societária
10%
STN
EATE
EBTE
ECTE
ENTE
ERTE
ETEP
LUMITRANS
STC
TRANSUDESTE
TRANSIRAPE
TRANSLESTE
ETEM
ETES
TME
0%
Figura 9 - Margem Líquida Regulatória X Societária
Fonte : Dados da pesquisa.
A análise da rentabilidade do patrimônio líquido tem como objetivo evidenciar a taxa de
retorno sobre o capital próprio investido. Esse é um dos principais indicadores para
demonstrar ao investidor se a empresa propõe rentabilidade superior ou inferior às outras
opções existentes no mercado. Conforme a Figura 10, nota-se que a rentabilidade do
patrimônio líquido de algumas empresas foi mais elevada na contabilidade societária se
comparadas à contabilidade regulatória. Tal fato decorre do fato de o lucro líquido societário a
ser superior ao regulatório.
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Rentabilidade do
Patrimônio Regulatório
TME
ETES
ETEM
TRANSLESTE
TRANSIRAPE
TRANSUDESTE
STC
LUMITRANS
ETEP
ERTE
ENTE
ECTE
EBTE
EATE
STN
Rentabilidade do
Patrimônio Societário
Figura 10 - Rentabilidade do Patrimônio Regulatório X Societário
Fonte: Dados da pesquisa.
De acordo com os valores apresentados na Figura 11, a Rentabilidade do Ativo (ROA)
demonstra um grau de eficiência superior na capacidade de geração de lucro nas
demonstrações societárias em relação às demonstrações regulatórias, exceto para as empresas
76
ETEP, ERTE, ENTE, ECTE e EATE, que apresentam uma maior rentabilidade sob o âmbito
das informações financeiras regulatórias.
O comportamento desse índice apresentados nas demonstrações societárias em relação às
demonstrações regulatórias se deve, principalmente, ao fato de haver a adição da TIR nos
cálculos do ativo financeiro, enquanto a distorção gerada para as empresas citadas, o desvio
do comportamento, demonstra uma possível distorção na modelagem do ativo financeiro.
25%
20%
15%
10%
Rentabilidade do Ativo
Regulatório
5%
Rentabilidade do Ativo
Societário
TME
ETES
ETEM
TRANSLESTE
TRANSIRAPE
TRANSUDESTE
STC
LUMITRANS
ETEP
ERTE
ENTE
ECTE
EBTE
EATE
STN
0%
Figura 11 - Rentabilidade do Ativo Regulatório X Societário
Fonte: Dados da pesquisa.
No cálculo do EBITDA, Figura 12, com base nas demonstrações societárias, indica-se uma
capacidade em gerar fluxos de caixa mais elevada que o EBITDA calculado com base nas
informações regulatórias. Vale destacar que a geração de caixa das empresas transmissoras é
baseada essencialmente nas demonstrações regulatórias, portanto, quando da análise da gestão
da empresa, deve-se evidenciar qual informação permite melhor entendimento do negócio.
300.000
250.000
200.000
150.000
EBITDA Regulatória
100.000
EBITDA Societária
50.000
-50.000
TME
ETES
ETEM
TRANSLESTE
TRANSIRAPE
TRANSUDESTE
STC
LUMITRANS
ETEP
ERTE
ENTE
ECTE
EBTE
EATE
STN
-
Figura 12 - EBITDA Regulatório X Societário
Fonte: Dados da pesquisa.
77
4.3 ANÁLISE DA PESQUISA QUALITATIVA
A segunda parte da pesquisa consiste em evidenciar o entendimento dos gestores acerca da
ICPC-01 e qual o impacto desta em seus processos decisórios. Avaliou-se que, as respostas
obtidas evidenciam que o impacto da ICPC-01 na tomada de decisão foi nulo, ou seja, não
existe o uso das informações societárias no processo de gestão. No entanto, identifica-se
sendo as informações regulatórias o pilar dessas decisões e sendo esta a base de toda
orientação do negócio.
Abaixo descreve-se as respostas do questionário dos gestores.
