A obrigação de renovar as concessões em 2012

Como se observou nos capítulos anteriores, o Grupo Eletrobras foi utilizado, de forma sistêmica, como mecanismo de controle de preços no setor elétrico nacional, forçando os preços nos leilões

greenfield de geração e transmissão para baixo, simulando para o mercado uma situação de

sucesso do modelo.

Apesar deste fato ocorrer de forma sistêmica desde 2008, foi em 2012 que o governo federal tomou sua medida mais extrema, ao exigir que todas as subsidiárias do Grupo com negócios em geração e que tinham contratos vencendo entre 2015 e 2017 (Eletronorte, Chesf e Furnas) aceitassem as regras propostas pelo MME. Na época, o presidente do conselho de administração da Eletrobras era o secretário executivo do MME que criou a proposta – evidenciando um grave conflito de interesses em desfavor dos investidores minoritários.

Desde a renovação de suas concessões, a Eletrobras apresentou os seguintes resultados:

 2012: Prejuízo de R$6,9 bilhões – já reconhecendo parte do impacto da MP579 por aceitar receber uma indenização menor do que o valor contábil dos ativos (ELETROBRAS, 2013)  2013: Prejuízo de R$6,3 bilhões (ELETROBRAS, 2014)

 2014: Prejuízo de R$2,9 bilhões (ELETROBRAS, 2015)  2015: Prejuízo de R$14,4 bilhões (ELETROBRAS, 2016)

Ressalta-se que estes prejuízos foram verificados mesmo a empresa tendo recebido parte representativa da indenização referente aos ativos de transmissão RBNI e sobre os ativos de geração do projeto básico neste período. Com o final do pagamento destas indenizações, espera- se um aumento ainda maior nos prejuízos do Grupo, o que pode inviabilizar por completo sua existência. O efeito das interferências do governo na gestão da empresa podem ser observados na figura a seguir.

Figura 8: Comportamento das ações do grupo Eletrobras (ELET6)

Fonte: Exame.com.br

Assim, fica comprovado que a política de interferência no Grupo Eletrobras não interessa nem ao consumidor, nem ao investidor minoritário – servindo exclusivamente como política pública de controle de preços e intervenção estatal na economia.

1.7.2 Principais diferenças do modelo estatal brasileiro (Eletrobras) para o Norte- Americano

Na época da MP579, utilizou-se as empresas estatais americanas como justificativa para renovação das concessões junto à Eletrobras, com o argumento de que naquele país o modelo de operação estatal funcioava bem em usinas hidrelétricas. No entanto, este argumento não pode ser utilizado, posto que existem diferenças fundamentais entre os modelos. Na tabela a seguir tenta- se resumir as diferenças que existem entre o modelo brasileiro e o norte-americano.

04/01/2012: R$25,33

Tabela 15: Diferenças e semelhanças entre a realidade setorial americana e canadense em comparação com a brasileira

EUA Brasil (cotistas)

A energia hidrelétrica representa cerca de 7,7% da geração total

A energia hidrelétrica representa cerca de 63,2% da geração total

Os operadores são autarquias federais sem fins lucrativos

Os operadores são empresas 100% privadas ou de capital misto, com fins lucrativos

Todos os investimentos são aprovados ex-ante e pagos com recursos federais

Os investimentos são aprovados ex-post e exigem capital próprio dos operadores As represas têm como principal

objetivo o uso da água para distribuição, navegação e irrigação; a hidrelétrica é uma forma de financiar estes objetivos

As represas tem como principal objetivo a geração hidrelétrica

As principais usinas hidrelétricas já têm seu investimento inteiramente amortizado

As principais usinas hidrelétricas ainda não tem seu investimento inteiramente amortizado

A FERC regula apenas as empresas privadas, sendo que as estatais prestam contas como autarquias

A ANEEL regula todas as empresas que atuam no setor elétrico

A energia gerada por hidrelétricas (mais barata) é direcionada para as áreas mais afetadas pela usina e para populações menos favorecidas

A energia gerada por hidrelétricas possui o mesmo tratamento que as demais fontes

Portanto, detalhando as duas principais diferenças:

 NosàEUáàeà oàCa ad ,àasàe p esasàpú li asà ueàope a àasàusi asà elhas àte à o t oleàà 100% estatal; ao contrário da Eletrobras, estas empresas não visam lucro, e por isso podem operar usinas com taxa de retorno zero. Já a Eletrobras é uma empresa de capital misto, isto é, deveria ter uma gestão de mercado, já que possui acionistas minoritários que tem por objetivo o retorno sobre o capital investido. Mesmo assim, a empresa é utilizada pelo governo federal com cunho político, o que gera graves problemas de conflito de interesses; e

 As empresas estatais americanas e canadenses são impedidas de concorrer em leilões de energia nova – situação contrária à da Eletrobras, que é obrigada a participar destes leilões justamente para forçar um preço inexequível à iniciativa privada.

