A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas incluídas em outra parte deste relatório anual.
Visão Geral
De forma direta e através de nossas subsidiárias, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil. Nossa receita é proveniente principalmente:
da geração de eletricidade através de nossas subsidiárias e sua venda a companhias de distribuição e consumidores livres, que em 2015, 2014 e 2013 foi responsável por R$18.242 milhões, ou 52,7%, R$19.821 milhões, ou 62,8%, R$16.688 milhões, ou 65,5% de nossa receita total líquida, respectivamente. Em 2015, dos R$18.242 milhões em receita, R$1.748 milhão veio da operação e manutenção e R$16.494 milhões vieram da exploração;
da transmissão de eletricidade, que em 2015, 2014 e 2013 foi responsável por R$ 5.665, ou 16,4%, R$ 4.978 milhões, ou 15,7% e R$4.203 milhões, ou 16,5% de nossa receita total líquida, respectivamente. Em 2015, dos R$
5.665 milhões em receita, R$ 3.826 milhões vieram da operação e manutenção e R$ 1.839 milhão veio da exploração; e
da distribuição de eletricidade a consumidores finais, que em 2015, 2014 e 2013 foi responsável por R$ 10.352 milhões, ou 29,9%, R$ 6.664 milhões, ou 21,1% e R$ 4.499 milhões, ou 17,7% de nossa receita total líquida, respectivamente.
Os principais fatores determinantes de nosso desempenho financeiro são a demanda por eletricidade (que por sua vez é impactada pelas condições macroeconômicas e eventos externos tais como o racionamento de energia que ocorreu em 2001 e 2002) e o preço da eletricidade (que é determinado conforme exposto sob “Item 4.B - A Indústria de Energia Elétrica no Brasil”). Apesar de os
níveis de consumo de eletricidade hoje excederem aqueles que existiam antes da crise que ocorreu em 2001 e 2002, tal crise de energia continua a impactar nosso reconhecimento de receitas e, por consequência, nossos resultados operacionais.
Principais Fatores que afetam nosso Desempenho Financeiro Efeitos da Lei 12.783
Em 2012, o Governo Federal promulgou a Medida Provisória no 579/2012, convertida na Lei no 12.783/2013, que alterou significativamente o setor elétrico brasileiro. A lei permitiu aos detentores de concessões para operar ativos de geração e transmissão de energia, cujo término estava previsto para o período entre 2015 e 2017, renovar tais concessões por um período máximo de 30 anos a contar de 1o de janeiro de 2013, mas sujeitos a níveis tarifários significativamente menores. Conforme opção outorgada pela lei, a Eletrobras e outras concessionárias poderiam se sujeitar a processos competitivos para renovar suas concessões de geração e transmissão. A Lei no 12.783 afetou, também, as concessões de distribuição, pela redução de tarifas, e afetou a renovação de tais concessões.
Em 2013, houve uma mudança no regime da estruturação da receita no que tange às concessões de geração e transmissão renovadas, determinando a aplicação separada dos métodos de exploração e de operação e manutenção, nos termos da Lei no 12.783/2013. Por essas razões, companhias que renovaram suas concessões de geração e transmissão nos termos da Lei no 12.783/2013 receberam, em 2013, pagamento de tarifas inferiores com relação aos ativos renovados, em comparação aos valores recebidos antes da vigência da Lei no 12.783/2013. Para a renovação de concessões de geração, há um novo modelo de negócios, no qual a tarifa cobre somente um custo padrão de operação e manutenção acrescido de uma margem de 10%, em comparação às concessões não renovadas, com relação às quais a concessionária podia vender a energia gerada.
Nos termos da Lei no 12.783/2013, o Governo Federal concordou em indenizar a Eletrobras e outras concessionárias de energia elétrica pela parte do valor dos investimentos não amortizados realizados durante o prazo de concessão. Algumas indenizações já foram acordadas e pagas, enquanto outras foram estimadas para fins da elaboração das demonstrações financeiras, com base em informações disponíveis para a Eletrobras, vide notas explicativas de Eventos Subsequentes das demonstrações financeiras.