O respondente 1 (R1) não considera significativa as mudanças ocorridas com a ICPC-01 e por
isso acredita que não tenha havido impacto na tomada de decisão nas políticas internas da
empresa. Considerou que as informações contábeis regulatórias são as solicitadas com mais
frequência para tomada de decisão e que nenhuma decisão gerencial é tomada a partir das
informações contábeis societárias. Afirmou serem as informações contábeis regulatórias a
base das decisões internas da empresa. Considerou como mudança relevante a partir da ICPC01 a apresentação dos valores do Lucro Líquido, mas que por afetar o caixa não pode ser
realizado. Em sua opinião a adoção da ICPC-01 ocasionou elaboração das demonstrações
financeiras diferenciadas do conceito da concessão do negócio. Para R1 é importante assumir
o IFRS no Brasil, no entanto a publicação das demonstrações contábeis regulatórias é
relevante para as empresas de transmissão por ser base para a tomada de decisão, mas não
considera que tais demonstrações contábeis regulatórias trouxeram transparência ao negócio
por não ser a informação disponível para o investidor. Concorda que a adoção da ICPC-01
para o negócio transmissão de Energia é uma mera exigência da legislação societária e que o
impacto mais relevante dessa adoção é a adequação da Receita do negócio no período da
concessão.
O respondente 2 (R2) considera significativa as mudanças ocorridas com a ICPC-01 e que as
práticas contábeis foram a mais afetadas com essa adoção. Não concorda que as informações
societárias impactaram a análise de rentabilidade, por que tais informações não são
consideradas para esta análise. R2 considera as informações contábeis regulatórias as
solicitadas com mais frequência para tomada de decisão e que nenhuma decisão gerencial é
tomada a partir das informações contábeis societárias. Afirmou serem as informações
contábeis regulatórias a base das decisões internas da empresa. Considerou como mudança
78
relevante a partir da ICPC-01 a apresentação dos valores da infraestrutura que não é mais
ativo imobilizado é ativo financeiro. Em sua opinião a adoção da ICPC-01 é um assunto que
ainda precisa ser melhor discutido. Para R2 a ICPC-01 poderia não ter sido adotada no Brasil
porque não faz sentido a infraestrutura ser ativo financeiro e que é relevante a publicação das
demonstrações regulatórias por que é base para a tomada de decisão. Concorda que a
publicação das demonstrações regulatórias trouxe mais transparência para o investidor e para
a realidade do negócio e que a adoção da ICPC-01 é uma mera exigência da legislação
societária. Em sua opinião o impacto mais relevante da adoção dessa norma foi a mudança na
contabilização da infraestrutura.
O respondente 3 (R3) considera significativa as mudanças ocorridas com a ICPC-01 e que o
pagamento de dividendos foi a mudança mais afetada com essa adoção. Não concorda que as
informações societárias impactaram a análise de rentabilidade, por que tais informações não
são consideradas para esta análise. Considera que as informações contábeis regulatórias são as
solicitadas com mais frequência para tomada de decisão, e que nenhuma decisão gerencial é
tomada a partir das informações contábeis societárias. Afirmou serem as informações
contábeis regulatórias a base das decisões internas da empresa. Considerou como mudança
relevante a partir da adoção da ICPC-01 o aumento do valor das receitas. Em sua opinião a
adoção da ICPC-01 trouxe uma irrealidade para o valor das receitas. R3 não respondeu se a
ICPC-01 poderia não ter sido adotada no Brasil e que é relevante a publicação das
demonstrações regulatórias por que são as informações equiparadas ao projeto do negócio.
Concorda que a publicação das demonstrações regulatórias trouxe mais transparência para o
investidor e para a realidade do negócio e que a adoção da ICPC-01 é uma mera exigência da
legislação societária. Em sua opinião o impacto mais relevante da adoção dessa norma foi a
adequação da receita e da carga tributária projetada.
O respondente 4 (R4) considera significativa as mudanças ocorridas com a ICPC-01 e que as
informações societárias não são usadas .Concorda que as informações societárias impactaram
a análise de rentabilidade, mas que tais impactos não afetaram as decisões por que tais
informações não são consideradas para tomada de decisão. Considera que as informações
contábeis regulatórias são as solicitadas com mais frequência para tomada de decisão e que
nenhuma decisão gerencial é tomada a partir das informações contábeis societárias. Afirmou
serem as informações contábeis regulatórias a base das decisões internas da empresa.
Considerou como mudança relevante a partir da ICPC-01 a mudança na apresentação da
demonstração do resultado (DRE). Em sua opinião a adoção da ICPC-01 não deveria ter sido
79
adotada para o negócio transmissão de energia. Para R4 a ICPC-01 poderia não ter sido
adotada no Brasil porque prejudicou a análise das informações e a tomada de decisão da
administração.
