MESTRADO EM FINANÇAS E ECONOMIA EMPRESARIAL
BRUNO SIGELMANN
Estudo de Evento sobre o Impacto da MP 579/2012 nos Retornos das Ações
de Empresas Estatais e Privadas do Setor Elétrico Brasileiro
Rio de Janeiro
2020
Estudo de Evento sobre o Impacto da MP 579/2012 nos Retornos das Ações
de Empresas Estatais e Privadas do Setor Elétrico Brasileiro
Dissertação apresentada à Escola de Pós-Graduação em Economia da Fundação Getúlio Vargas como exigência parcial à obtenção do grau de Mestre em Finanças e Economia Empresarial.
Área de Concentração: Finanças
Orientador: Edson Daniel Lopes Gonçalves
Rio de Janeiro
2020
Sigelmann, Bruno
Estudo de evento sobre o impacto da MP 579/2012 nos retornos das ações de empresas estatais e privadas do setor elétrico brasileiro / Bruno Sigelmann. – 2020.
77 f.
Dissertação (mestrado) - Fundação Getulio Vargas, Escola Brasileira de Economia e Finanças.
Orientador: Edson Daniel Lopes Gonçalves. Inclui bibliografia.
1. Ações (Finanças) - Brasil. 2. Energia elétrica - Brasil. 3. Serviços de Eletricidade - Tarifas. I. Gonçalves, Edson Daniel Lopes. II. Fundação Getulio Vargas. Escola Brasileira de Economia e Finanças. III. Título. CDD – 333.79
ל ֵא ָרשִׂי ר ֵמוֹשׁ ן ָשׁיִי אֹל ְו םוּנָי אְֹל הֵנ ִה
Hine lo ianum velo yishan, shomer Yisrael “Eis que não descuida e não dorme, o Guardião de Israel” (extraído do Salmo 121)
Ao meu pai, Carlos, pelo apoio, encorajamento e lições passadas ao longo de, até agora, 34 anos de ensinamentos.
À minha namorada, Carolina, pelo carinho e apoio durante a intensa jornada do curso e pela compreensão em relação a todos os fins de semana que tive que passar estudando.
À minha mãe, Fernanda, pelo apoio em todas as decisões que tomei durante a vida.
Ao meu padrasto, Marcelo, pela confiança e conselhos, responsáveis por enriquecer a minha experiência no mestrado.
Ao meu irmão, Guilherme, pela camaradagem, pelo alegre convívio nas dependências da FGV e pelas discussões econométricas.
Ao meu orientador, Professor Dr. Edson Daniel Lopes Gonçalves, pela compreensão e valiosas referências, que auxiliaram o desenvolvimento deste projeto.
A todos os docentes, monitores e funcionários da EPGE/FGV, pela excelência do curso, qualidade das lições transmitidas e gentileza no trato pessoal.
O objetivo deste trabalho é estudar os possíveis impactos da Medida Provisória 579/2012 sobre o retorno das ações de empresas abertas do setor elétrico brasileiro, privadas e estatais, listadas na bolsa de valores local, atual B3. Editada em Setembro de 2012, pela então Presidente da República Dilma Rousseff, a MP 579 tinha como objetivo reduzir o custo da energia ao consumidor final, através da promoção de uma série de novas regras relativas a concessões e tarifação de energia, impactando as empresas do setor. Porém, observa-se empiricamente que, brevemente após o anúncio de tais medidas, houve uma perda substancial no valor de mercado de empresas elétricas. Através da aplicação da metodologia de Estudo de Eventos, proposta por MacKinlay (1997), este presente projeto pretende medir tal perda, ou impacto, analisar a sua relevância estatística e verificar uma possível disparidade entre os impactos nos retornos de empresas elétricas de controle privado e de controle estatal.
The purpose of this work is to study the possible impact of the Executive Act (PM) 579/2012 on the return of stocks of public-owned and state-owned companies from the brazilian electrical sector, which are listed in the brazilian stock exchange, B3. Edited in September 2012, by then President Dilma Rousseff, the PM’s main goal was to reduce the cost of energy for consumers by promoting a series of new rules regarding public concessions and pricing of energy, impacting the sector’s companies. However, it can be empirically observed that, briefly after the announcement of such measures, electrical companies suffered a substantial loss of market value. Through the application of the methodology of Event Studies, proposed by MacKinlay (1997), this current project intends to measure such loss, or impact, analyze its statistical relevance and verify a possible disparity between the impact on returns of public-owned and state-owned electrical companies.
1. INTRODUÇÃO ... 10
2. CONTEXTUALIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ... 13
2.1. A Lei nº 8.631/1993 ... 14
2.2. O “Plano Real” (1994) e a “Lei Geral das Concessões” ... 16
2.3. A Lei nº 9.427/1996 ... 19 2.4. A Lei nº 9.648/1998 ... 20 2.5. A Crise Hídrica de 2001 ... 22 2.6. A Lei nº 10.848/2004 ... 23 2.7. A MP 579/2012 e suas Consequências ... 25 3. METODOLOGIA ... 32 3.1. Evento ... 32 3.2. Janela do Evento ... 33 3.3. Janela de Estimação ... 34 3.4. Modelo ... 35 3.5. Retorno Normal ... 35 3.6. Retorno Anormal ... 36 3.7. CAR ... 37 3.8. Teste Estatístico ... 37
3.9. Aplicação da Metodologia a este Trabalho ... 39
4. BASE DE DADOS ... 44
4.1. Índices ... 44
4.2. Empresas ... 45
4.3. Índices Artificiais ... 47
5. RESULTADOS ... 49
5.1. Estudo de Evento I: IEE em relação ao Ibovespa ... 49
5.2. Estudo de Evento II: IPRIV e IEST em relação ao Ibovespa ... 51
5.3. Estudo de Evento III: IPRIV e IEST em relação ao IEE ... 54
5.4. Estudo de Evento IV: Empresas Individuais em relação ao Ibovespa ... 57
5.5. Estudo de Evento V: Empresas Individuais em relação ao IEE ... 60
6. CONCLUSÃO ... 64
REFERENCIAL BIBLIOGRÁFICO ... 66
GRÁFICO I: Retornos Acumulados para Índices e Ativos Selecionados (100 dias) ...30
GRÁFICO II: Retornos Acumulados para Índices e Ativos Selecionados (10 dias) ...31
FIGURA I: Janelas Definidas ...40
TABELA I: Empresas Abertas do SEB nas Janelas do Estudo ...45
TABELA II: Ativos Selecionados para o Estudo de Evento ...46
TABELA III: Composição dos Índices Artificiais ...48
TABELA IV: Regressão do IEE em relação ao IBOV ...49
TABELA V: Cálculo dos Retornos Anormais do IEE ...50
TABELA VI: Regressões de IPRIV e IEST em relação ao IBOV ...52
TABELA VII: Cálculo dos Retornos Anormais de IPRIV e IEST em relação ao IBOV ...52
TABELA VIII: Regressões de IPRIV e IEST em relação ao IEE ...54
TABELA IX: Cálculo dos Retornos Anormais de IPRIV e IEST em relação ao IEE ...55
TABELA X: Regressões das Empresas em relação ao IBOV ...58
TABELA XI: Retornos Anormais das Empresas em relação ao IBOV ...59
TABELA XII: CARs, ARs Médios e Estatísticas das Empresas em relação ao IBOV ...59
TABELA XIII: CARs Significativos das Empresas em relação ao IBOV ...60
TABELA XIV: Regressões das Empresas em relação ao IEE ...61
TABELA XV: Retornos Anormais das Empresas em relação ao IEE ...62
TABELA XVI: CARs, ARs Médios e Estatísticas das Empresas em relação ao IEE ...62
ACL Ambiente de Contratação Livre
ACR Ambiente de Contratação Regulada
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica AR Abnormal Return (Retorno Anormal)
𝐴𝑅
̅̅̅̅ Retorno Anormal Médio
B3 Brasil, Bolsa, Balcão (bolsa de valores brasileira)
CAR Cumulative Abnormal Return (Retorno Anormal Acumulado)
CBEE Câmara Brasileira de Energia Emergencial CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
EPE Empresa de Pesquisa Energética
IBOV Índice Bovespa
ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
IEE Índice de Energia Elétrica
IEST Índice Artificial das Empresas Estatais IPRIV Índice Artificial das Empresas Privadas
IUEE Imposto Único sobre Energia Elétrica
MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica
MP Medida Provisória
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
PIB Produto Interno Bruto
PLD Preço de Liquidação das Diferenças
RE-SEB Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro
RTE Recomposição Tarifária Extraordinária
SEB Setor Elétrico Brasileiro
SIN Sistema Interligado Nacional
SISOL Sistema Isolado
1. INTRODUÇÃO
O setor elétrico brasileiro é de vital importância para o desenvolvimento econômico nacional. Silva (2011) atesta, em análise econométrica histórica de longo prazo, que “há fortes indícios da existência de uma relação entre o crescimento econômico brasileiro e a expansão do sistema elétrico do país”, ao verificar “a existência de um vetor de longo prazo que une a expansão da capacidade instalada de geração de energia elétrica e o crescimento do PIB”. No mesmo estudo, realizado com dados de 1940 a 2010, ainda explica o consumo de energia elétrica como dependente do desempenho do produto nacional.
