c A remuneração proposta pela EPE de 10%

Pela metodologia apresentada pelo governo federal, incidir-se-ia uma margem de 10% sobre o ustoà ope a io alà efi ie te ,à o oà fo aà deà ge a à at ati idadeà o e ialà aoà eg io.à Esteà reconhecimento de uma margem do custo operacional nada mais é do que a margem de lucro de um prestador de serviços pelo fato dos ativos estarem no nome do operador e que este é responsável por realizar qualquer investimento adicional que se faça necessário na usina. Neste capítulo será abordado, portanto, apenas a questão da prestação de serviços de operação de uma usina hidrelétrica.

A EPE, quando abordou este tema na Nota Técnica DEA/DEE 01/12 ("Proposta de Remuneração dos Serviços de Operação e Manutenção") o fez de forma bastante curta: tirando capas e contracapas, o texto se resume a apenas quatro páginas, chegando-se a um percentual de 10% valendo-se dos seguintes argumentos:

a) O cálculo toma como ponto de partida o Acórdão 325/2007 – TCU – Plenário (TCU, 2007) sobre critérios de aceitabilidade para o Lucro e Despesas Indiretas (LDI) em obras de implantação de linhas de transmissão de energia elétrica e o Acórdão 2369/2011– TCU – Plenário (TCU, 2011) sobre a adoção de valores referenciais para taxas de Benefícios e Despesas Indiretas – BDI para os diferentes tipos de obras e serviços de engenharia e para itens específicos para a aquisição de produtos; e

b) Embora mais relacionada a obras de engenharia, a metodologia do BDI permitiria, na medida da similaridade de características e de despesas entre os diversos empreendimentos, a determinação de valores de referência das suas componentes que podem servir, por sua vez, para a determinação de parâmetros que sejam relevantes em outras atividades econômicas a serem reguladas.

“o eàaàafi açãoàdaàlet aà ,àdeàque o BDI, apesar de mais relacionado a obras de engenharia, pode servir como referência para os parâmetros de outras atividades, é possível fazer outro paralelo bastante simples com o dia-a-diaà o u :àu àa uiteto,à ua doà o t atatoàpa aàfaze àoà projeto de uma casa, cobra de duas formas: a primeira, pela execução do projeto em si; e a segunda, um percentual (geralmente de 10%) sobre todos os custos da obra, como forma de remunerá-lo pelo acompanhamento / execução dos trabalhos. Se o projeto custou R$10.000,00 e a obra está orçada em R$1 milhão, significa que a remuneração total do arquiteto seria de R$110.000,00. O que a nota técnica da EPE diz é que, o mais adequado, seria remunerar o arquiteto da seguinte forma: se ele gasta, para fazer o projeto (entre licenças do CAD, custos de impressão, rateio do aluguel de seu escritório, depreciação de seu computador, etc), R$2.000,00, aplica-seà oà pe e tualà deà BDI à deà %à so eà osà ‘$ . , à deà ustoà doà p ojeto,à eà assi à seuà trabalho estaria devidamente remunerado por R$200,00. Por mais absurda que pareça a comparação, é exatamente o que a EPE fez. De acordo com o CREA-ES (2008), BDI significa:

BDI, Bonificação ou Benefícios e Despesas Indiretas, é a parte do preço de cada serviço, expresso em percentual, que não se designa ao custo direto ou que não está efetivamente identificado como a produção direta do serviço ou produto. O BDI é a parte do preço do serviço formado pela recompensa do empreendimento, chamado lucro estimado, despesas financeiras, rateio do custo da administração central e por todos os impostos sobre o faturamento, exceto leis sociais sobre a mão-de-obra utilizada no custo direto.

É importante percebermos que, dentro da remuneração de um prestador de serviço, deve estar prevista uma margem que absorva a parcela de incerteza que o negócio oferece. Se o modelo adotado pelo governo fosse o do Cost-Plus, poderia-se ter mais conforto quanto à fixação de um percentual baixo (10%) para remunerar o operador. No entanto, não é o que acontece: em análise aos dados coletados por este trabalho (verificar capítulo 3.1 para identificar quais foram os dados utilizados), pudemos observar dados o t eisàhist i osàdeàu aà ja ela àdeà àa osàe 34 usinas distintas (as demais usinas encaminharam dados contábeis de apenas 1 ano).

Avaliando este período (2011, 2012 e 2013), observamos que, após atualizarmos todos os dados para uma mesma data-base (dezembro de 2014), 94,12% das usinas tiveram variação de custo superior a 10% neste intervalo de três anos (sendo que 20,59% teve uma variação superior a 50%).

Tabela 25: Análise das variações de custo (máximo / mínimo) no período entre 2011 e 2013 para 34 usinas

Variação entre custo máximo e mínimo em 3 anos

Percentual da população de usinas dentro desta variação

<10% 5,88% 11%-20% 29,41% 21%-30% 20,59% 31%-40% 8,82% 41%-50% 11,76% 51%-60% 2,94% 61%-70% 0,00% 71%-80% 5,88% 81%-100% 0,00% >100% 14,71%

Fonte: Dados contábeis fornecidos pelas empresas relacionadas na Tabela 29

Isso significa que, pelo modelo proposto pela EPE, apenas 5,88% das concessionárias, mesmo se ti esse à pa tido àdeàseuà ustoàope a io alàreal, não teriam prejuízo nestes três anos, já que seus custos oscilaram menos que isso. Por outro lado, a maior parte das empresas sofreria com um custo bastante instável, muito além da margem de remuneração de 10% inicialmente proposta. Ressalta-se que o risco é que o operador que assuma uma determinada usina (e que não tenha caixa suficiente para suportar oscilações de caixa acima dos 10%) acabe tendo sua sustentabilidade econômico-financeira comprometida, afetando por consequencia a qualidade do serviço prestado. Este risco é real na medida em que usinas são licitadas individualmente, não sendo necessariamente assumidas pelos grandes grupos atualmente em atividade no país (com mais fôlego financeiro).