Concorda que a publicação das demonstrações regulatórias trouxe mais
transparência para o investidor e para a realidade do negócio e que a adoção da ICPC-01 é
uma mera exigência da legislação societária. Em sua opinião os impactos mais relevantes na
adoção dessa norma foram: a mudança na elaboração das demonstrações financeiras; e o
aumento do custo das empresas sem gerar benefício pelo uso da informação. A seguir
descrição de parte das respostas:
Acho que a ICPC-01 trouxe mudanças relevantes, mas estas informações societárias
não são usadas, continua tudo como estava [...]. A ICPC-01 não permite a correta
gestão do caixa da empresa, distorceu a análise da geração de caixa [...]. Mudou
drasticamente a Demonstração do Resultado [...]. A ICPC-01 não deveria ter sido
adotada para o setor de transmissão de energia [...]. Essa norma não poderia ter sido
adotada, não trouxe nenhum valor agregado, prejudicou a análise e a tomada de
decisão da administração, dos credores e dos investidores [...]. O impacto mais
relevante foi mudar a elaboração das demonstrações financeiras; aumentar o custo
das empresas sem gerar benefício pelo uso das informações [...]. Considero ainda
mais relevante adotar informações que nenhuma empresa vai usar, com relação ao
setor de transmissão de energia [...]
O respondente 5 (R5) considera significativa as mudanças ocorridas com a ICPC-01, sendo a
mais relevante a mudança nos critérios de apuração da receita. Concorda que as informações
societárias impactaram a análise de rentabilidade, e que tais impactos afetaram a política de
dividendos. Considera que as informações contábeis regulatórias são as solicitadas com mais
frequência para tomada de decisão e que poucas decisões gerenciais são tomadas a partir das
informações contábeis societárias, citou como exemplo a projeção de balanços para cobertura
de covernants. Afirmou serem as informações contábeis regulatórias a base das decisões
internas da empresa, exceto para a projeção de balanços para a cobertura de covernants. R5
considera que a adoção da ICPC-01 mudou completamente o entendimento do negócio. Em
sua opinião a adoção da ICPC-01 precisa de adaptações para melhor aplicabilidade no setor.
Concorda com a adoção da a ICPC-01 no Brasil, e expõe que o ideal seria uma implantação
gradativa para facilitar o entendimento. Considera que a publicação das demonstrações
regulatórias trouxe mais transparência para o investidor e para a realidade do negócio e que a
80
adoção da ICPC-01 é uma mera exigência da legislação societária. Em sua opinião o impacto
mais relevante da adoção dessa norma foi o entendimento da natureza do negócio.
Os 5 (cinco) respondentes foram unânimes em afirmar que todas as decisões gerenciais são
tomadas com base nas informações contábeis regulatórias e por isso são as informações mais
solicitadas pelos gestores. De acordo com as respostas, praticamente nenhuma decisão é
tomada a partir das informações societárias. Todos os questionados concordaram que a ICPC01 trouxe mudanças relevantes para o negócio transmissão de energia, no entanto tais
mudanças não modificaram as decisões gerenciais e que a publicação das Demonstrações
Regulatórias é importante porque é a informação base para decisão e trouxe mais
transparência para o investidor. Todas 5 (cinco)pessoas pesquisadas
concordaram ser a
adoção da ICPC-01 uma mera exigência da legislação societária e o fator que mais impactou o
negócio foi a adequação da Receita no período de concessão.
81
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Esta dissertação de mestrado teve como objetivo geral analisar se houve alterações nas
informações utilizadas como base para tomada de decisões gerenciais pelos gestores das
empresas de Transmissão de Energia elétrica após a adoção da ICPC-01 – Contratos de
Concessão, que emergiu após as mudanças no ambiente contábil estabelecidas pela Lei
11.638/2007, com o propósito de suscitar discussões sobre a necessidade da adoção da
informação contábil societárias com a adequação dessa norma. Considerou-se que o objetivo
geral desta dissertação foi plenamente atingido, uma vez que com base nas respostas dos
gestores pesquisados detectou-se que não houve alteração nas informações utilizadas para a
tomada de decisões gerenciais.
Além disso, a pesquisa teve como objetivos específicos os seguintes pontos:
I – Conhecer a variação nos indicadores econômicos com base na análise comparativa das
informações divulgadas nas demonstrações contábeis societárias e regulatórias.