Em resumo, não só o desempenho do setor elétrico afetaria o PIB, mas o crescimento deste impactaria o consumo de energia. Como exemplo, poderíamos pensar na contribuição da eletricidade desde o escoamento da produção de grãos por ferrovias eletrificadas até o funcionamento das indústrias, passando pelas operações financeiras no setor de serviços. E, também, o papel da energia elétrica na carga de vários aparelhos domésticos: da televisão, como entretenimento, ao computador, como ferramenta de trabalho individual. Todos estes exemplos influenciam o PIB e contribuem para a qualidade de vida individual. Espera-se, inclusive, que a energia elétrica assuma um papel de ainda maior destaque no futuro próximo, ao serem incorporados aos hábitos de consumo e negócios o carro elétrico, varejo online, banco digital, dentre outros.
No Brasil, o setor elétrico foi, dos anos 1950 até os anos 1990, majoritariamente financiado por investimentos estatais. Porém, dado o endividamento excessivo do governo brasileiro, que chegou a provocar a moratória dos juros da dívida externa em 1987, além do combate infrutífero à inflação “galopante” da época, mostrava-se necessário um novo modelo que pudesse garantir ao menos os mínimos investimentos exigidos para o funcionamento do setor elétrico nacional.
Este modelo só poderia vir a ser vislumbrado posteriormente, com a “Lei Geral das Concessões” (1995) e com o “Plano Real” (1994). A primeira criou o arcabouço legal para o regime de concessões para a prestação de serviços públicos, permitindo a privatização de empresas do
setor, enquanto que o segundo, ao controlar a inflação, permitindo a apreciação cambial e maior abertura econômica do país, proveu a investidores internacionais os incentivos necessários para participar dos investimentos no setor elétrico brasileiro.
Em 2012, depois de diversas evoluções, como a criação da ANEEL em 1996, e de superadas inúmeras crises, como o racionamento de 2001, o setor elétrico brasileiro aparentava estar relativamente bem posicionado para garantir o fornecimento universal com preços acessíveis aos agentes e impulsionar o desenvolvimento econômico nacional. Porém, em setembro, a então Presidente da República, Dilma Rousseff profere um pronunciamento em cadeia nacional no qual intencionava editar a Medida Provisória (MP) nº 579.
Classificada, posteriormente, em notícia de jornal1 como sendo responsável pelo “11 de Setembro do Setor Elétrico”, a MP 579/2012 tinha como objetivo reduzir a tarifa de energia ao consumidor final. A Medida propunha a antecipação da renovação automática de concessões às empresas do setor desde que estas aceitassem ter suas tarifas definidas pela ANEEL. Porém, a nova regulação gerou incertezas, dada a sua complexidade, acarretando na não-adesão de empresas relevantes do setor. A diferença entre as tarifas impostas e as praticadas no mercado contribuiu para o agravamento da situação financeira das empresas aderentes, o que levou o governo a ter que socorrê-las posteriormente. Ressalta-se que as tarifas de energia elétrica acabaram tendo que ser elevadas para garantir a saúde financeira do setor. Ou seja, o resultado da MP pode ter sido o inverso de seu objetivo.
De fato, observa-se empiricamente que os retornos apresentados pela maioria das empresas do setor elétrico negociadas na bolsa brasileira de valores, a B3, foi negativo e substancialmente inferior ao benchmark do mercado, o Ibovespa, no período após o anúncio da MP. Como referência, empresas como Transmissão Paulista, Cesp e Cemig sofreram perdas de mais de 30% nas cotações de suas ações, na semana imediatamente posterior ao pronunciamento da então Presidente Dilma, enquanto que o Ibovespa apresentou retorno positivo de cerca de
6,5%, no mesmo período. Isto poderia significar que os investidores do setor estariam atribuindo um risco maior a tais ativos, dada a nova informação.
Diversos trabalhos acadêmicos já abordaram o tema da MP 579/2012, dentre eles: Marques (2014), que verificou queda do volume de investimentos privados no segmento de geração de energia, através de modelo econométrico ; Carral et al. (2017), que verificou aumento do beta de empresas selecionadas do setor elétrico brasileiro, através de modelo econométrico ; Filgueiras (2018), que verificou aumento de risco sistêmico para todos setores regulados da economia brasileira, além do elétrico, através do método de controle sintético. Há, inclusive, um artigo com metodologia similar ao proposto nesta dissertação, de Assunção et al. (2015), que verificou a existência de retornos negativos anormais para empresas selecionadas do setor elétrico brasileiro, através de um Estudo de Eventos.
A presente dissertação tem como objetivo verificar a existência de possível impacto da MP 579/2012 sobre os retornos das empresas elétricas brasileiras, negociadas em bolsa, através da metodologia de Estudo de Eventos, baseada no artigo de MacKinlay (1997). A contribuição adicional que este trabalho pretende dar, além de se utilizar de premissas próprias, é a de verificar se existe diferença de impacto entre empresas privadas e estatais do setor.
Este trabalho está dividido em 6 capítulos, incluindo esta introdução. O segundo capítulo discorre sobre o histórico recente do setor elétrico brasileiro, incluindo marcos relevantes, a partir do ano de 1993 até 2012, além de consequências posteriores da MP 579. O terceiro capítulo introduz a metodologia a ser utilizada, passo a passo, além de estabelecer as premissas empregadas nos modelos específicos desta dissertação. O capítulo 4 descreve a base de dados completa utilizada e define os parâmetros da sua construção. O capítulo 5 apresenta detalhadamente os resultados de todos os processos realizados, com as suas devidas considerações. O sexto e último capítulo apresenta a conclusão final do trabalho.
2. CONTEXTUALIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
O setor elétrico brasileiro pode ser representado pelos seguintes serviços: geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Empresas brasileiras, sejam elas de controle privado ou estatal, são responsáveis por explorar tais serviços de forma a garantir a oferta deste tipo de energia aos agentes demandantes. Por se tratar de um setor regulado pelo Estado, empresas interessadas em explorá-lo devem obter concessões junto à agência responsável para este fim.
Empresas de geração se utilizam de usinas ou parques de matriz específica para produzir eletricidade, tais como hidroelétrica, termoelétrica, solar, eólica e outros, e injetam tal energia gerada em sistemas de transmissão, de forma que ela chegue aos consumidores. Empresas de transmissão são responsáveis por manter e expandir as redes de linhas que transportam a energia gerada nas usinas para grandes consumidores, como indústrias, ou para centros de distribuição. Empresas de distribuição recebem a energia através das linhas de transmissão, em centrais, e a difundem de forma a alcançar o consumidor final. Empresas de comercialização atuam como intermediárias entre geradoras e consumidores na compra de energia excedente e venda de energia demandada.
Para que o setor como um todo funcione de forma equilibrada, ofertando energia suficiente a preços razoáveis aos diversos consumidores nacionais, mostra-se necessário um arcabouço legal, ou regulatório, que permita não só a sua resiliência e expansão, mas também a sustentabilidade de todos os agentes econômicos envolvidos.