Os acionistas da Eletrobras aprovaram a renovação das concessões de geração e transmissão nos termos da nova lei apesar da perda não recorrente de R$10,09 bilhões em nossos ativos em 31 de dezembro de 2012 e do impacto negativo significativo esperado nas receitas derivadas de tais concessões nos exercícios subsequentes.
Em relação a concessões de distribuição, em 2015, o Governo Federal promulgou o Decreto no 8.461, que regula os critérios para a renovação de concessões de distribuição de acordo com a Lei no 12.783. A renovação de concessões de distribuição de acordo com o Decreto no 8.461 exige que as concessionárias atendam a alguns critérios relativos (i) à qualidade dos serviços de distribuição prestados, e (ii) à gestão econômico-financeira. A Medida Provisória no 735/2016 também estabelece a possibilidade de a Eletrobras transferir sua participação nas distribuidoras que sejam subsidiárias da Eletrobras e cuja renovação de suas concessões não tenha sido aprovada, ou de o Governo Federal ajudar essas subsidiárias.
Fator de Rateio de Geração
Ao longo do ano de 2015, os efeitos financeiros do GSF nas empresas de geração que fazem parte do Mecanismo de Realocação de Energia, ou MRE, foram discutidos.
Houve um amplo debate do setor sobre os efeitos e soluções para o GSF, de um ponto de vista administrativo, regulatório, jurídico e de negócios. A Lei No. 13.203/2015, de 8 de dezembro de 2015, e a Resolução ANEEL No. 684/2015, de 11 de dezembro de 2015, que estabeleceu os critérios para aprovação e as condições para renegociação do risco hidrológico, foram promulgadas co mo resultado da Medida Provisória No. 688/2015 (que sofreu 78 alterações) e a Audiência Pública ANEEL No. 32/2015.
Notamos que, antes da aprovação da Lei No. 13.203/2015, todo risco hidrológico existente era totalmente suportado pelos agentes de geração hidráulica que eram parte do MRE. Da mesma forma, quando o GSF foi avaliado abaixo de 1.0, ou seja, quando a geração hidráulica total para as usinas de energia do MRE estava abaixo da Garantia Física total, a diferença era dividida entre todos os geradores hidráulicos, de acordo com as proporções de suas garantias físicas. Dependendo da situação de contratação de cada gerador hidráulico, poderia ser necessário adquirir a energia adicional no mercado de curto prazo. Após a aprovação da Lei No. 13.203/2015, os geradores podem compartilhar o risco hidrológico com os consumidores, através do pagamento de um “prêmio de risco”.
O GSF foi avaliado abaixo de 1.0, ou seja, quando a geração hidráulica total para as usinas de energia do MRE estava abaixo da Garantia Física total, a diferença era dividida entre todos os geradores hidráulicos, de acordo com as proporções de suas garantias físicas. Dependendo da situação de contratação de cada gerador hidráulico, poderia ser necessário adquirir a energia adicional no
mercado de curto prazo. Após a aprovação da Lei nº 13.203/2015, os geradores podem compartilhar o risco hidrológico com os consumidores, através do pagamento de um “prêmio de risco”.
Nós atuamos nos debates do GSF, especialmente nas discussões relativas ao GSF de Itaipu (tratado pelo Decreto No. 8.401/2015), durante audiência pública promovida pela ANEEL, nas discussões com a Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica, ou ABRAGE, e em várias reuniões com o MME, e ABRAGE. Além disso, também contribuímos dando início aos procedimentos com o objetivo de estabelecer um limite ao GSF e remover os efeitos dos inadimplementos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, ou CCEE.