II - Conhecer quais informações contábeis são solicitadas com mais frequência pelos gestores
das empresas de transmissão de energia elétrica do Brasil para tomada de decisão, se
Informações Contábeis Societárias ou Regulatórias.
Considerou-se que os objetivos específicos desta dissertação de mestrado foram alcançados.
Com a análise dos índices econômicos, verificou-se que a variação existente entre os índices
calculados com base nas informações societárias e regulatórias é decorrente da aplicação da
ICPC-01. Com base na aplicação da pesquisa qualitativa, verificou-se que as informações
contábeis usadas como base para a tomada de decisão são as regulatórias.
Esta dissertação de mestrado tinha como questão de pesquisa a seguinte pergunta: Houve
alterações nas informações utilizadas como base para tomada de decisões gerenciais pelos
gestores das empresas de Transmissão de Energia elétrica após a adoção da ICPC-01 –
Contratos de Concessão, que emergiu após as mudanças no ambiente contábil estabelecidas
pela Lei 11.638/2007?
Com base nas evidências detectadas pelo conteúdo das respostas dos questionários aplicados
aos gestores das Transmissoras do Grupo Alupar, detectou-se que as informações societárias,
com adequação da ICPC-01, não estão atendendo às necessidades reais do negócio
transmissão com relação à Tomada de Decisão.
82
A partir do resultado obtido da análise das respostas deste estudo, pode-se dar início às
discussões com relação aos benefícios e à necessidade da adoção da ICPC-01 para a atividade
de Transmissão de Energia no Brasil. No conteúdo das respostas, foi mencionado como ponto
relevante da adoção dessa norma o aumento do custo das empresas transmissoras sem a
geração do benefício pelo uso da informação.
As novas regulamentações do Agente Regulador – ANEEL, com a publicação da Resolução
579/2012 que objetiva reduzir os custos da energia para o consumidor, trazem para o
investidor um cenário no mínimo inquietante, pois as margens de rentabilidade tendem a
diminuir e a redução dos custos deverá ser uma meta constante na gestão deste negócio, pois,
embora a atividade não esteja diretamente ligada ao consumidor, todo e qualquer variação no
fluxo financeiro da transmissão reflete na distribuição de energia (atividade que tem vínculo
direto com o consumidor) e, portanto, faz-se necessário a eficiência de caixa para
sobrevivência da empresa.
Conclui-se que as respostas obtidas dos gestores das transmissoras de energia auxiliam na
formação de uma visão crítica acerca da aplicação do ICPC-01 nessas empresas, ou seja,
espera-se que, a partir deste estudo, sejam iniciadas discussões acadêmicas sobre o tema, que
objetive rever a aplicação dessa norma para evitar custos desnecessários em um negócio no
qual a rentabilidade é fixa, ou seja, o investidor, no leilão para adquirir a concessão das
transmissoras, já conhece o quanto ganhará no decorrer do prazo do contrato. Portanto, se a
informação não está atingindo seu principal objetivo que é fornecer base necessária ao usuário
para gerir o negócio, há que ser revisada a necessidade de sua adoção e aplicabilidade.
Portanto, a contribuição desse estudo para o negócio de transmissão de energia está pautada
na necessidade de levantar questionamentos juntos aos órgãos reguladores responsáveis pela
regulamentação da norma societária ICPC-01, para a revisão da adoção desta para a
transmissão de energia no Brasil. Esta argumentação é baseada nos dados apurados nesta
pesquisa com os gestores.
Como delineamento para futuros trabalhos, sugere-se que seja feita a pesquisa dos reflexos da
adoção da ICPC-01 – Contratos de Concessão com analistas de mercados para se conhecer
quais informações estão sendo usadas e solicitadas por esses usuários externos na tomada de
decisão para concessão de empréstimos e financiamentos.
83
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86
APÊNDICE A- QUESTIONÁRIO DA PESQUISA
O questionário abaixo é parte integrante do trabalho de conclusão do
Mestrado Profissional em Controladoria Empresarial de Maria Eveline
Rodrigues Gomes.
O presente estudo tem a finalidade de mostrar os impactos da ICPC01-Contratos de Concessão nas decisões gerenciais dos gestores das
Empresas de Transmissão de Energia Elétrica.
