O ILUMINA não é contra a redução de tarifas
Há muito tempo denunciamos esse péssimo sintoma que se observa desde 1995 no Brasil, ano de adoção do modelo mercantil que mimetiza sistemas de base térmica. Um documento do MME sobre a MP 579 apresentou 33 perguntas que, segundo as autoridades, foram respondidas. O ILUMINA considera que, além de não terem sido respondidas, estabeleceram injustiças e instabilidade regulatória.
O que a sociedade não sabe é que quem vai “pagar” a redução tarifária prometida às pressas são as empresas geradoras e transmissoras tradicionais, principalmente as empresas do grupo Eletrobrás, que correm o risco de extinção. Enquanto se arrisca a perda de um patrimônio alcançado durante décadas, as verdadeiras razões do aumento tarifário não são sequer citadas. Eis algumas.
1. Descontratação de hidráulicas baratas para contratação de térmicas caras no que se chamou de “self dealing”, resultado da decisão de manter a descontratação das estatais em 2003, apesar da mudança radical de cenário.
2. Aumentos de mais de 30% para as distribuidoras compensando a queda de demanda decorrente do racionamento após 2002.
3. Parcelas da conta de luz indexadas ao IGP-M.
4. Criação de uma energia “de reserva”, apesar de termos uma energia que se diz “assegurada”.
5. Custos fixos nas contas das distribuidoras majorados como se fossem proporcionais ao mercado.
6. Surpreendentes leilões genéricos que resultaram na contratação de 6GW de térmicas, a maioria a óleo e diesel.
7. Uso de geração térmica não prevista em função de óticas diferentes entre operação e planejamento.
8. Proliferação de encargos, a maioria ironicamente criada após a reforma mercantil do setor.
9. Carga tributária permanece incólume.
Abaixo os comentários do Instituto.
1. O que é uma concessão de serviço de energia elétrica?
R: É o ato pelo qual a União autoriza uma empresa a exercer uma determinada atividade econômica do setor de energia elétrica de relevante interesse público, por meio de decreto condicionado a celebração de um contrato entre as partes.
No caso das concessões de energia elétrica, ao final dos prazos para sua exploração, os bens vinculados à prestação do serviço revertem para a União. Esta característica é que permite a captura dos benefícios dos ativos amortizados ou depreciados, propiciando uma redução significativa na tarifa do consumidor final de energia elétrica.
Comentário: A captura dos benefícios deveria ser conseguida mediante contabilização que existe há décadas no setor. O sistema que garante tal efeito após certo prazo é o regime de serviço pelo custo, constante inclusive na constituição de 1946 sob o princípio da “justa remuneração”. A constituição de 88 eliminou e dirigiu a política tarifária para a legislação. Em 1995, com as leis 9074 e 8987, foi implantado o regime de mercado, onde não existe mais “tarifa” de geração e sim preço determinado pelo mercado. Portanto, em termos conceituais, o que o governo propõe é uma incoerência de princípios, pois, ou a modicidade é garantida pela competição, ou pela regulamentação de custo. Na verdade, os mecanismos de mercado adotados no Brasil falharam em conseguir menores preços e, agora, quase 10 anos após, o governo propõe uma reviravolta que só traz instabilidade ao setor.
2. A proposta do governo causará mudanças no modelo atual do Setor de Energia Elétrica?
R: Sim. A proposta do Governo Federal consiste em um aprimoramento do marco institucional do Setor de Energia Elétrica estabelecido em 2004, que concede um tratamento específico para uma parte da energia elétrica considerada “velha”, ou seja, aquela gerada por usinas que já tiveram grande parte de seus ativos amortizados ou depreciados. Adicionalmente, estabelece condições para o tratamento das concessões de transmissão que formaram, inicialmente, a Rede Básica, cujos ativos também se encontram fortemente amortizados e depreciados. Todas essas tratativas têm por finalidade intensificar os efeitos da modicidade tarifária e assegurar a continuidade da prestação do serviço.