Este capítulo tem como objetivo apresentar um breve histórico recente dos principais marcos do setor elétrico brasileiro, de forma a contextualizar a situação em que se encontrava no ano de 2012, antes da edição da MP 579. Começando pela Lei nº 8.631, de 1993, esta seção busca identificar, cronologicamente, as evoluções e crises pelas quais passou o setor no período de cerca de 20 anos até o evento mencionado. Com isso, pretende recriar o conjunto de informações, ou panorama, do qual dispunha o investidor para a tomada de decisão à época.
Além da pontuação destes marcos relevantes, este capítulo aborda detalhadamente a própria Medida Provisória de interesse, discorrendo sobre suas intenções, inovações e consequências.
2.1. A Lei nº 8.631/1993
Para se compreender a importância da Lei 8.631/1993, conhecida como “Lei da Reforma Tarifária”, mostra-se necessária uma contextualização das dificuldades vividas pelo setor elétrico à época.
O governo do ex-Presidente da República José Sarney (1985 – 1990) foi marcado por tentativas frustradas de controlar um dos maiores problemas econômicos do período: a elevada inflação. A título de exemplo, Silva (2011) cita que a inflação média anual deste intervalo foi de 431,7%, enquanto o crescimento médio do PIB foi de cerca de 4%. Ao longo deste mandato, foram introduzidos vários planos com o objetivo de controlar o aumento geral de preços e a perda de valor da moeda brasileira. Dentre eles, o mais conhecido foi o chamado “Plano Cruzado” (1986), que substituiu a moeda nacional do cruzeiro para o cruzado e se baseou principalmente no congelamento de preços da economia para tentar domar a disparada inflacionária. Porém, introduziu uma alteração na política salarial que garantiria aumento automático dos salários no país se a inflação alcançasse determinado valor de referência. Inicialmente, tal plano conseguiu reduzir drasticamente a inflação, mas o aumento do índice de emprego e da demanda do consumidor, dados os níveis mais racionais de preços, voltavam a pressionar a inflação que, por sua vez, deteriorava a situação fiscal do governo ao acionar aumentos na folha salarial do funcionalismo público.
Além do “Plano Cruzado”, o “Plano Cruzado II” (1986), o “Plano Bresser” (1987) e o “Plano Verão” (1989), além de alterarem novamente a moeda nacional, também se basearam em congelamento de preços, alguns atingindo mais produtos, outros menos, e todos fracassaram no controle da inflação a médio prazo. O Brasil declarou moratória dos juros da dívida externa em 1987.
No tocante, ao setor elétrico, o congelamento de preços também afetou as tarifas de energia, dificultando o equilíbrio financeiro das empresas concessionárias. Em Marques (2014): “Até a década de 70, os investimentos eram remunerados pelo ‘custo de serviço’. Após esta década, uma única tarifa de energia elétrica para todo o território nacional passou a ser definida, assim como uma remuneração às concessionárias de distribuição de energia. Para que não houvesse disparidade entre as concessionárias, as superavitárias transferiam recursos para as deficitárias”. Ou seja, tendo seus ganhos restritos pelo congelamento de suas tarifas e sofrendo aumentos de custos em razão da inflação, as empresas brasileiras de energia elétrica tiveram que buscar o financiamento de suas atividades através de endividamento.
Além do crescente endividamento das empresas do setor, Silva (2011) menciona: “A Constituição Federal de 1988 agravou ainda mais a situação ao extinguir o IUEE, cujos recursos eram destinados a investimentos no setor de energia elétrica, substituído pelo ICMS, cujas alíquotas eram definidas pelos estados da federação e sem nenhuma destinação às concessionárias”. Esta troca tributária significou que os recursos arrecadados passariam a ser administrados pelos governadores de Estados, ao invés de uma conta federal que tinha como objetivo expandir o setor elétrico brasileiro. Também se ressalta a elevação do Imposto de Renda das empresas de energia elétrica de 6% para 40%, uma elevação de mais de 5 vezes no período.
A Lei 8.631/1993 se insere neste contexto de crise e estrangulamento financeiro pelo qual passava o setor. Após o breve governo de Fernando Collor de Mello (1990-1992), que resultou em impeachment, coube ao Presidente seguinte, Itamar Franco (1992-1995), aprovar a referida Lei, que ficou conhecida como o primeiro marco do processo de reestruturação do setor elétrico brasileiro.
Uma das contribuições mais importantes da Lei foi que as empresas concessionárias passariam a ser as responsáveis por fixar e reajustar individualmente suas tarifas de acordo com seus custos de serviços, desde que tal acordo fosse homologado pelo Poder Concedente. Ou seja, as empresas passaram a ter a permissão de equacionar suas finanças independentemente de imposição estatal. As empresas que haviam se endividado durante o período de congelamento
de tarifas passariam a ter mais liberdade para equacionar suas dívidas frente os seus credores, fossem eles agentes do próprio setor elétrico ou externos.
Outra contribuição relevante foi a criação de duas tarifas diferentes para o setor: uma referente à geração e outra à distribuição. Para Silva (2011), o estabelecimento de duas tarifas possibilitou o início do processo de desverticalização do setor elétrico brasileiro. Em suas palavras: “Até aquele momento, a estrutura principal das empresas de energia elétrica era verticalizada. Uma mesma empresa controlava geração, transmissão e distribuição – três principais elos da cadeia de fornecimento de energia elétrica – em determinada região.” A desverticalização poderia representar a especialização de empresas em seus respectivos segmentos de atuação e favorecer a competição de empresas em regiões outrora dominadas por apenas uma prestadora de serviços de eletricidade, ou empresas de ciclo completo. Silva (2011) também ressalta que “essas grandes empresas eram estatais e tinham grande poder de mercado, embora sua eficiência, em parte significativa dos casos, não fosse a ideal, principalmente devido ao fato de o Estado não ter recursos para investimentos no setor.” Ou seja, a desverticalização poderia vir a representar aumento de eficiência no setor, assim como uma possível redução do preço da energia ao consumidor final, dadas as especializações.
A partir da Lei nº 8.631/1993, passa a ficar mais claro a especialização e o serviço específico de cada uma das diversas empresas que compõem o setor elétrico brasileiro, fossem elas geradoras, transmissoras, distribuidoras, comercializadoras, de múltiplos serviços, ou de ciclo completo.
2.2. O “Plano Real” (1994) e A “Lei Geral das Concessões” (1995)
Coube também ao Presidente Itamar Franco adereçar o problema da elevada inflação brasileira de forma mais contundente. Através de uma série de medidas provisórias, o “Plano Real” (1994) se utilizou de várias reformas econômicas, dentre as quais destacam-se: desindexação da economia, criação de uma nova moeda, política monetária restritiva, abertura econômica, equilíbrio das contas públicas e privatizações.
A desindexação proposta baseou-se na criação da Unidade Real de Valor (URV), instrumento que deveria capturar a inflação do período para posteriormente ser transformado na nova moeda, o “Real”, que substituiu o antigo “Cruzeiro Real”. O objetivo desta medida foi impedir o reajuste de preços automático baseado em inflações passadas, e entregar posteriormente uma nova moeda menos volátil. É importante ressaltar que a nova moeda foi atrelada diretamente ao dólar e o país adotou o câmbio fixo da implantação do Real até 1999. A política monetária restritiva traduziu-se na fixação de uma taxa de juros elevada, que por sua vez foi responsável por reduzir a concessão de crédito no país, com o objetivo de impedir a retroalimentação da inflação. Uma maior abertura econômica foi alcançada através da redução de tarifas de importação, estratégia que objetivava impedir desabastecimento interno e aumento da inflação além de buscar impulsionar a evolução da indústria nacional, com a redução do valor pago por insumos e bens de capital. A tentativa de equilíbrio das contas públicas se deu pela redução dos gastos do governo, com a redução do funcionalismo público e através de aumento de impostos, além das privatizações, que intencionavam eximir o Estado dos vultuosos investimentos necessários para manter a operação das empresas públicas.