A avaliação de produtos disponíveis no contexto de renegociação do risco hidrológico, tais como aqueles listados na Resolução No. 684/2015, levou em consideração o seguinte: perfil de marketing da usina para o ambiente de contratação regulada (ACR) e o ambiente de contratação livre (ACL), estratégia de cobertura de riscos, previsões de encerramento do contrato, simulações de energia, estudos de Viabilidade Financeira e Econômica (VPL por tipo de produto), análise do impacto contábil, duração dos Contratos de Concessão, custo do prêmio de risco, análise legal, riscos adicionais relacionados à Contratação de Reservas de Energia, projeções para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e alocação de energia secundária, entre outros.
Investimento na CELG-D e em Companhias de Distribuição
Em 26 de setembro de 2014, nossos acionistas aprovaram a aquisição de uma participação de 50,9% na CELG-D. Esta operação foi concluída em 27 de janeiro de 2015, quando desembolsamos R$ 59,5 milhões em relação à aquisição. Dessa forma, o balanço patrimonial da CELG-D encontra-se integralmente consolidado com nosso balanço patrimonial de 31 de dezembro de 2014 e os resultados operacionais e de fluxo de caixa da CELG-D encontram-se integralmente consolidados com a demonstração de resultados e de fluxo de caixa de 1o de outubro de 2014. Em 13 de maio de 2015, o Governo Brasileiro promulgou o Decreto no 8.449, que incluiu a CELG-D no Programa Nacional de Desestatização (PND). Consequentemente, em conjunto com a Celgpar, depositamos nossas ações da CELG-D no Fundo Nacional de Desestatização (FND). A assembleia de nossos acionistas realizada em 28 de dezembro de 2015 aprovou a venda de nossas ações da CELG-D. Esperava-se que o processo de desestatização fosse promovido pela BM&F BOVESPA e realizado no primeiro semestre de 2016. Entretanto, a Comissão de Licitação referente ao Leilão de Desestatização da CELG-D, designada pela Portaria PRESI 093/2016 – BNDES de 29 de junho de 2016, tornou público em agosto de 2016 que a licitação foi considerada deserta por falta de interessados. Assim, a Eletrobrás revisará as condições de privatização aprovadas pelo Conselho Nacional de Desestatização (“CND”) e pelo BNDES, com o propósito de lançar um novo leilão para privatizar a CELG D. Em razão disso, o Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) da Presidência da República reavaliou, em 14 de setembro de 2016, as condições de privatização aprovadas junto ao Conselho Nacional de Desestatização ("CND") e ao BNDES, de forma a realizar uma nova licitação em 2016 para privatizar a CELG D. O Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos do Governo Federal aprovou a Resolução número 7/2016, através da qual são listadas novas condições mínimas e novo preço para alienação, pela Eletrobras, de sua participação acionária na CELG Distribuição S.A ("Celg-D"). O novo valor de mercado aprovado pelo PPI para a CELG D é de R$ 4,448 bilhões (quatro bilhões, quatrocentos e quarenta e oito milhões de Reais). Entretanto, considerando as dívidas e outras obrigações no montante de R$ 2,656 bilhões (dois bilhões, seiscentos e cinquenta e seis milhões de Reais), na data base de junho de 2016, o valor líquido referente à totalidade das ações da CELG D é de R$ 1,792 bilhão (um bilhão, setecentos e noventa e dois milhões de Reais). No processo de desestatização, a Eletrobras pretende alienar a totalidade de sua participação na CELG D, equivalente a 50,9% do capital social. Os acionistas da Eletrobras estão convidados a participar da Assembleia Geral Extraordinária a ser realizada em 24 de outubro de 2016 para discutir sobre essa alienação.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, os acionistas decidiram não renovar as concessões da Companhia Energética do Piauí - CEPISA; da Companhia Energética de Alagoas - CEAL; da Companhia de Eletricidade do Acre - ELETROACRE; da Centrais Elétricas de Rondônia S.A - CERON; da Boa Vista Energia S.A.; e da Amazonas Distribuidora de Energia, e que até 31 de dezembro de 2017 a Eletrobras transferirá o controle acionário dessas distribuidoras. Os acionistas também decidiram que essas distribuidoras poderão ser responsáveis pela distribuição de energia pública até 31 de dezembro de 2017 se todos os recursos necessários para a operação, manutenção e realização de novos investimentos por essas empresas forem recebidos através do pagamento de tarifas ou financiamento público. Os acionistas também aprovaram devolver o controle das distribuidoras ao Governo Federal caso ele não tenha sido transferido até 31 de dezembro de 2017, ou se o Governo Federal a qualquer momento deixar de destinar recursos para financiar essas empresas ou a tarifa não representar uma compensação adequada. Se a Eletrobras devolver essas concessões, elas estarão sujeitas a novas licitações no futuro.