Comentário: Não se trata de um “aprimoramento”. Trata-se de uma intervenção no modelo mercantil adotado e mantido pelos últimos governos brasileiros, apesar de contra-exemplos de países cuja matriz energética é similar à brasileira. O adjetivo de “velha”, adotado para usinas construídas em datas distintas e com especificidades únicas, já mostra a inconveniência de regime de mercado para sistemas de absoluta predominância hidráulica, pois, a “velhice” não é igual para todas e uma competição entre usinas com diferentes graus de amortização seria não isonômica. Foi esse simples princípio que o governo parece querer implantar “na marra” sem ter aplicado direito nenhum dos dois sistemas.
3. Quais concessões são alcançadas pela Medida Provisória?
R: Somente são alcançadas pela Medida Provisória aquelas concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica outorgadas antes da publicação da Lei nº 8.987, de 1995, e não licitadas, uma vez que, até a promulgação da Constituição Federal de 1988, a concessão era outorgada quando houvesse requerente idôneo, e quando não houvesse, era facultado ao Governo Federal realizar concorrências públicas para a exploração de serviços de energia elétrica.
Essas concessões terão seus prazos vincendos a partir de 2015, pois a Lei nº 9.074, de 1995, permitiu a prorrogação pelo prazo de até 20 anos, a contar de 8 de julho de 1995, para aquelas que estavam vencidas. Para aquelas que ainda não estavam vencidas, o prazo seria contado a partir do término da concessão.
Comentário: Nos Estados Unidos, a maioria dos estados adota o “return rate regulation” e a transferência de concessão de usinas privadas é atribuição exclusiva do FERC (Federal Energy Regulatory Comission) e só ocorre em função de alguma irregularidade. Dada a longevidade das hidroelétricas, os americanos sabem que não há sentido em arriscar o estado na troca de concessionários apenas por decurso de prazo.
4. Quais os montantes de capacidade instalada que vencerão entre 2015 e 2017? Isso representa quanto do parque gerador existente do país? Quais são as principais empresas envolvidas?
R: Para a geração de energia elétrica, 20 contratos de concessão têm seu vencimento entre 2015 e 2017, totalizando 22.341 MW de potência instalada, equivalentes a aproximadamente 20% do atual parque gerador do Brasil.
Estão abarcadas por essa situação principalmente as grandes empresas geradoras estaduais (CEEE, -CEMIG, CESP, COPEL, EMAE) e federais (Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Furnas).
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Participação das Concessionárias |
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Concessionárias |
Potência (MW) |
Participação % |
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Grupo Eletrobras |
15.022 |
67,26 |
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Estaduais |
6.842 |
30,62 |
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Privadas |
468 |
2,09 |
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Municipais |
9 |
0,03 |
Para a transmissão de energia elétrica, 9 contratos de concessão têm seu vencimento em 2015, totalizando 85.326 km de linhas de transmissão, dos quais 68.789 km são componentes da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN, correspondendo a aproximadamente 67% desse sistema.
Esses contratos são de titularidade das empresas federais Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte, Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Furnas, e das empresas estaduais COPEL, CEMIG, CEEE e CELG, e um de empresa privada, a CTEEP.
No caso da distribuição de energia elétrica, 44 contratos de concessão terão o seu término entre 2015 e 2016, representando aproximadamente 35% do mercado atendido. Entre as concessionárias estaduais nessa situação, destacam-se CEA, CEB, CEEE, CEMIG, CELESC, CELG, COPEL e CERR, além das 6 empresas de distribuição (AME, BOVESA, CEAL, CEPISA, CERON e ELETROACRE) que foram federalizadas na década de 90, e, atualmente, são empresas controladas pela Eletrobras.
Comentário: Em nenhum lugar no mundo há algo similar ao que será feito no Brasil. De repente, sem transparência, sem debates, e, principalmente, sem um diagnóstico amplo sobre as razões do aumento tarifário, impõe-se uma mudança de regulação que atinge 20% da geração e 70% da transmissão do país. Evidentemente, seguindo a nossa triste tradição, mais uma vez as empresas públicas federais terão sua receita ceifada em função de objetivos fora de sua alçada. A história do setor elétrico brasileiro está repleta de exemplos de uso das empresas públicas para objetivos fora de sua competência. Controle inflacionário, parcerias minoritárias, assunção de investimentos rejeitados pelo setor privado, descontratação mesmo com preços mais baixos, participação em superávit primário do estado, além do uso político de seus quadros.