O ex-Ministro da Fazenda do governo Franco, Fernando Henrique Cardoso, elegeu-se Presidente da República nas eleições de 1994, com o objetivo de dar prosseguimento ao “Plano Real”, adotando as estratégias previamente citadas.
No tocante ao setor elétrico, Assunção et al. (2015) afirma que “até o ano de 1995, o setor de energia elétrica no país assemelhava-se a um modelo estatal híbrido, no qual o governo federal e estadual eram os detentores da propriedade”. E Marques (2014) acrescenta: “... até o ano de 1995, o setor elétrico brasileiro foi marcado pela predominância do Estado, tendo como um dos seus principais agentes a Eletrobrás, criada em 1962. A estatal tinha o papel de coordenar, planejar e financiar a expansão da oferta energética. A falta de competitividade inerente ao ‘Modelo Antigo’, a falha ao não promover a busca pela eficiência, somadas ao uso da tarifa de energia como mecanismo de contenção da inflação e uma tendência mundial à privatização, levaram ao colapso deste Modelo no final da década de 80.”
Em outras palavras, é neste contexto de crise do setor e de tentativa de reforma estrutural da economia brasileira, e do próprio papel do Estado, pelo “Plano Real”, que se insere a Lei nº 8.987/1995, conhecida como “Lei Geral das Concessões”. Aprovada em fevereiro de 1995 pelo Congresso Nacional, a referida Lei definiu as novas regras para licitações de empresas de infraestrutura, incluindo as do setor elétrico, além de previsões para a política tarifária, com destaque para o seu Art. 9º, § 2º: “Os contratos poderão prever mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro.”
Para Carral et al. (2017): “No Brasil, o Governo Federal por meio da Lei de Concessões, nº 8.987/95, passou de executor e administrador das empresas de energia a fiscalizador e regulador do sistema, numa tentativa de deixar o setor mais eficiente e produtivo. Desde então, o setor passou a ter regras para melhorar a sustentabilidade, promover a expansão e garantia de suprimentos, à melhoria da concorrência e dos preços aos consumidores.” Em Assunção et al. (2015): “Para minimizar os problemas oriundos da administração pública no setor elétrico, o estado, através da lei 8.987/95 - Lei das Concessões, permitiu a exploração dos ativos elétricos ou a designação, sob forma de concessões, a terceiros. Com a inserção do regime de concessões o estado mantém o controle das atividades, sem ter a responsabilidade na execução e administração. No contrato selado entre as partes, a concedente estabelece as diretrizes e obrigações do concessionário, e ao final da concessão os bens são devolvidos à concedente”. Em suma, as privatizações de empresas do setor elétrico, permitidas a partir da “Lei Geral das Concessões”, representaram tanto uma possibilidade de equilíbrio das contas do governo, devido à desobrigação de investimentos públicos no setor, agora concedido a agentes privados, quanto um aprimoramento operacional do setor, em função da especialidade dos novos participantes.
Como atesta Silva (2011): “O sucesso do Plano Real em meados da década de 1990 teve impacto também no setor elétrico. A apreciação cambial e a abertura comercial, que permitiram o controle da inflação, acabaram promovendo a deterioração das contas externas devido à grande concorrência internacional. Esse processo de deterioração do saldo do balanço de pagamentos, e a tentativa do governo de controlar essa situação, acabam acelerando o processo de privatização de empresas estatais como forma de promoção da entrada de capitais no país.” Pode-se concluir também que a política de juros elevados e o câmbio fixo foram instrumentos
importantes na época para a captação de investimentos estrangeiros que, no setor elétrico brasileiro, se traduziram nos valores obtidos com as privatizações.
Complementando a “Lei Geral das Concessões”, foi também aprovada, cinco meses depois, a Lei nº 9.074/1995, que dispunha sobre normas para outorga e prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos. O capítulo 2, da Lei, tratou especificamente dos serviços de energia elétrica. Destaca-se no seu Art. 4º, § 2º: “As concessões de geração de energia elétrica anteriores a 11 de dezembro de 2003 terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a 35 (trinta e cinco) anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado por até 20 (vinte) anos, a critério do Poder Concedente, observadas as condições estabelecidas nos contratos” ; e § 3º: “As concessões de transmissão e de distribuição de energia elétrica, contratadas a partir desta Lei, terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a trinta anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado no máximo por igual período, a critério do poder concedente, nas condições estabelecidas no contrato.”
Silva (2011) afirma ainda que “a Lei 9.074/95 também estabeleceu que as concessões realizadas sem licitação após a Constituição de 1988 fossem canceladas, podendo, dessa forma, ser submetidas à nova licitação.” Continua, atestando que “as concessões sem licitação feitas antes de 1988 que não tinham obras ou serviços iniciados também foram revogadas”. Conclui dizendo que a Lei 9.074/95 foi a responsável por permitir que fossem iniciadas as primeiras privatizações.
Sousa (2015) relaciona 24 privatizações de empresas realizadas entre julho de 1995 e junho de 2006, dentre as quais 20 eram empresas focadas no serviço de distribuição de energia elétrica, 3 do segmento de geração e uma, a última, CTEEP, de transmissão. Juntas, foram negociadas por cerca de R$ 26 bilhões, no total.
2.3. A Lei nº 9.427/1996
Na esteira da reestruturação do setor elétrico brasileiro, foi promulgada em dezembro de 1996 a Lei nº 9.427 que instituiu a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), com o objetivo
de disciplinar o regime de concessões de serviços públicos de energia elétrica. Na Lei, destacam-se o destacam-seu Art. 2º: “A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal” ; e Art. 3º II: “promover, mediante delegação, com base no plano de outorgas e diretrizes aprovadas pelo Poder Concedente, os procedimentos licitatórios para a contratação de concessionárias e permissionárias de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos.”
Instalada efetivamente em 1997, a ANEEL tem como suas principais responsabilidades, de acordo com Sousa (2015), a fiscalização das concessões, a definição dos critérios e metodologias para a determinação das tarifas de energia elétrica, a promulgação de atos regulatórios do setor, a implementação e regulação da exploração das fontes de energia, a promoção dos processos licitatórios para novas concessões e a solução de litígios administrativos entre as entidades do setor. Para Marques (2014), a criação da ANEEL também foi responsável por implementar “um sistema de definição da receita a ser auferida por cada concessionária, com revisões periódicas”. Tais revisões ocorreriam em períodos previamente definidos de forma a reavaliar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
No sítio da própria ANEEL, também é definida como competência criar “limites ou condições para empresas, grupos empresariais e acionistas, com vistas a propiciar concorrência efetiva entre os agentes e a impedir a concentração econômica nos serviços e atividades de energia elétrica”. Ou seja, a ANEEL, enquanto órgão regulador do setor elétrico brasileiro, não só seria responsável por realizar as concessões, mas também regulamentar a operação dos agentes exploradores de energia de forma a garantir o desenvolvimento sustentável do sistema, tanto para investidores, quanto para consumidores.
2.4. A Lei nº 9.648/1998
A Lei nº 9.648 foi aprovada em maio de 1998, oferecendo importante contribuição ao desenvolvimento do SEB. Destacam-se, o Art. 10: “Passa a ser de livre negociação a compra e
venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados”, observando determinados prazos ; o Art. 12: “Observado o disposto no art. 10, as transações de compra e venda de energia elétrica nos sistemas elétricos interligados, serão realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, instituído mediante Acordo de Mercado a ser firmado entre os interessados” ; e o Art. 13: “As atividades de coordenação e controle da operação da geração e transmissão de energia elétrica integrantes do Sistema Interligado Nacional (SIN) e as atividades de previsão de carga e planejamento da operação do Sistema Isolado (Sisol) serão executadas, mediante autorização do poder concedente, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, fiscalizada e regulada pela Aneel e integrada por titulares de concessão, permissão ou autorização e consumidores... e que sejam conectados à rede básica”.