Condições Macroeconômicas Brasileiras Produto Interno Bruto (PIB) Brasileiro
O Brasil registrou uma redução de 4,61% em seu PIB em 30 de junho de 2016; uma redução de 3,85% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015; um aumento de 0,1% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014 e um aumento de 2,3% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, conforme reportado pelo Banco Central do Brasil utilizando dados fornecidos pelo
IBGE. O Banco Central atribuiu essa diminuição (i) aos contínuos efeitos de medidas macroeconômicas tomadas pelo Governo Brasileiro, incluindo metas de inflação, e (ii) eventos não econômicos, tais como os efeitos da Operação Lava-Jato em certos setores da economia e o rompimento das barragens de Mariana no último trimestre de 2015, que afetou negativamente a produção de minério de ferro.
Em seu relatório trimestral de inflação publicado em setembro de 2016, o Banco Central declarou que espera uma redução de 3,5%
para o PIB brasileiro no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016. Vide "- A Eletrobras é controlada pelo Governo Federal, cujas políticas e prioridades afetam diretamente nossas operações e podem conflitar com os interesses de nossos investidores" para maiores detalhes sobre os efeitos de desenvolvimentos macroeconômicos em nossos resultados operacionais.
Taxa SELIC
Em 18 de abril de 2013, o Banco Central iniciou um ciclo de aperto monetário de acordo com o qual elevou sucessivamente a taxa SELIC, que é a taxa de juros para os títulos emitidos pelo governo brasileiro, de 7,25%, em 11 de outubro de 2012, para 14,25%
em 30 de julho de 2015. De julho de 2015 a setembro de 2016, a taxa SELIC ficou em 14,25%
Inflação
O Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) subiu para 10,5% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015 em comparação com 3,7% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014 e 5,5% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013. De janeiro de 2016 a setembro de 2016, o índice de inflação IGP-M aumentou para 6,46%. O índice de inflação IPCA aumentou para 10,6 no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015, de 6,4 para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2014 e 5,9% para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2013. De janeiro a agosto de 2016, o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) aumentou para 5,42%. Em seu relatório trimestral de inflação divulgado em março de 2015, o Banco Central destacou que o aumento da inflação era devido principalmente a: (i) a desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano; (ii) aumento dos tributos e (iii) pressão sazonal no custo da alimentação e educação.
Taxa de câmbio
O Real se desvalorizou em relação ao dólar norte-americano para R$3,90 em 31 de dezembro de 2015, R$ 2,66 em 31 de dezembro de 2014 e R$2,34 em 31 de dezembro de 2013. Em 30 de setembro de 2016, o real sofreu uma desvalorização em relação ao dólar americano para R$ 3,24. Em 30 de dezembro de 2014, o Banco Central anunciou a prorrogação do seu programa de intervenção cambial, que teve início em 22 de agosto de 2013. De acordo com este programa, o Banco Central anunciou que oferecerá US$0.5 bilhão de derivativos (contratos de swap) até o final de março de 2015. Em 24 de março de 2015, o Banco Central anunciou que não estenderia o programa. Para maiores informações sobre como as taxas de câmbio para o Dólar afetam nossos resultados, vide "—
Variações Cambiais."