TITULO DA PESQUISA: Estudo do impacto da adoção da ICPC-01 nas
decisões gerenciais considerando as normas societárias e regulatórias nas
empresas de transmissão de energia elétrica do Brasil.
Assim, solicito a sua contribuição preenchendo o questionário e
reenviando para o endereço eletrônico de envio.
1.DADOS DO ENTREVISTADO
Idade
[ ]26 a 35 anos;
[ ]36 a 45 anos;
[ ]Mais de 45 anos.
Sexo
[ ] Feminino
[ ]Masculino
Qual Cargo exerce na Companhia?__________________
87
Escolaridade:
( )2º Grau Completo
( )3º Grau Completo
( )MBA
( )Mestrado
( )Doutorado
2 QUESTIONÁRIO
1. Em sua opinião as mudanças ocorridas com a adoção do ICPC 01 nas
empresas de transmissão trouxe alguma mudança significativa nas decisões
internas da companhia?Cite a mais relevante?
2. Com a adoção da ICPC 01, as informações societárias influenciaram os
possíveis com relação a analise de rentabilidade da empresa?Se sim, isso afetou
a tomada de decisão na política interna da empresa?
3. Para a tomada de decisões gerenciais internas, com uso das informações
contábeis, quais informações são solicitadas com mais frequência: societárias ou
regulatórias?
4. Quais decisões gerenciais são tomadas a partir das informações
societárias, considerando a adoção da ICPC 01?
5. Quais decisões gerenciais são tomadas a partir das informações
regulatórias?
6. Houve alguma mudança relevante para as Empresas de Transmissão de
Energia Elétrica com a introdução da ICPC 01?
7. Qual sua opinião sobre a adoção da ICPC 01 para as empresas de
Transmissão de Energia?
8. Em sua opinião a ICPC 01 poderia não ter sido adotada no negócio
Transmissão?Por quê?
88
9. Em sua opinião a exigência da ANEEL para a publicação das
Demonstrações contábeis regulatórias tem relevância para as empresas de
transmissão?
10. Em sua opinião a publicação das demonstrações regulatória, trouxe
mais transparência para o investidor para a realidade do negócio de transmissão?
11. Você concorda com a frase “A adoção da ICPC 01 para o negócio de
Transmissão de Energia é uma mera exigência da legislação societária”?
12. Em sua opinião, qual impacto foi mais relevante no negócio de
Transmissão com a adoção da ICPC 01?
89
APÊNDICE B – RESUMO DAS RESPOSTAS
Respostas
R1
1. Em sua opinião as
mudanças
ocorridas
com a adoção do ICPC
01 nas empresas de
transmissão
trouxe
NÃO
alguma
mudança
significativa
nas
decisões internas da
companhia?Cite a mais
relevante?
2. Com a adoção da
ICPC
01,
as
informações societárias
influenciaram
os
possíveis
impactos
com relação a analise
NÃO
de rentabilidade da
empresa?Se sim, isso
afetou a tomada de
decisão na política
interna da empresa?
3. Para a tomada de
decisões
gerenciais
internas, com uso das
informações contábeis,
REGULATÓRIAS
quais informações são
solicitadas com mais
frequência: Societárias
ou regulatórias?
4. Quais decisões
gerenciais são tomadas
a
partir
das
informações
societárias,
considerando a adoção
da ICPC 01?
R2
SIM.PRATICAS
CONTÁBEIS
NÃO,
INFORMAÇÕES
USADAS NÃO
CONSIDERAM
MODIFICAÇÕES
A PARTIR IFRS
R4
R5
SIM,PRÁTICAS
SIM,AS
INFORMAÇÕES
SOCIETÁRIAS NÃO
SÃO USADAS,
SIM,MUDANÇA NOS CRITÉRIOS DE
APURAÇÃO DA RECEITA.
DE PAGAMENTO
DIVIDENDOS
NENHUMA
5. Quais decisões
gerenciais são tomadas
a
partir
das
informações
regulatórias?
TODAS DO
NEGÓCIO
TODAS
6.
Houve
alguma
mudança
relevante
para as Empresas de
Transmissão
de
Energia Elétrica com a
introdução da ICPC
01?
SIM,
APRESENTARA
M LUCRO , MAS
ÕES USADAS
NÃO
CONSIDERAM
AS
MODIFICAÇÕES
7. Qual sua opinião
sobre a adoção da
ICPC 01 para as
empresas
de
Transmissão
de
Energia?