A primeira instituição citada, o MAE, traduziu-se numa câmara de comercialização de energia, ou mercado livre de energia, introduzindo no setor elétrico brasileiro a figura do comercializador, agente que, de acordo com Silva (2011), “surgiu para fomentar transações de compra e venda de energia, proporcionar liquidez ao mercado elétrico e atuar como facilitador entre os demais participantes do mercado (geradoras, consumidores livres, distribuidoras e outras comercializadoras)”. Já o ONS, de acordo com Marques (2014), é um “organismo independente para operar, programar e otimizar o sistema do Brasil, afastando riscos de falhas e de racionamento”. No site oficial do ONS, são definidos como objetivos: “(a) promover a otimização da operação no sistema eletroenergético, visando ao menor custo para o sistema, observados os padrões técnicos e os critérios de confiabilidade estabelecidos nos Procedimentos de Rede aprovados pela Aneel ; (b) garantir que todos os agentes do setor elétrico tenham acesso à rede de transmissão de forma não discriminatória ; e (c) contribuir, de acordo com a natureza de suas atividades, para que a expansão do SIN se faça ao menor custo e vise às melhores condições operacionais futuras.”
O Sistema Interligado Nacional (SIN), citado neste subcapítulo, é de acordo com o site do ONS, o sistema nacional de produção e transmissão de energia elétrica, “com predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários”.
Para Silva (2011): “O novo modelo estabelecido pelo RE-SEB colocou fim à reserva geográfica de mercado, pois permitiu que diferentes agentes interagissem com outros em quaisquer lugares atendidos pelo sistema integrado nacional”. Ele continua: “Nesse sistema, distribuidoras passaram a poder comprar energia de geradores em quaisquer regiões, de quaisquer geradores. Além disso, grandes consumidores passaram a poder comprar energia não só de distribuidoras em um mercado regulado como anteriormente, mas também diretamente de geradores.” Ou seja, estas novas importantes instituições, MAE e ONS, foram responsáveis pelo amadurecimento do setor elétrico brasileiro, com a permissão de livre negociação de energia, e com a criação de um órgão responsável pela segurança e integridade do sistema, respectivamente.
2.5. A Crise Hídrica de 2001
A seca do início do ano de 2001 foi a continuação de um forte período de estiagem ocorrido no final da década de 1990 e agravado pelo evento meteorológico El Niño, que aqueceu as águas do Oceano Pacífico. Em Silva (2011): “Em maio de 2001, logo após o início do período seco, o governo percebeu que os níveis dos reservatórios hídricos das grandes usinas estavam significativamente baixos e, sendo o Brasil um país com geração predominantemente hídrica no período, a falta de energia elétrica deveria ocorrer em um curto prazo.”
Sousa (2015) explica outra causa da dificuldade vivenciada pelo setor elétrico à época: “Durante 5 anos, entre 1996 e 2000, a oferta de energia firme foi inferior à demanda, o que levou ao esvaziamento contínuo de reservatórios e desequilíbrio estrutural. Esse esvaziamento contínuo não foi refletido em forma de sinal de preços até as vésperas do racionamento, quando já era tarde demais”. Ou seja, além do fenômeno climático, o setor não estava organizado ou maduro o suficiente para absorver tal crise de oferta. Inclusive, Sousa (2015), afirma: “O racionamento de 2001 foi causado por um conjunto de fatores, que incluem escassez de água e de investimentos, principalmente na expansão do sistema de geração e transmissão”.
Para tentar mitigar os efeitos desta crise, o então Presidente da República, Fernando Henrique Cardoso (1995 – 2003) criou grupos de trabalho com o objetivo de avaliar o problema
e propor soluções. De acordo com Silva (2011): “A primeira medida implementada foi a criação de um programa de racionamento com o objetivo de reduzir o consumo. Diferentes metas foram fixadas para os segmentos da economia: consumidores residenciais e comerciais deveriam diminuir o seu consumo em até 20% enquanto consumidores industriais deveriam ter redução de 20% a 25%.”
Porém, duvidava-se à época que o citado racionamento pudesse ser medida suficiente para garantir o bom funcionamento do setor elétrico. Desta forma, foram tomadas outras medidas de caráter emergencial, dentre as quais destacam-se: a criação da Câmara Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) e a construção de usinas termelétricas emergenciais. Ambas as inovações se destinavam a aumentar a oferta de energia no sistema.
2.6. As Leis nº 10.847/2004 e nº 10.848/2004
Silva (2011) explica: “Com o racionamento, houve redução do consumo de energia elétrica e, dessa forma, foram reduzidas as receitas das empresas do setor. Com custo constante e redução das receitas, as empresas começaram a também enfrentar uma crise. Assim, o governo, por meio do Acordo Geral do Setor Elétrico, estabeleceu o reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão utilizando uma Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE). Foram reajustadas as tarifas de todas as classes de consumo, inclusive dos industriais que tiveram financiamento específico facilitado pelo BNDES para o pagamento do reajuste tarifário.”
É neste contexto de desequilíbrio e insegurança do setor que se inserem as Leis 10.847 e 10.848, ambas de 2004, responsáveis por criar o “Novo Modelo do Setor Elétrico”.
A Lei nº 10.847/2004 teve como intenção a criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), cujo objetivo pode ser definido em seu Art. 2º: “A Empresa de Pesquisa Energética – EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.” Tal instituição teria relevante papel na obtenção de dados e formulação de estudos para o desenvolvimento do setor elétrico brasileiro.
Porém, a Lei que viria a ter maior importância na criação do Novo Modelo foi a de nº 10.848, que dispunha sobre a comercialização de energia elétrica em território nacional. Marques (2014) destaca: “Em relação à comercialização de energia, foram instituídos dois ambientes de celebração de contratos de compra e venda de energia, um deles, o Ambiente de Contratação Livre (ACL), no qual os geradores, comercializadores e consumidores de energia podem negociar produtos customizados com prazos, volumes e preços da energia negociados livremente.” É importante destacar que a figura do agente comercializador ficou, com a nova lei, restrita ao ACL.
O outro ambiente, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) é explicado por Silva (2011): “No ACR, a contratação de energia elétrica, por parte das distribuidoras, deve ocorrer através de leilões de compra de energia de diversos empreendimentos geradores, sejam eles empreendimentos novos ou existentes. Com a obrigatoriedade de compra de energia elétrica através de leilões, busca-se o menor preço de energia. Dessa maneira, os consumidores não ficam expostos ao risco de contratação de energia por valores elevados devido a uma possível baixa habilidade da distribuidora em negociar contratos com preços reduzidos.” Para ele, tais regras também buscavam a garantia do suprimento de energia elétrica a todos os consumidores finais, ou seja, universalmente, visto que as distribuidoras eram obrigadas a contratar 100% da energia requerida pelos seus consumidores, reduzindo potencial de falta de energia elétrica. Tais leilões, no ACR, são promovidos pela ANEEL, de forma a garantir transparência.
Outro ponto fundamental da Lei nº 10.848/2004 pode ser observado em seu Art. 4º: “Fica autorizada a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob autorização do Poder Concedente e regulação e fiscalização pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, com a finalidade de viabilizar a comercialização de energia elétrica de que trata esta Lei.” Na prática, a CCEE substituiu o MAE no papel de responsável pela comercialização de energia elétrica no Brasil. Porém, a nova entidade também seria responsável pela contabilização de todos os contratos do setor.
Em Marques (2014): “A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) registra todos os contratos de compra e venda de energia celebrados nestes dois ambientes, ACR e ACL, além de zelar pelo bom funcionamento destes e do Mercado de Curto Prazo. Neste, são
contabilizadas e liquidadas as diferenças entre os montantes gerados, contratados e consumidos. As diferenças apuradas, positivas ou negativas, são contabilizadas para posterior liquidação financeira no Mercado de Curto Prazo e valoradas ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Neste Mercado não existem contratos, ocorre um formato de contratação multilateral.”
Descritas as principais inovações das Leis 10.847 e 10.848, é possível compreender as diretrizes intencionadas pelo Novo Modelo do Setor Elétrico. De acordo com Sousa (2015), elas são: segurança, modicidade tarifária e universalização. A criação da EPE pode ser encarada como exemplo de esforço para garantir a adaptação do setor frente a crises e promover o seu desenvolvimento, a CCEE e seus ambientes de negociação, ACR e ACL, promovem a redução do preço da energia e a máxima distribuição possível da energia ofertada, o Mercado de Curto Prazo objetiva resolver possíveis distorções na oferta e demanda, e todas estas instituições e instrumentos, conjuntamente, buscam universalizar o acesso aos serviços de energia elétrica.
