A receptividade do mercado em 2012

Como visto no capítulo anterior, o mercado precisava analisar a proposta do governo federal com base em três variáveis principais:

Variável 1: Indenização

Pergunta a ser respondida: O valor ofertado pelos investimentos não amortizados atende ao disposto na lei 8.987/1995? Ressalta-se que o termo aditivo exigia que a concessionária que aceitasse os termos propostos renunciasse a qualquer direito adicional, isto é, se as empresas entendessem que o valor era insuficiente para cobrir seus investimentos não amortizados, deveria optar por não renovar, judicializandoàaà uestãoàap sàoàfi alà o di io àdoà o t ato.

CLÁUSULA SEGUNDA - OBJETO DO CONTRATO

Subcláusula Segunda - A Concessionária renuncia a quaisquer direitos preexistentes que contrariem o disposto na Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, e nas relações jurídicas constituídas e decorrentes de atos praticados durante sua vigência, que se conservarão por ela regidas, ou na Lei a que venha a ser convertida, referente à concessão relacionadas no Anexo 1 deste Contrato.

Variável 2: Antecipação do fim do contrato

Pergunta a ser respondida: Qual a receita da qual as empresas precisariam abrir mão, de janeiro deà àat àoàfi à o di io àdoà o t atoàdeà o essãoà àaà ,à o side a doà ueàseus contratos no ACR estavam vencendo, e que elas poderiam comercializar livremente toda a garantia física das usinas neste período? Responder a esta pergunta dependia fundamentalmente de uma projeção do PLD para o periodo-teste, e o resultado desta análise deveria ser comparado com os potenciais ganhos auferidos nos 30 anos de prorrogação do contrato (próxima variável).

Variável 3: Revisão Tarifária

Pergunta a ser respondida: Quais os potenciais ganhos que a renovação do contrato por 30 anos podem trazer aos investidores? Aqui, devido ao curto tempo que as empresas tinham para analisar todas as possibilidades, a conta que foi feita foi simples: comparar a GAG-O&M com os custos reais de cada usina. A diferença seria o ganho teórico ao longo do novo período de contrato.

O resultado destas análises pelo mercado não poderia ter sido pior: a indenização não cobria nem mesmo o valor residual contábil dos ativos (VALOR, 2012a), mesmo sabendo-se que o valor contábil não sofre correção monetária e que, portanto, estavam sem atualização desde janeiro de 1996. Além disso, como visto no capítulo 2.2.2, as perdas financeiras pela impossibilidade de comercializar livremente a energia das usinas por no mínimo três anos, por si só, inviabilizava completamente a proposta do governo. Finalmente, o mercado constatou que a GAG-O&M proposta pela ANEEL não chegava a cobrir nem mesmo os custos reais das usinas – ou seja, na prática o negócio daria prejuízo, e não lucro.

Face a estes problemas, apenas o Grupo Eletrobras, a DME-Energética e a EMAE aceitaram as regras definidas pelo governo. O Grupo Eletrobras aceitou as regras por pressão do governo federal – o que foi, inclusive, informado pela empresa à ANEEL anos depois, tendo sido multada pela CVM por esta prática (G1, 2015). Já a EMAE renovou sua concessão de Henry Borden pois esta cumpre uma função de utilidade pública no município de São Paulo, que vai além da simples comercialização de energia elétrica – não sendo, inclusive, interessante comercialmente a nenhum outro operador44_{. Finalmente, a DME aceitou renovar a concessão de da PCH Antas I (8,6 MW) por}

ser uma usina que era vinculada à sua distribuidora de energia (com mercado inferior a 500 GWh / ano, e por isso com a possibilidade de gerar parte da energia comercializada), já que a forma de reconhecimento de custos e de ativos é diferente, por fazer parte da tarifa da distribuidora.

Mesmo não sendo escopo deste estudo analisar o impacto da MP579 sobre o segmento de transmissão, ressalta-se que este também não aceitou bem as propostas em um primeiro momento, sendo que o conselho da CTEEP chegou reprovar a renovação de suas concessões – o

44 _{Desde outubro de 1992, a operação de Henry Borden (composto por duas usinas de alta queda (720 m),} com 14 grupos de geradores que somam 889 MW) vem atendendo às condições estabelecidas na Resolução Conjunta SMA/SES 03/92, de 04/10/92, atualizada pela Resolução SMA-SSE-02, de 19/02/2010, que só permite o bombeamento das águas do Rio Pinheiros para o Reservatório Billings para controle de cheias, reduzindo em 75% aproximadamente a energia produzida em Henry Borden.

que gerou críticas por parte do governo e da ANEEL (VALOR, 2012b). Para contornar o problema, foi publicada a medida provisória 591/2012, que – para o segmento de transmissão – aceitava indenizar os ativos constituídos antes de maio de 2000 (chamados de Rede Básica – Sistema Existente, ou RBSE). Com esta alteração, todos os concessionários deste segmento aceitaram a proposta.

Tentanto obter o mesmo sucesso no segmento de geração, foi publicado o decreto 7.850/2012 que aceitava indenizar os ativos imobilizados após a entrada em operação da usina. No entanto, ao contrário do que ocorreu no segmento de transmissão, mesmo com este novo incentivo o conjunto das regras continuou não sendo atrativo, mantendo a decisão pela não-renovação de todos os agentes, exceto os já citados anteriormente.

A seguir demonstra-se um breve resumo das etapas que culminaram na conversão da MP 579/2012 na lei 12.783/2013, com as ações tomadas pelo governo e pelo mercado neste período.

 11 de setembro de 2012: O MME anuncia em Brasília as regras inicias para a renovação das concessões de Geração e Transmissão (MP 579), preocupando empresas e investidores.  9 de novembro de 2012: As Notas Técnicas da ANEEL e do MME são divulgadas, trazendo os

cálculos iniciais das receitas anuais e das indenizações

 22 de novembro de 2012: Após a Eletrobras sinalizar que aceitaria as novas regras, suas ações (ELET6) atingem R$7,05, contra R$25,37 de máxima nos 12 meses anteriores

 29 de novembro de 2012: Após os transmissores sinalizarem que não renovariam suas concessões pelas regras apresentadas, o governo publica a a MP 591, que autoriza a indenização dos ativos de Transmissão até maio de 2000, que ainda não estivessem depreciados

 30 de novembro de 2012: Após os geradores sinalizarem que não renovariam suas concessões pelas regras apresentadas, o governo publica o Decreto 7850, que autoriza a indenização dos i esti e tosàe àge açãoà ãoà o te pladosà oàp ojetoà si oà i e e tais

 04 de dezembro de 2012: Copel, Cemig, Celesc e Cesp não renovam suas concessões de geração, por não concordarem com as regras – e são acusadas de não colaborarem com a redução das tarifas anunciada pelo governo; por outro lado, todas as transmissoras sinalizam que aceitarão as regras propostas

 11 de janeiro de 2013: Publicada a lei 12.783, que consolida de forma definitiva todas as regras de renovação das concessões.