Um outro ponto que deve ser considerado é o porte da usina. Por exemplo, a usina de Neblina (6,5 MW de potência instalada): conforme Nota Técnica 385/2012, esta usina teria uma receita de R$1 milhão / ano. Dez por cento significa R$100 mil, o que daria cerca de R$8 mil por mês ao operador. A questão é: a quem interessa operar uma usina (mesmo que pequena) por R$8 mil / mês? Provavelmente, nem seu operador atual – já que este lucro, marginal, pode ser facilmente transformado em prejuízo pelas oscilações do negócio anteriormente apontadas.

Haveria, então, duas opções: ou estas pequenas centrais precisariam ser relicitadas por blocos, como forma de mitigar o risco do bloco, ou elas precisariam receber um incentivo diferenciado (maior remuneração).

Considera-se neste trabalho que o ideal seria atribuir um percentual maior às pequenas usinas, já que nem todas as pequenas plantas teriam a possibilidade de serem licitadas em blocos (por serem distantes umas das outras). Frisa-se que o fato de ninguém se interessar na operação de uma pequena central isolada representaria um problema para o governo, que precisaria encontrar uma forma de operá-la diretamente (ou desativá-la).

Finalmente, a margem apresentada é tão pequena que, mesmo se a inflação brasileira ficasse no centro da meta (4,5% ao ano), a perda financeira seria de 2,23% no ano. Na tabela a seguir demonstra-se como exemplo uma usina (fictícia) de RAG igual a R$1 milhão / mês.

Tabela 26: Exemplo de perda financeira pela inflação ao longo do ano

Nominal Real Inflação

Acum. 1 1.000.000 1.000.000 0,00% 2 1.000.000 996.000 0,40% 3 1.000.000 991.984 0,80% 4 1.000.000 987.952 1,20% 5 1.000.000 983.904 1,61% 6 1.000.000 979.839 2,02% 7 1.000.000 975.759 2,42% 8 1.000.000 971.662 2,83% 9 1.000.000 967.548 3,25% 10 1.000.000 963.419 3,66% 11 1.000.000 959.272 4,07% 12 1.000.000 955.109 4,49% TOTAL 12.000.000 11.732.448 2,23% Remuneração 1.200.000 1.173.245

Perda pelos custos principais 267.552

Remuneração final R$ 905.693

Remuneração final % 7,55%

Po à pe daàpelosà ustosàp i ipais àe te da-se a diferença entre o valor efetivamente recebido e à te osà eais à eà asà o igaç esà ueà aà o essio iaà te à aoà lo goà doà a oà se p eà eajustados,à segui doà oà alo à o i al .à Estaà dife e çaà saià daà e u e açãoà deà %à ueà aà empresa recebe, que por sua vez também é reduzida pela inflação.

Assim, demonstra-se que a margem é tão pequena que, em termos reais, pode ser reduzida em quase 25% somente por conta da inflação, mesmo que esta fique dentro do centro da meta.

Como agravante, a ANEEL – ua doà al ulouà oà ustoà ope a io alà efi ie te à dasà ge ado asà – utilizou uma planilha que leva em consideração apenas o valor anual de gastos (baseados no Ofício 08/2012, que pediu dados do ano de 2011). Considerando que os gastos não foram atualizados mês a mês, valendo-se do total acumulado doà a oà o oà se doà oà ustoà eal ,à oà mesmo erro observado na Tabela 26 (que ocorre após a concessionária receber seu OPEX regulatório) também já havia ocorrido no momento do cálculo da GAG O&M. A figura a seguir ajuda a esclarecer este problema.

Figura 14:àDe o st açãoàg fi aàdeà o oàaài flaçãoà o so eàoàOPEXà efi ie te (mesmo que seja atualizado anualmente)

Isso significa que, se considerarmos uma inflação constante, as geradoras perderão 1 ano inteiro deài flaçãoàpo à o taàdoàgapàte po alàdaà etodologiaàdeà l uloàdoà ustoàope a io alà efi ie te ,à sendo 50% da inflação do ano anterior e 50% da inflação do ano corrente. Observa-se na figura acima que, mesmo na hipótese de só haver 1 concessionária no país, e que ela tenha servido de modelo para ela mesma, seus custos operacionais estarão defasados por esta inflação anual.

Considerando que o centro da meta é de 4,5% ao ano, considerando que sobre a parcela que so a ài ide àt i utosà i postoàdeà e daàeàC“LL àdaào de àdeà %àeà ueàaà e u e açãoàso eà o OPEX é de somente 10%, conclui-se que este, de fato, não é um negócio atrativo aos operadores das usinas: o lu o àfi alàse iaàdeà %à- 4,5%) * (1 – 34%) = 3,63% so eàu àOPEXà efi ie te .