5. Quais as condições e o prazo para prorrogação das concessões alcançadas pela Medida Provisória?
R: Para obter a prorrogação da concessão, o concessionário:
– de geração hidrelétrica deverá se submeter à remuneração por tarifa calculada pela ANEEL, à comercialização de energia elétrica em regime de cotas e aos padrões de qualidade do serviço fixados pela agência reguladora;
– de transmissão de energia elétrica deverá se submeter à remuneração por receita calculada pela ANEEL e aos padrões de qualidade do serviço fixados pela agência; e
– de distribuição de energia elétrica deverá se submeter às condições específicas estabelecidas no contrato de concessão ou termo aditivo, com a finalidade de aperfeiçoar ainda mais a prestação do serviço.
A concessão de geração hidrelétrica destinada à autoprodução que optar pela destinação de toda a energia ao consumo próprio e tiver potência menor ou igual a 50 MW também poderá ser prorrogada desde que feita a título oneroso, ou seja, estará sujeita ao pagamento pelo uso do bem público que será revertido em favor da modicidade tarifária.
A prorrogação das concessões será decidida pelo Poder Concedente, representado pelo Ministério de Minas e Energia, e poderá ser feita, uma única vez, pelo prazo máximo de até 30 anos, com vistas a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço, a modicidade tarifária e o atendimento à racionalidade econômica.
No caso de usinas termelétricas, a prorrogação poderá ser feita, uma única vez, por até 20 anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a segurança do sistema. Também, a critério do Poder Concedente, elas poderão ser contratadas diretamente como energia de reserva.
Comentário: Para um sistema que se diz de “mercado” e que procura atrair capitais privados para a necessária expansão da oferta, o termo “deverá se submeter à remuneração por tarifa calculada pela ANEEL” já é uma contradição de peso. “Remuneração por tarifa” é outra incongruência, pois a “tarifa” é dada pelo preço de um certame, como foi decidido pelo governo FHC e mantido pelos governos Lula e Dilma. Aliás, o leilão de 2004, definiu os valores contratuais bem mais baratos do que qualquer usina nova vigoram até hoje. São esses os que serão reduzidos quase a zero.
6. O que é o regime de cotas?
R: O regime de cotas consiste na alocação da energia proveniente das usinas hidrelétricas às concessionárias de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN. Essas cotas serão definidas pela ANEEL, conforme regulamento do Poder Concedente.
Comentário: Outra colisão de conceitos. A base da modelagem de 1995, confirmada pelos governos Lula e Dilma, é a desverticalização. Isso significa que a geração é separada da transmissão e da distribuição. Ao alocar cotas de certas usinas às distribuidoras, de um modo tortuoso e confuso, verticaliza-se outra vez. Com o agravante de não se definir o que fazer caso haja sobrecontratação.
7. As concessões de geração hidrelétrica que ainda poderiam ser prorrogadas, a critério do Poder Concedente, por mais 20 anos, serão alcançadas pela Medida Provisória?
R: Sim. Segundo a nova legislação que disciplina a prorrogação dessas concessões, elas poderão ser prorrogadas, uma única vez, a critério do Poder Concedente, pelo prazo de até 30 anos, desde que também aceitem as condições descritas na resposta nº 5.
Comentário: As grandes hidroelétricas americanas, que pertencem ao exercito ou ao Corps of Engineers e as canadenses, que pertencem às estatais HydroQuebec ou British Columbia Hydro, por nenhum momento passam por essa situação de instabilidade. Não se está defendendo estatização de nada! O que se quer chamar a atenção é que, a não ser que haja uma grave irregularidade, não há sentido em se trocar concessionários de usinas hidroelétricas.
8. Quais serão os beneficiados com a energia proveniente das concessões de geração hidrelétrica vincendas?
R: Os benefícios serão destinados aos consumidores das classes residencial, industrial, comercial, rural, poder público e serviço público, desde que atendidos pela distribuidora de energia elétrica.