A tabela abaixo apresenta dados relativos ao crescimento do PIB, inflação e taxa de câmbio para o Dólar nos exercícios indicados:
Exercício encerrado em 31/12 de
2015 2014 2013
Taxa de crescimento do PIB ... (3.85)% 0,15% 2,3%
Inflação (IGP-M) ... 10.54% 3,67% 5,51%
Inflação (IPCA)... 10.67% 6,41% 5,91%
Valorização (desvalorização) do real vs. dólar norte-americano ... 47.01% 13,39% 14,64%
Taxa de câmbio no final do período – US$1,00 ... R$ 3.9048 R$ 2,6562 R$ 2,3426 Taxa média de câmbio – US$1,00... R$ 3.3387 R$ 2,3547 R$ 2,1605 Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Ipeadata Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central.
Mercado de Energia Elétrica
O consumo de energia elétrica no Brasil caiu 2,1% em 2015. Esta foi uma taxa de redução menor que a diminuição do PIB no período, que foi de 3,85. Essa redução foi causada principalmente pela demanda reduzida no segmento industrial, which registrou uma redução de 5,3%, e no segmento doméstico, que registrou uma redução de 0,7%. Dados publicados pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE mostra que o consumo total de energia no Brazil para 2015 foi de 464.683 GWh, que representa uma redução de 2,1% em relação a 2014.
O consumo de energia elétrica por região geográfica é apresentado na tabela abaixo:
Consumo de Energia na Rede (GWh):
Classe de Consumo 2015 2014 Variação
Região Residencial Industrial Comercial Outros Total Total %
Norte ... 8,474 14,884 4,938 4,527 33,420 32,364 3.3
Nordeste ... 26,073 24,622 14,091 15,213 79,998 80,746 (0.9)
Sudeste ... 64,761 90,189 48,808 30,849 234,608 242,513 (3.3)
Sul 20,353 31,082 15,160 15,409 82,005 84,819 (3.3)
Centro-oeste ... 11,056 8,797 7,385 7,413 34,651 34,381 0.8
Classe de Consumo 2014 2013 Variação
Região Residencial Industrial Comercial Outros Total Total %
Norte ... 7,422 14,153 4,411 4,166 32,375 30,152 7.37
Nordeste ... 23,856 28,736 12,633 14,601 80,546 79,827 0.90
Sudeste ... 63,947 100,183 45,656 30,273 241,036 240,058 0.41
Sul 19,672 32,339 14,164 14,670 84,933 80,845 5.06
Centro-oeste ... 9,961 9,184 6,848 6,865 34,506 32,858 5.02
Fonte: Comitê Permanente de Análise e Monitoramento do Mercado de Energia Elétrica – Copam/EPE.
Itaipu
Itaipu, uma das maiores usinas hidrelétricas do mundo, é detida conjuntamente pelo Brasil e Paraguai e foi criada de acordo com um tratado entre esses países.
De acordo com o tratado de Itaipu, a Eletrobras deve vender não apenas os 50,0% da energia elétrica produzida por Itaipu que é detida pelo Brasil através da Eletrobras, como também a parcela de energia elétrica detida pelo Paraguai que não é usada por este país. Consequentemente, a Eletrobras vende aproximadamente 95,0% da energia elétrica produzida por Itaipu. Os Artigos 7o e 8o da Lei no 5.899, de 5 de julho de 1973, estabelecem a estrutura por meio da qual as empresas de distribuição calculam o montante total de energia comprada junto a Itaipu.
Apesar de Itaipu produzir um grande montante de energia elétrica, o tratado de Itaipu exige que as vendas da energia produzida por Itaipu sejam feitas sem fins lucrativos, ou seja, sem efeitos líquidos sobre os resultados da Eletrobras.