Ainda, é importante observar que, assim como no caso dos Estados Unidos, onde a concessão é renovada a partir de uma proposta da concessionária atual avaliada pela Agência, no Canadá a proposta pela reversão dos ativos também é feita pelo investidor. Em ambos os casos, então, há a o s i iaàdeà ueàu àp ojetoàde eàse à oe e te,àeà ueàpessoasà o pete tesàa alia ãoàoà asoàaà aso .àE à ueàpeseàesteà todoàd àu àpode àdis i io ioà uitoàg a deàaoà egulado ,àtudoà à feito ex-ante – ou seja, caso a decisão não seja favorável ao investidor, ele simplesmente não executa o projeto. Nada fica para ser discutido depois que a situação está posta.

Ressalta-se que, conforme visto no modelo americano das concessionárias que são reguladas pela FERC, o Brasil optou por um modelo similar ao americano: renovar com o concessionário por meio de regras discricionárias da agência. Por que, então, as geradoras do Brasil optaram pela não- renovação (se este é um modelo de sucesso na América)? Buscando todos os tópicos já levantados neste trabalho, é possível fazer um cotejo entre os problemas levantados pelas empresas brasileiras e a realidade dos países desenvolvidos.

a) No Brasil, as concessionárias ainda tinham o direito de vender sua energia de 2013 a 2015 (ou 2017, dependendo da usina) pelo valor do PLD (já que a maior parte da energia estava descontratada), muito acima do valor proposto pelo governo para renovação antecipada da concessão; esta manobra não existe nos EUA, que só propõe a renovação no final efetivo do contrato. O Canadá não tem este problema pois as concessões são perpétuas, e na Noruega elas não são renováveis, revertendo ao governo federal ao término de 60 anos;

b) áà etodologiaàdeàa aliaçãoàdosà i esti e tosà ãoàa o tizados àpa aà e e sãoàdaàusina não era clara, e os valores inicialmente propostos (apenas do projeto básico) foram considerados insuficientes pelos concessionários. Em que pese o Decreto 7.850 tenha sido publicado em 30 de novembro de 2012, autorizando a indenização dos investimentos i e e tais ,àasà eg asàai daàe a ài e tasà sendo, inclusive, até hoje) e a diferença do faturamento nos 3 ou 5 anos (dependendo da concessão) causado pela distância entre o PLD e a GAGO&M proposta. Nos EUA e na Noruega, não há esta discórdia pois a regra é

bastante clara: todos os investimentos devem ser amortizados ao longo do período de concessão, não cabendo indenização ao final (mesmo os custos de substituição / modernização de ativos devem ser previstos no momento da licença). No Canadá, o valor de reversão pode ser acordado desde antes da construção da usina; além disso, não

observou-se em nenhum outro lugar um movimento do governo local em tentar antecipar o final de um contrato;

c) A mudança de perfil do empresário não foi levada em conta. Isso porque o governo quis que o concessionário investidor (cujo negócio são projetos greenfield) aceitasse mudar seu perfil para um operador de usina (apenas firmando um contrato de O&M). No momento da proposta (em 2012) não se sabia como um operador que ganharia apenas um valor de operação marginal poderia suportar (financeiramente) a troca de equipamentos importantes e caros, como uma turbina (se fosse o caso). Apenas 1 ano depois da MP 579 ter sido publicada (e, consequentemente, 1 ano depois das concessionárias terem dito ão à à e o ação à à ueàfoiàpu li adaàaàpo ta iaà àdoàMMEà e à àdeà o e oàdeà ,àda doà àáNEELàaà espo sa ilidadeàdeà egula e ta àaà ealizaçãoàdeài esti e tosà com vistas a manter a qualidade e a continuidade da prestação do serviço pelas Usinas Hidrelétricas, cujas concessões foram prorrogadas ou licitadas nos termos da Lei no . ,àdeà àdeàja ei oàdeà .àápe asàe à àdeàdeze oàdeà àaàáNEELàpu li ouà a Resolução Normativa 642 indicando a forma de reconhecimento destes novos investimentos na tarifa (RAG) das usinas; nos EUA, todos os investimentos já devem ser previstos ex-ante, no momento da licença (ou da renovação da licença), dando mais segurança aos concessionários.

2. A Medida Provisória 579/2012