Comentário: O que falta ser dito é que o benefício não esta sendo proporcionado pelo modelo adotado (sistema mercantil) e sim por uma medida pontual e estranha às suas bases conceituais, que atingem, essencialmente, as empresas estatais. Ao contrário do que é dito, durante o período onde, mesmo com atropelos, se aplicava o regime de serviço pelo custo, o consumidor era beneficiado, pois a tarifa era fixada pela regra de taxa de remuneração máxima (12%) e os ativos eram depreciados gradativamete
9. Todos os empreendimentos de geração e instalações de transmissão que poderão ser prorrogados estão totalmente amortizados e depreciados?
R: Não. O fato de tais empreendimentos de geração e instalações de transmissão terem sido concedidos há muito tempo não significa, necessariamente, que todos os ativos estejam amortizados ou depreciados. Para que isso ocorra, é preciso considerar o tempo de operação do empreendimento de geração ou instalação de transmissão, o que nem sempre coincide com o prazo da concessão.
De fato, no modelo anterior, estabelecido em 1934 pelo Código de Águas, as concessões de geração de energia hidrelétrica eram outorgadas para o aproveitamento de trechos de rios nos quais poderiam ser instalados diversos empreendimentos, progressivamente. As concessões vincendas a partir de 2015 foram outorgadas dessa forma. Apenas a partir de 1995, as outorgas para o aproveitamento de usinas hidrelétricas passaram a ser concedidas individualmente, por empreendimento.
Desta forma, há empreendimentos que foram construídos e instalados muitos anos após a concessão inicialmente outorgada e ainda não tiveram seus ativos integralmente amortizados ou depreciados.
Comentário: No sistema anterior, à medida que se determinava a tarifa da empresa com base na taxa de remuneração autorizada, automaticamente os ativos iam se amortizando. Novos investimentos eram transformados também em ativos em serviço e, assim, ia-se compensando os novos investimentos com os ativos depreciados. Desse modo é mantida como unidade alvo da regulamentação a empresa e não uma usina. Uma usina não tem nenhuma lógica isolada da administração da empresa que a construiu. Outra extravagância dessa medida é achar que usina tem tarifa. Quem tem tarifa ou preço é a empresa que administra a usina. Essa é mais uma preocupante tendência que se verifica desde 1995: A fragmentação de ativos.
10. As empresas que têm ativos não amortizados ou não depreciados serão indenizadas?
R: Sim. Essa indenização será calculada pela ANEEL utilizando uma metodologia consagrada, chamada de Valor Novo de Reposição, que vem sendo utilizada nos processos de revisão tarifária das concessões de distribuição e de transmissão de energia elétrica para a definição da base de sua remuneração.
O valor novo de reposição refere-se ao valor do bem novo de um ativo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do banco de preços homologado pela agência reguladora. Para efeito de apuração dessa base de remuneração são considerados apenas os ativos vinculados à concessão.
Comentário: Na realidade, o que essa decisão mostra é que o Brasil escolheu uma maneira virtual de regulamentar. Talvez seja uma incapacidade da agência reguladora brasileira examinar as contas de uma empresa real com todas as suas particularidades como é feito nos Estados Unidos que examinam a rentabilidade da empresa através de parâmetros como o ROE (Return Over Equity) e EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation, and amortization). Assim com se adotou a distribuidora de “referência”, vai se adotar também a usina de referência, o que no caso de hidroelétricas chega a beira do absurdo, tal a quantidade de particularidades que cada aproveitamento tem.
11. As reduções tarifárias serão alcançadas somente pelo efeito da prorrogação das concessões?
R: Não. Adicionalmente, o Governo Federal promoverá uma redução de encargos setoriais a todos os consumidores de energia elétrica.
Comentário: A carga tributária, cuja diminuição é um desejo de toda a sociedade, permanecerá imutável. A parcela de redução devida à retirada de encargos é de aproximadamente 3%. A maior parte virá mesmo através do garrote tarifário nas geradoras e transmissoras. Vários encargos criados pelo sistema mercantil permanecem.