Como adendo, Assunção et al. (2015) afirma que, devido à Lei 10.848, “ficou estabelecido que as concessões de geração de energia elétrica contratadas após a promulgação da lei passariam a ter o prazo máximo de 35 anos para amortização dos investimentos, contados a partir da data de assinatura do contrato, podendo ser prorrogada por até 20 anos, a critério do Poder Concedente.”
2.7. A MP nº 579/2012 e suas Consequências
O Novo Modelo parece ter apresentado consequências positivas para o setor elétrico brasileiro. Como aponta Silva (2011): “Com a reforma, foi possível atingir um equilíbrio de participação de agentes públicos e privados. Esse equilíbrio tem permitido a segurança do abastecimento de energia elétrica do país de forma economicamente eficiente e, até onde o horizonte permite ver, sustentável.”
Porém, em 2012, viria a ser promulgada uma medida provisória que alteraria o padrão de concessões do setor elétrico brasileiro. Em pronunciamento oficial em cadeia nacional, na véspera do feriado da independência brasileira, na noite de 6 de setembro, a então Presidente da República Dilma Rousseff (2011-2016) declarou sua intenção de reduzir os custos de energia
elétrica para os consumidores. Em suas palavras: “Estamos agora lançando as bases concretas para sermos, no médio e no longo prazo, um dos países com melhor infraestrutura, com melhor tecnologia industrial, melhor eficiência produtiva e menor custo de produção. Minhas amigas e meus amigos, na próxima terça-feira (11/09/2012), vamos dar um importante passo nesta direção. Vou ter o prazer de anunciar a mais forte redução que se tem notícia, neste país, nas tarifas de energia elétrica das indústrias e dos consumidores domésticos. A medida vai entrar em vigor no início de 2013. A partir daí, todos os consumidores terão sua tarifa de energia elétrica reduzida.” De fato, a MP nº 579 viria a ser editada em 11 de setembro daquele ano.
A referida Medida Provisória dispunha sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária, com o objetivo de reduzir o custo de energia elétrica para o consumidor final. Destacam-se o Art. 1º: “A partir da publicação desta Medida Provisória, as concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art. 19 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até trinta anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária” ; o Art. 6º que apresenta a mesma redação, porém específico para as concessões de transmissão de energia elétrica ; e o Art. 7º, também com mesma redação mas dispondo sobre as concessões de distribuição de energia elétrica. Ou seja, a todos os três segmentos foi oferecida a prorrogação da concessão, uma única vez, por até trinta anos.
Porém, o ponto mais relevante desta MP está presente no primeiro caput dos Art. 1º e 6º, e seus respectivos primeiros incisos. Para o Art. 1º, § 1º: “A prorrogação de que trata este artigo dependerá da aceitação expressa das seguintes condições pelas concessionárias – I: remuneração por tarifa calculada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para cada usina hidrelétrica.” E para o Art. 6º, § 1º: “A prorrogação de que trata este artigo dependerá da aceitação expressa das seguintes condições pelas concessionárias – I: receita fixada conforme critérios estabelecidos pela ANEEL...”.
Outro ponto relevante, de possível conflito com o setor, está presente no Art. 8º: “As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas,
nos termos desta Medida Provisória, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até trinta anos.” Esta redação poderia implicar na interpretação de que as empresas que não aceitassem as prorrogações impostas na MP, poderiam perder suas concessões, que seriam relicitadas. A MP seria convertida na Lei nº 12.783, em janeiro de 2013.
Assunção et al. (2015) resume um dos princípios da MP, o da modicidade tarifária, representado por “valores de tarifas que devem ser acessíveis aos usuários, de modo a não onerá-los excessivamente, pois o serviço público, por definição, corresponde à satisfação de uma necessidade ou conveniência básica dos membros da sociedade.” E prossegue: “Pelo princípio da modicidade tarifária, a tarifa repassada aos clientes finais deve ser justa, para isso o órgão regulador ANEEL deve se atentar e fiscalizar aos custos operacionais vinculados a operação e manutenção dos ativos e remuneração dos ativos efetivamente necessários para a prestação do serviço”. Carral et. al. (2017) complementa citando que “o governo afirmava que as concessões outorgadas antes de 1995 já se encontravam, em sua maioria, amortizadas e depreciadas e que estes benefícios deveriam ser repassados o quanto antes para os consumidores, resultando na modicidade tarifária...”. E Marques (2014) acrescenta que “ela (a MP 579) estabeleceu regras que permitem a prorrogação de concessões que vencem entre 2015 e 2017”. Em outras palavras, adotando como princípio uma das diretrizes do Novo Modelo do Setor Elétrico, a modicidade tarifária, a MP 579 se utilizou do fato de que muitas das concessões da época das privatizações e da “Lei Geral das Concessões” estavam próximas de atingirem seu prazo limite, para estipular um novo padrão para suas renovações, supostamente em benefício do consumidor final.
Sousa (2015) resume que, no período, “as concessões que estavam em discussão representavam: 22,3 GW de capacidade instalada de geração (17% da capacidade brasileira), 69 mil km de linhas de transmissão (57% do sistema interligado) e 35% do mercado de distribuição (24 milhões de consumidores).” Dado que o governo propunha a antecipação da renovação das concessões para 2013, também se dispôs a indenizar as empresas pelos ativos ainda não totalmente depreciados e amortizados. Porém, como Sousa (2015) também atesta: “As regras de indenização geraram inúmeras discordâncias, instabilidade e judicialização do setor, principalmente pela pouca transparência com que o processo foi conduzido”. Ele ilustra que “a título de exemplo, o valor oferecido para os ativos do Grupo Eletrobrás foi em torno de R$ 14
bilhões versus o valor de R$ 31 bilhões contabilizados e esperados pelo conselho da empresa”. Tal “desconto”, de aproximadamente 55%, não pode ser considerado baixo.
Devido a regras pouco claras e ao baixo valor oferecido pelo governo como indenização, algumas empresas decidiram não aderir ao processo definido pela MP. No segmento de geração, Marques (2014) resume que “os 123 empreendimentos de geração de energia afetados pela MP 579 pertencem a 43 empresas diferentes”, e que dois dos maiores grupos afetados, CESP e CEMIG, empresas de controle estadual decidiram não aderir a esta renovação automática proposta exatamente por não concordarem com as regras estipuladas pela referida Medida Provisória. Relembre-se que os empreendimentos não renovados deveriam ser relicitados, de acordo com o Art. 8º.
Para Sousa (2015): “A não adesão das concessionárias de geração gerou uma subcontratação das distribuidoras, dado que o governo não planejou corretamente os leilões de ajustes em 2012 e 2013. Assim, as distribuidoras tiveram que recorrer ao mercado de curto prazo (PLD) para atender a demanda prevista.” O PLD chegou ao patamar máximo histórico de R$ 822/MWh em fevereiro de 2014. O gasto emergencial das distribuidoras, para assegurar a oferta, representou endividamento maciço do setor, o que levou o governo a ter que intervir financeiramente no “resgate” destas empresas. Ainda foi instituído um sistema de bandeiras tarifárias, em 2015, transferindo aos consumidores a responsabilidade de também “resgatar” as empresas do setor elétrico. Sousa (2015) também estima que, de 2012 até a data de finalização de sua dissertação, as perdas financeiras resultantes da MP 579 chegavam a cerca de R$ 140 bilhões, entre auxílio a distribuidoras, geradoras e transmissoras, na forma de empréstimos bancários, aportes do Tesouro Nacional, inflação e o próprio custo da energia.