DF'S
DIFERENCIADAS
, DENTRO DO
CONCEITO
CONCESSÃO
ASSUNTO
AINDA PRECISA
SER MELHOR
DISCUTIDO
SIM, NÃO AFETOU
PORQUE NÃO UTILIZA
AS INFORMAÇÕES
CONSIDERANDO
SIM, A POLITICA DE DIVIDENDOS
ICPC-01
IFRS
NENHUMA
TODAS DO
NEGÓCIO
SIM, A
INFRAESTRUTU
RA NÃO É MAIS
ATIVO
IMOBILIZADO, É
ATIVO
FINANCEIRO
CONTINUA TUDO
COMO ERA
NÃO,INFORMAÇ
REGULATÓRIAS REGULATÓRIAS
NENHUMA
POR FALTA DE
CAIXA NÃO
PODERAM
PAGAR
R3
SIM,AUMENTO
RELEVANTE
DAS RECEITAS
IRREALIDADE
DO VALOR DAS
RECEITAS
REGULATÓRIAS
REGULATÓRIAS
NENHUMA
POUCAS, PROJEÇÃO DE
BALANÇOS PARA COBERTURA DE
COVERNANTS
TODAS
TODAS, EXCETO PROJEÇÃO DE
BALANÇOS PARA COBERTURA DE
COVERNANTS
SIM, A
DEMONSTRAÇÃO DO
RESULTASDO MUDOU
DRASTICAMENTE
QUE NÃO DEVERIA
TER SIDO ADOTADO
PARAS A
TRANSMISSÃO DE
ENERGIA
SIM, MUDOU COMPLETAMENTE O
ENTENDIMENTO DO NEGÓCIO
PRECISA DE ADAPTAÇÕES PARA
MELHOR APLICABILIDADE NO
SETOR
90
Respostas
R1
8. Em sua opinião a ICPC
01 poderia não ter sido
adotada
no
negócio
Transmissão? Porque?
9. Em sua opinião a
exigência da Aneel para a
publicação
das
Demonstrações contábeis
regulatórias tem relevância
para as Empresas de
transmissão?
NÃO,
IMPORTANTE
ASSUMIR O
IFRS NO
BRASIL
SIM, POIS
TODAS AS
DECISÕES
INTERNAS
SÃO
TOMADAS A
PARTIR DAS
DCR'S
R3
SIM, NÃO FAZ
SENTIDO A
INFRAESTRUTURA
SER ATIVO
FINANCEIRO
R4
SIM, NÃO TROUXE
NENHUM VALOR
NÃO
RESPONDEU
AGREGADO, PREJUDICOU
A ANÁLISE E A TOMADA
DE DECISÃO DA
ADMINISTRAÇÃO, DOS
CREDORES E DOS
INVESTIDORES
R5
PODERIA, O IDEAL SERIA
UMA IMPALNTAÇÃO
GRADATIVA PARA
FACILITAR O
ENTENDIMENTO.
SIM,SÃO
INFORMAÇÕE
S
EQUIPARADAS
AO PROJETO
DO NEGÓCIO
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
ADEQUAÇÃO
DA RECEITA
MUDANÇA NA
ADEQUAÇÃO
DA RECEITA E
10. Em sua opinião a NÃO, PORQUE
publicação
das
NÃO É A
demonstrações regulatórias, VÁLIDA PELA
trouxeram
mais LEGISLAÇÃO
transparência
para
o SOCIETÁRIA
investidor e para a realidade EM VIGOR.
do negócio de Transmissão?
11.Você concorda com a
frase “ A adoção da ICPC
01 para o negócio de
Transmissão de Energia é
uma mera exigência da
legislação societária”?
R2
SIM, BASE PARA
TOMADA DE
DECISÃO
MUDAR A ELABORAÇÃO
12.Em sua opinião, qual
impacto foi mais relevante
no negócio de Transmissão
com a adoção da ICPC 01?
NO PERÍODO
DE
CONCESSÃO
CONTABILIZAÇÃO
DA
INFRAESTRUTURA
CARGA
TRIBUTÁRIA
PROJETADA
DAS DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS; AUMENTAR
O CUSTO DAS EMPRESAS
SEM GERAR BENEFÍCIO
PELO USO DA
INFORMAÇÃO
O ENTENDIMENTO DA
NATUREZA DO NEGÓCIO