12. O que comporá a nova tarifa de energia das usinas hidrelétricas cujas concessões serão prorrogadas?
R: A nova tarifa será composta pelos custos de operação e manutenção, pelos tributos, encargos setoriais reduzidos, e pela remuneração do uso das redes de transmissão e distribuição.
Comentário: Usinas e linhas não funcionam por si. São equipamentos de empresas, cuja administração não se limita a operar esses ativos. Muitas atividades estão ligadas a programas e projetos que se justificam pela inserção da empresa na sociedade, e não apenas pela geração de energia. Investimentos são atividades contínuas ao longo da vida de uma usina ou linha. Como o núcleo da proposta é a fragmentação da operação e manutenção (O&M) dos investimentos da empresa, absurdos podem ser criados. Por exemplo: Como classificar o estoque da imensa variedade de peças de reposição de todo o sistema de produção? Investimento ou O&M? Como adquirir um equipamento para substituição se a empresa só é paga para “operar”?
13. Como será possível a redução da tarifa média de geração?
R: A nova tarifa não precisará remunerar ativos não amortizados e não depreciados que, caso ainda existam no momento da prorrogação, serão indenizados.
Comentário: O problema é que, tanto pela disponibilidade de recursos da RGR, quanto pela necessidade de uma redução já anunciada de 28%, fica evidente que a metodologia adotada não seguirá a do setor elétrico. Segundo estimativas da Eletrobrás, só em suas empresas os ativos não amortizados chegam a R$ 40 bilhões que é o dobro do disponível na RGR que deverá indenizar todo o resto.
14. Como será possível reduzir a Receita Anual Permitida das transmissoras?
R: Pela mesma lógica, a nova receita das transmissoras não precisará remunerar ativos não amortizados e não depreciados que, caso ainda existam, no momento da prorrogação, serão indenizados.
Comentário: vale o comentário anterior.
15. Qual é a expectativa de efeito médio para todos os consumidores das distribuidoras de energia elétrica?
R: A expectativa é que haja uma redução de até 16,2% na tarifa dos consumidores residenciais e de até 28% na tarifa dos consumidores industriais atendidos pelas distribuidoras, já considerando a indenização dos ativos não amortizados ou depreciados e a redução nos encargos setoriais.
Comentário: Com essa redução, mesmo assim, a tarifa industrial brasileira ficaria quase o dobro das praticadas no Canadá, Estados Unidos e Noruega.
16. Como será possível reduzir a tarifa média de distribuição em 20%?
R: A União aportará anualmente cerca de R$ 3,3 bilhões na Conta de Desenvolvimento Energética – CDE, reduzindo em média 7% da tarifa do consumidor final em função da redução da cobrança de encargos (Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, CDE e Reserva Global de Reversão – RGR).
Os outros 13% decorrem da redução da tarifa média de geração e da Receita Anual Permitida da transmissão, visto que essas concessões não terão mais ativos a depreciar ou amortizar.
Comentário: vale o comentário da pergunta 14.
17. O que contribuiu para a redução de até 28% para a grande indústria?
R: No caso dos consumidores do subgrupo A11, o montante que a União aportará resultará em uma redução média de 10,8% da tarifa do consumidor final em função da redução da cobrança de encargos (CCC, CDE e RGR).
1 Subgrupo A1: consumidores com tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV.
Os outros 17,3% decorrem da redução da tarifa média de geração e da Receita Anual Permitida da transmissão, visto que essas concessões não terão mais ativos a depreciar ou amortizar.
Comentário: vale o comentário da pergunta 15.
18. O que contribuiu para a redução de até 16,2% para o consumidor residencial?
R: O montante que a União aportará resultará em uma redução média de 5,3% da tarifa do consumidor residencial em função da redução da cobrança de encargos (CCC, CDE e RGR). Os outros 10,8% decorrem da redução da tarifa média de geração e da Receita Anual Permitida da transmissão, visto que essas concessões não terão mais ativos a depreciar ou amortizar.
Comentário: vale o comentário da pergunta 14.
19. O que contribuiu para a redução de até 20% para os consumidores da classe comercial atendidos pelas distribuidoras de energia elétrica?
