X SEMINÁRIO INTERNACIONAL CPC
NORMAS CONTÁBEIS INTERNACIONAIS
Rate Regulated Activities
Iara Pasian
Coordenação Nacional do GT - Energia
11 de novembro de 2013
Histórico no Brasil
1) Os contratos de concessão de distribuição assinados após 1995 (Nova Lei das
Concessões) foram elaborados com a premissa de estabilidade econômica ao longo
da concessão – 30 anos (inflação e câmbio controlados e fatores variáveis como
água no reservatório monitorados). Esses contratos previam o reajuste tarifário dos
custos não gerenciáveis da distribuidora na data de aniversário do contrato –
mensuração anual (ponta a ponta). Não capturavam as variações mensais de
custos gerando perda financeira para as distribuidoras..
2) Em 1999, mudança da política econômica - câmbio flutuante – minidesvalorização.
3) Entre junho de 2001 e fevereiro de 2002 ocorreu o período de racionamento que
gerou perdas significativas para as geradoras e distribuidoras, resultando no Acordo
Geral do Setor Elétrico.
4) Em 31 de dezembro de 2001, após análise do mecanismo de tarifa das
distribuidoras, da Medida Provisória convertida em Lei e das demais
regulamentações, as quais garantiram o recebimento dos custos adicionais
decorrentes do racionamento, o Comunicado Técnico elaborado pelo IBRACON foi
aprovado pelas distribuidoras, CVM e ANEEL, permitindo o registro dos ativos
decorrentes do racionamento (custos adicionais) e das variações da Parcela A . Os
contratos de concessão foram modificados para inclusão do mecanismo da
Parcela A.
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Mecanismo de Tarifa Simplificado
Composição da Receita de uma Distribuidora – requerida
Parcela A
(custos não gerenciáveis)
Sem margem
Repasse anual
Parcela B
(custos gerenciáveis)
Com margem
Recomposição a cada 4 ou 5 anos
• Compra de Energia Elétrica para
Revenda
• Despesas de Operação e
Manutenção
• Custo com Transporte de Energia
• Despesas de Capital:
Depreciação regulatória
Remuneração do Capital
• Encargos Setoriais
• Componentes Financeiros
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• Fator X
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Implementação do IFRS no Brasil - base 31.12.2010
•
Em resumo, de acordo com o arcabouço do IFRS, os ativos regulatórios no
Brasil não se qualificam como ativo devido aos seguintes fatos:
a) O saldo do ativo regulatório não pode ser individualizado e, portanto,
confirmado pelo devedor individual.
b) A realização dos ativos regulatórios depende de evento futuro que é o do
consumo de energia; portanto, a receita não está sob o controle da entidade
distribuidora.
c) Os ativos regulatórios não podem ser vendidos (securitizados), portanto, o
único processo de realização é através do consumo de energia.
d) Não existe definição no ambiente regulatório, nem previsão contratual de
que as entidades distribuidoras terão indenização dos saldos dos ativos
regulatórios remanescentes no final de concessão. O direito contratual
garantido é o direito de cobrar dos consumidores através do mecanismo de
tarifa e durante o prazo da concessão.
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Considerações gerais sobre o arcabouço do IFRS e questionamentos
sobre o impedimento do registro contábil desses ativos
• Parte dos profissionais consultados nos diversos países entende que não há
necessidade de alterar o arcabouço do IFRS para permitir o registro dos ativos
regulatórios e outra parte entende que além da emissão de pronunciamento
específico sobre atividade regulada, também há necessidade de alteração do
arcabouço do IFRS.
• A realização de um ativo sempre dependerá das atividades futuras da Companhia
em qualquer indústria como estoques, imobilizado, intangível, impostos diferidos
(prejuízos). Todos dependem de consumo futuro - geração de receita provável.
• No caso dos ativos regulatórios, a comunidade contábil do setor entende que esses
ativos tem uma garantia assegurada para sua realização que é a da área de
concessão dos consumidores cativos. Esses garantem a realização dos ativos
regulatórios.
• Continua sendo um sistema de condomínio. Energia é um bem de primeira
necessidade. A forma de gerar, transmitir e distribuir energia no Brasil não deverá
sofrer mudanças tecnológicas significativas nos próximos anos e tampouco dos
consumidores classificados como cativos. Não existe previsão de
desregulamentação do setor a curto prazo.
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Posição preliminar do GT Energia do IBRACON
Concordamos com o registro de ativos e passivos regulatórios desde que seja uniforme
com os critérios utilizados antes da implementação de IFRS no Brasil.
Considerando:
1) As práticas contábeis norte-americanas que foram a base para o registro dos ativos
e passivos regulatórios no Brasil – Parcela A - regulamentada em 2001.
2) Somente deve ser permitido o registro de custos incorridos com garantia contratual
de repasse periódico nas tarifas. No caso das distribuidoras de energia, seriam os
custos não gerenciáveis pela concessionária, denominados Parcela A, desde que
regulamentados pelo Poder Concedente.
3) Excepcionalmente, deve ser permitido o registro de ativos regulatórios provenientes
de Programas Especiais de Receitas, desde que regulamentados pelo Poder
Concedente. Exemplo: perda de margem das distribuidoras no racionamento –
período de junho de 2001 a fevereiro de 2002.
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Posição preliminar do GT Energia do IBRACON
4) “Legal Opinion” não poderão ser aceitos para registro de ativos regulatórios. A
ANEEL tem que reconhecer o direito de repasse da distribuidora para que o registro
contábeil seja feito. Exemplo: lições aprendidas com os americanos.
5) Adicionalmente, é importante que as distribuidoras negociem com o Poder
Concedente a alteração dos contratos de concessão de forma a garantir que no
final da concessão qualquer ativo ou passivo regulatório registrado nas
demonstrações financeiras serão considerados para efeitos de indenização
(aumento/redução do valor). Atualmente, os contratos não estão formalizados com
relação a esse direito. Existe somente interpretação sobre o assunto.
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Consequências do não registro de ativos e passivos
regulatórios
1) Com a tendência da mudança da matriz energética brasileira nos próximos anos
devido à restrição de construção de usinas hidrelétricas com reservatórios para
armazenagem de água, haverá a necessidade de utilização de outras fontes de
energia como termelétricas e as complementares (eólicas, biomassa, solar e
outras) com custos mais elevados do que o custo da energia hidrelétrica. Esse fato
deverá gerar variações significativas nos custos da Parcela A – não gerenciável
pela Concessionária de Distribuição, impactando os resultados trimestrais e anuais
das companhias. Exemplo: Utilização de termelétricas no ano de 2013 – impacto
gerado nas distribuidoras.
2) Falta de consistência na mensuração e divulgação dos resultados.
3) Incerteza dos acionistas impactando os montantes de dividendos a serem
distribuídos anualmente.
4) Distanciamento entre as contabilidades societária, regulatória e fiscal.
5) Impactos na mensuração de covenants e na situação financeira das distribuidoras.
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Muito Obrigada
2013-1435
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