Em linhas gerais: (i) as empresas que aderiram à MP 579 tiveram suas receitas reduzidas dado o novo valor tarifário definido pela ANEEL, abaixo do praticado pelo mercado ; (ii) as empresas geradoras que não aderiram reduziram a oferta de energia para as distribuidoras ; (iii) as distribuidoras tiveram que comprar energia no mercado de curto prazo, a um PLD mais alto, para garantir a oferta contratada aos consumidores ; (iv) as distribuidoras entraram em difícil situação financeira e tiveram que ser “resgatadas” pelo governo ; (v) bilhões de reais de dinheiro
público e de empréstimo bancários tiveram que ser destinados para garantir a integridade do setor elétrico brasileiro ; (vi) a conta foi dividida com o consumidor através do mecanismo de bandeiras tarifárias.
Sousa (2015) resume tal experiência regulatória com uma frase: “Após a redução tarifária de 20% com a implantação da MP 579, o setor já experimentou um aumento acumulado médio na ordem de 75%”. Mesmo tendo sido escrita em 2015, esta frase nos induz à seguinte conclusão: a MP 579/2012 teve o efeito oposto do desejado.
Para Marques (2014), “a velocidade da implantação da Medida Provisória e falta de clareza em alguns pontos trouxeram muitas incertezas ao setor elétrico na época de sua edição, antes visto como setor consolidado e de retornos previsíveis”. Já Filgueiras (2018) acrescenta que “a assimetria na comunicação durante a transição regulatória gerou efeitos negativos na percepção dos stakeholders, impactando a confiança dos investidores, devido às incertezas quanto às novas regras de renovações de concessões do setor”. E, finalmente, de acordo com Sousa (2015), “o setor, que até então era considerado pelos investidores como um porto seguro (baixo risco, estável e forte geração de caixa), passou a ser visto como instrumento de ingerência política, o que ocasionou uma forte saída de fluxo de capitais do setor e consequente aumento na volatilidade”.
Estas afirmações descritas acima resumem a motivação para a realização da presente dissertação. E, dado que este trabalho procura medir o possível impacto da referida MP nos retornos das ações das empresas de energia elétrica, negociadas em bolsa, tanto privadas quanto estatais, apresenta-se a seguir gráficos para ilustrar a questão:
Gráfico I: Retornos Acumulados para Índices e Ativos Selecionados (100 dias)
Fonte: Economatica® ; Elaboração própria.
Tendo como início as cotações observadas no dia 31 de maio de 2012, o gráfico acima aparenta apresentar certa correlação, bem comportada relativamente, entre os índices e ativos específicos até a data do pronunciamento de Dilma Rousseff, dia 06 de maio do mesmo ano, representada pela linha vertical preta pontilhada. A partir deste ponto, percebe-se um descolamento dos ativos, com o aumento da variância dos 3 que pior performaram. Representado pela linha vermelha, a ação preferencial CMIG4, referente à empresa estatal CEMIG, terminou o período de 100 dias analisado com perda superior a 30%. No mesmo período, o benchmark do setor elétrico na bolsa brasileira, o IEE, apresentou perda de cerca de 15%, representando o desempenho médio do setor, enquanto que as ações ordinárias da Energias do Brasil, ENBR3, caiu menos, cerca de 5%. Concomitantemente, o Ibovespa, benchmark do mercado de ações brasileiro subiu 5%, aparentemente não apresentando nenhum impacto negativo em relação ao pronunciamento da ex-Presidente.
Compreendendo um intervalo de 10 dias e centralizado na data do pronunciamento de Dilma Rousseff, dia 6 de setembro de 2012, o gráfico abaixo apresenta retornos acumulados a
partir do dia 31 de agosto, e é composto pelos retornos observados cinco dias antes e cinco depois do referido anúncio. Os ativos representados são os mesmos do gráfico anterior.
Gráfico II: Retornos Acumulados para Índices e Ativos Selecionados (10 dias)
Fonte: Economatica® ; Elaboração própria.
Dado que a linha tracejada vertical representa a data do pronunciamento, o gráfico acima revela que, para os ativos e índices selecionados, o possível impacto se deu após o mencionado discurso. A ação CMIG4 continua sendo a de maior perda, cerca de 30% num intervalo de apenas 10 dias. Já o IEE, apresentou perdas de mais de 10%, enquanto que a ação ENBR3 performou perto da estabilidade, no mesmo período. Enquanto isso, o Ibovespa apresentou ganhos de quase 10%, na referida janela.
3. METODOLOGIA
A metodologia utilizada neste trabalho é baseada no artigo de MacKinlay (1997), publicado no Journal of Economic Literature e intitulado “Event Studies in Economics and Finance”. Nele, MacKinlay afirma que “usando dados do mercado financeiro , um estudo de eventos mede o impacto de um evento específico no valor de uma firma”.
No caso do presente estudo, utilizar-se-á tal metodologia para se calcular o possível impacto de um evento específico no retorno de ações de empresas de energia elétrica, e verificar a relevância estatística de tal possível impacto. Ademais, calcula-se a possível diferença de impacto no retorno de empresas estatais e privadas, tanto de forma agregada, para ambos os grupos de empresas, quanto individualmente, para cada empresa específica.
Ainda de acordo com MacKinlay (1997), “dada a racionalidade no mercado, os efeitos de um evento serão refletidos imediatamente nos preços das ações”. Dessa forma, uma medida de impacto poderia ser calculada utilizando-se cotações observadas num período relativamente curto de tempo.
A realização de um Estudo de Eventos pode ser dividida nas seguintes fases: i) Definição do Evento ; ii) Definição da “Janela do Evento” ; iii) Definição da “Janela de Estimação” ; iv) Definição do Modelo a ser utilizado ; v) Cálculo do Retorno Normal ; vi) Cálculo do Retorno Anormal ; vii) Cálculo do CAR ; viii) Teste Estatístico.
Tais etapas, seguidas neste trabalho, são desenvolvidas nos subcapítulos a seguir.
3.1. Evento
O evento, cujos impactos serão estudados neste trabalho, é a MP 579/2012, assinada pela então Presidente da República Dilma Rousseff em 11 de setembro do referido ano. Porém, é importante ressaltar que o pronunciamento da então chefe-de-Estado brasileira em cadeia nacional, no qual afirmava sua intenção de reduzir as tarifas de energia elétrica através de medida
provisória, aconteceu na noite do dia 6 de Setembro de 2012, véspera do feriado de Independência.
Como tal pronunciamento ocorreu à noite, após o fechamento do mercado, e o dia seguinte foi feriado, sem negociações em bolsa, considerar-se-á neste trabalho a data do evento como sendo dia 7 de Setembro de 2012.
3.2. Janela do Evento
Definido o Evento e a sua respectiva data, deve-se escolher um período no qual os preços dos ativos serão analisados, período este chamado de “Janela do Evento”. De acordo com MacKinlay (1997), “é costumeiro definir a janela do evento como sendo maior do que o período específico de interesse” para que o impacto possível possa ser capturado em sua relativa totalidade.
Na prática, a Janela do Evento incluiria vários dias de observação, nos quais se incluiria pelo menos o dia do evento e o posterior a esse. Porém, o período anterior à data do evento também poderia ser incluído, de forma a capturar possíveis movimentações anômalas nos preços dos ativos, o que poderia ser indicativo de “insider trading”, ou negociação com informação privilegiada. O argumento para se incluir, na Janela do Evento, dias de negociação posteriores à data do evento também é válido, visto que o impacto do evento pode não se concentrar apenas em um único dia, mas diluído em datas de negociações seguintes.
Dessa forma, definiu-se como Janela do Evento um período de 10 dias de negociações, 5 deles anteriores à data do evento e 5 posteriores. Como o Evento se deu em um feriado sem negociações de ações, trata-se de uma Janela de exatos 10 dias de observações. Este período escolhido pretende capturar tanto a possibilidade de “insider trading” quanto de impacto após o dia imediatamente posterior ao Evento.