Para cumprir tal exigência, os lucros provenientes da venda de energia de Itaipu são creditados em períodos subsequentes nas contas de energia dos consumidores residenciais e rurais através do Sistema Interligado Nacional e as perdas são levadas em consideração pela ANEEL no cálculo das tarifas de energia elétrica nos períodos subsequentes.
De acordo com a Lei 11.480, de 30 de maio de 2007, a Eletrobras foi capaz de aplicar um fator de reajuste a qualquer contrato financeiro celebrado entre esta e Itaipu, bem como a quaisquer cessões de crédito entre a Companhia e o Tesouro Nacional anterior a 31 de dezembro de 2007. O propósito deste fator de reajuste era o de compensar o impacto das taxas de inflação nos Estados Unidos aos pagamentos em dólares norte-americanos. Nesse sentido, o fator de reajuste é calculado com base no índice de preços ao consumidor (consumer price index - CPI) e em outro índice que acompanha as variações de preço na indústria. A Lei no 11.480 foi revogada e o Decreto no 6.265, de 22 de novembro de 2007 foi promulgado, determinando que um fator equivalente ao anterior fator de reajuste seja repassado aos consumidores anualmente
Para maiores detalhes sobre o tratamento contábil de Itaipu, vide o item IV da nota explicativa 3.10 das demonstrações financeiras da Eletrobras.
Variações na Taxa de Câmbio
As flutuações no valor do real em relação ao dólar americano, particularmente as desvalorizações e/ou depreciações do real, tiveram e continuam tendo um efeito sobre os resultados da Eletrobras. Particularmente, em conformidade com o tratado de Itaipu, todas as receitas de Itaipu são determinadas em dólares americanos. Pelo fato de as demonstrações financeiras de Itaipu Binacional serem preparadas em dólares americanos e convertidas para reais à taxa de câmbio publicada pelo Banco Central ao final do período, qualquer movimentação na taxa de câmbio entre o real e o dólar americano pode ter um impacto importante sobre os resultados da Eletrobras, particularmente no componente “Ganho monetário e câmbio” da linha “Receitas (despesas) financeiras líquidas”
Entretanto, tendo em vista que, nos termos do tratado de Itaipu, suas operações não devem resultar em nenhum efeito líquido sobre os resultados da Eletrobras, qualquer perda ou ganho incorrido em consequência de uma valorização ou desvalorização do dólar americano em relação ao real será subsequentemente compensado por meio das tarifas cobradas dos consumidores residenciais e rurais. Nas demonstrações financeiras da Eletrobras, os efeitos decorrentes de Itaipu nas rubricas acima descritas são compensados e
contabilizados na linha “Resultado a Compensar de Itaipu”. Até o momento da compensação, os resultados acumulados de ganhos ou perdas das operações de Itaipu, líquidas dos ajustes de tarifas, são contabilizados no balanço patrimonial da Eletrobras como um ativo circulante, na linha “Direitos de ressarcimento”.
Tarifas de Distribuição Regulamentadas
Para 2015, 29,9% de nossas receitas líquidas operacionais (antes das eliminações) originaram-se da distribuição de eletricidade. Em geral, as companhias distribuidoras apresentam perdas, o que provavelmente continuará, uma vez que as tarifas a serem cobradas pelas companhias distribuidoras são regulamentadas e ajustadas pela ANEEL somente em conformidade com o processo descrito no "Item 4.B Visão Geral de Negócios – A Indústria de Energia Elétrica Brasileira – Tarifas de Distribuição."
O Governo Federal promulgou o Decreto No 8.461, que regulamenta os critérios para a renovação de concessões de distribuição de acordo com a Lei No 12.783. A renovação de concessões de distribuição, nos termos do Decreto No 8.461, exige que
O Governo Federal promulgou o Decreto No 8.461, que regulamenta os critérios para a renovação de concessões de distribuição de acordo com a Lei No 12.783. A renovação de concessões de distribuição, nos termos do Decreto No 8.461, exige que