3.3. Janela de Estimação
Para MacKinlay (1997), “a avaliação do impacto de um evento requer alguma mensuração do retorno anormal”. Em outras palavras, para se calcular o possível impacto de um evento sobre o retorno de uma ação é necessário se estimar o Retorno Normal de tal ação e confrontá-lo com o Retorno Observado na Janela do Evento. O Retorno Normal nada mais é do que o Retorno Esperado de uma ação sem que o evento condicionante aconteça, ou seja, o retorno previsto caso não houvesse impacto do evento estudado. O Retorno Anormal seria exatamente a diferença entre o Retorno Observado e o Retorno Esperado:
𝐴𝑅𝑖𝜏 = 𝑅𝑖𝜏− 𝐸(𝑅𝑖𝜏|𝑋𝜏) (1)
Em que i = firma i ; τ = período de tempo τ ; 𝐴𝑅𝑖𝜏 = retorno anormal da firma i no período τ ; 𝑅𝑖𝜏 = retorno observado da firma i no período τ ; 𝑋𝜏 = informação disponível no período τ ; 𝐸(𝑅𝑖𝜏|𝑋𝜏) = retorno esperado da firma i no período τ para a informação disponível em τ.
Ou seja, para se calcular o Retorno Anormal (AR) de uma ação é necessária uma estimativa do Retorno Esperado de uma empresa, ou 𝐸(𝑅𝑖𝜏|𝑋𝜏). É na Janela de Estimação que os parâmetros relevantes para o cálculo do Retorno Esperado são estimados.
De acordo com MacKinlay (1997), “a escolha mais comum, quando possível, é a utilização do período anterior à Janela do Evento para a Janela de Estimação”. Ele também acrescenta que a Janela do Evento não deve ser incluída dentro da Janela de Estimação de forma a impedir que a influência do evento impacte os parâmetros estimados. É importante destacar também que uma Janela de Estimação não deve ser necessariamente grande, sob o risco de capturar outros eventos, distintos daquele do estudo, em tal período.
Por estes motivos, para a realização deste trabalho, definiu-se como Janela de Estimação os três meses de observações imediatamente anteriores à já definida Janela do Evento. Tal intervalo representa 64 dias de negociação.
3.4. Modelo
Dois tipos de modelo são comumente utilizados em um estudo de evento: o modelo de retorno médio constante (“constant mean model return”) e o modelo de mercado (“market model”). O primeiro assume que o retorno médio de uma ação é constante ao longo do tempo, enquanto que o segundo assume uma relação linear estável entre o retorno do mercado e o retorno da ação.
Esta dissertação tem como um de seus objetivos comparar o retorno das ações de empresas públicas e privadas com algum índice de mercado, seja ele o Ibovespa, principal indicador de desempenho das ações do mercado brasileiro, ou o IEE, indicador de desempenho das ações específicas do setor elétrico brasileiro. Por este motivo, o modelo escolhido neste trabalho é o modelo de mercado:
𝑅𝑖𝑡 = 𝛼𝑖 + 𝛽𝑖 ∗ 𝑅𝑚𝑡+ 𝜀𝑖𝑡 (2)
Em que i = firma i ; t = dia t ; 𝑅𝑖𝑡 = retorno da firma i no dia t ; 𝛼𝑖 = intercepto (parâmetro) ; 𝛽𝑖 = coeficiente angular (parâmetro) ; 𝑅𝑚𝑡 = retorno do mercado no dia t ; 𝜀𝑖𝑡 = componente de erro da firma i no dia t. Assume-se também que o valor esperado do componente de erro seja igual a zero.
𝐸(𝜀𝑖𝑡) = 0 (3) 𝑣𝑎𝑟(𝜀𝑖𝑡) = 𝜎𝜀𝑖𝑡 2
A equação (2) estabelece uma relação linear entre o retorno de um ativo (𝑅𝑖) e o retorno de mercado (𝑅𝑚), em um determinado intervalo de tempo (t). No caso, o intervalo de tempo a ser relacionado é o retorno diário de cada um dos instrumentos. Desta forma, busca-se associar o retorno de uma ação ao retorno do mercado, representado aqui pelo benchmark da bolsa brasileira, o Ibovespa, ou pelo benchmark do setor elétrico, o IEE.
3.5. Retorno Normal
Com a regressão dos retorno do ativo (𝑅𝑖) em função do retorno de mercado (𝑅𝑚), busca-se estimar valores de alfa e beta que possam busca-ser utilizados na Janela do Evento, de forma a
calcular o Retorno Normal, ou Esperado, de cada ativo, em cada dia da tal Janela, em função dos retornos observados dos índices de referência, ou benchmarks.
Ou seja, o retorno normal, de cada ativo, em cada dia da Janela do Evento será:
𝐸(𝑅𝑖𝑡) = 𝐸(𝛼𝑖 + 𝛽𝑖 ∗ 𝑅𝑚𝑡+ 𝜀𝑖𝑡)
𝐸(𝑅𝑖𝑡) = 𝛼̂𝑖 + 𝛽̂𝑖 ∗ 𝑅𝑚𝑡+ 𝐸(𝜀𝑖𝑡) (4)
Substituindo (3) em (4):
𝐸(𝑅𝑖𝑡) = 𝛼̂𝑖 + 𝛽̂𝑖 ∗ 𝑅𝑚𝑡 (5)
Esse retorno esperado, ou “normal”, seria o retorno previsto caso não houvesse o evento, ou seja, o retorno caso as relações estimadas na Janela de Estimação se mantivessem também na Janela do Evento. Em outras palavras, o retorno esperado de uma ação na Janela do Evento dependeria apenas do retorno dos índices de referência na mesma janela, e dos parâmetros previamente estimados.
3.6. Retorno Anormal
Se o Retorno Normal é o retorno esperado das ações dados os parâmetros estimados e os retornos observados do índice de referência, o Retorno Anormal de um ativo é exatamente a diferença entre o Retorno Observado de tal ativo e o seu Retorno Normal:
𝐴𝑅̂𝑖𝑡 = 𝑅𝑖𝑡− 𝐸(𝑅𝑖𝑡) (6)
Substituindo (5) em (6):
𝐴𝑅̂𝑖𝑡 = 𝑅𝑖𝑡− (𝛼̂𝑖+ 𝛽̂𝑖∗ 𝑅𝑚𝑡) (7)
Calculado para cada dia da Janela do Evento, o Retorno Anormal representa a diferença entre o observado e o estimado, podendo ser interpretado como o resultado de um possível impacto de um evento sobre o retorno de uma ação. Se o Retorno Anormal de uma ação puder ser comprovado como estatisticamente relevante, é possível se concluir que houve impacto, com certo grau de confiança.
3.7. CAR
O Cumulative abnormal return (CAR), ou retorno anormal acumulado, nada mais é do que a soma aritmética dos Retornos Anormais diários de cada ativo analisado na janela de evento. De acordo com MacKinlay (1997), “o conceito do retorno anormal acumulado é necessário para acomodar uma janela de evento de múltiplos períodos”. Como o presente trabalho definiu como Janela de Evento um intervalo de 10 dias, o CAR de cada ativo será a soma aritmética de seus dez Retornos Anormais diários, se existentes:
𝐶𝐴𝑅
̂𝑖(𝜏1, 𝜏2) = ∑𝜏2 𝐴𝑅̂𝑖𝑡
𝜏=𝜏1 (8)
No qual 𝜏1 refere-se ao dia 31/08/2012 e 𝜏2 ao dia 14/09/2012, respectivamente primeiro e último dias de retornos da Janela do Evento.
O objetivo do cálculo do CAR é prover uma referência para o possível impacto de um evento no retorno de um ativo no período analisado. Em outras palavras, o CAR representa o desvio, ou diferença, do retorno observado do ativo em relação ao retorno esperado, na Janela do Evento.
3.8. Teste Estatístico
Para que se possa chegar a uma conclusão acerca do impacto de um evento sobre o retorno de um ativo, mostra-se necessário algum teste estatístico que comprove, a determinado nível de significância, que tais retornos sofreram uma variação diferente da esperada. Nas palavras de MacKinlay (1997), “uma importante consideração, ao se formular um estudo de evento, é a habilidade de se detectar a presença de um retorno anormal diferente de zero”.
Dada esta necessidade, estrutura-se um teste com as seguintes hipóteses:
𝐻0: 𝐴𝑅𝑖 = 0
𝐻𝐴: 𝐴𝑅𝑖 ≠ 0
A Hipótese Zero assume que o Retorno Anormal de um ativo i seja igual a zero enquanto que a Hipótese Alternativa assume que tal Retorno é diferente de zero. Caso a estatística de teste