R: O montante que a União aportará resultará em uma redução média de 7,4% da tarifa do consumidor da classe comercial em função da redução da cobrança de encargos (CCC, CDE e RGR).
Os outros 12,7% decorrem da redução da tarifa média de geração e da Receita Anual Permitida da transmissão, visto que essas concessões não terão mais ativos a depreciar ou amortizar.
Comentário: vale o comentário da pergunta 14.
20. O mercado livre será beneficiado com a redução das tarifas?
R: Sim. A redução dos encargos e das tarifas de uso dos sistemas de distribuição e de transmissão para o mercado livre será equivalente à do mercado regulado.
Comentário: Segundo declarações dos próprios participantes desse sistema, é possível se obter economias de até 20%. Reduções dessa ordem são muito estranhas, já que a passagem de um consumidor do mercado cativo para o livre não implica em nenhuma mudança do mundo físico, pois ele é definido pelo Operador. Ou seja, no Brasil nenhuma usina passa a gerar mais porque agora tem um “cliente” no mercado livre. Essa grande diferença entre outros mercados de energia no mundo mostra que aqui, se todos se servem do mesmo sistema e alguns pagam menos, outros pagam mais. Nesse nicho de mercado, todos os negócios são “estratégicos” e secretos. Não se sabe quem compra de quem, por quanto e por que prazo. Estatísticas da própria CCEE mostram que quase 20% do total negociado é feito com base mensal, o que é um índice extremamente alto para uma indústria cujos investimentos são pesados e que precisam de garantias de longo prazo para se viabilizar. Dada as características do PLD, o spot brasileiro, quase idêntico ao CMO (Custo Marginal de Operação, parâmetro da operação) há predominância de preços baixos nesse mercado. Portanto, o sistema é um convite à especulação, que não é ilegal nem ilegítima. É apenas uma conseqüência da adaptação feita no Brasil. A nosso ver, seria obrigatório reexaminar o que ocorre nesse mercado antes das radicais propostas apresentadas.
21. Como fica a RGR?
R: A cobrança da RGR será extinta para as distribuidoras, para os novos empreendimentos de transmissão e para as concessões prorrogadas. Ela será mantida apenas para os empreendimentos de geração e de transmissão em operação e em implantação que atualmente já pagam esse encargo.
Comentário: Mais uma não isonomia. Como se repetirá o mesmo sistema nos próximos fins dos prazos de concessões? Quem pagará os investimentos não depreciados num próximo fim de prazo de concessão? Os contribuintes?
22. O que acontecerá com a CCC e com a CDE?
R: A cobrança da CCC será extinta e suas despesas reduzidas para os níveis eficientes de perdas. A cobrança da CDE também será reduzida em aproximadamente 75%, em função do aporte anual de cerca R$ 3,3 bilhões da União.
Comentário: na realidade, há grandes chances desses recursos serem pagos pelo contribuinte.
23. Após a redução dos encargos setoriais, os programas sociais do Governo Federal custeados por esses encargos serão mantidos?
R: Sim. Serão mantidos o Programa Luz para Todos, a Tarifa Social, que é destinada aos consumidores de baixa renda, e o subsídio à geração eficiente de energia elétrica nos Sistemas Isolados.
Comentário: Ver pergunta a seguir.
24. Se o pagamento dos encargos pelo consumidor está sendo reduzido e os programas estão sendo mantidos, quem pagará por eles?
R: Para custear o eventual déficit entre a arrecadação e as despesas desses encargos, a União utilizará os créditos que detém junto a entes do Setor Elétrico. Estima-se que esses créditos corresponderão a R$ 3,3 bilhões em 2013.
Comentário: Que créditos são esses? Qual a confiabilidade dessas estimativas?
25. Como se dará o aporte da União?
R: A União adquirirá os créditos que a Eletrobras detém junto a Itaipu e pagará a Eletrobras por meio de títulos da dívida pública. Ela destinará esses créditos e aqueles que ela possui diretamente junto à Itaipu para a CDE. Esses créditos decorrem da dívida para a construção de Itaipu.
Comentário: Muito estranho, pois as contas Eletrobrás – Itaipu são contabilizadas em dólares. Ao que parece, mais uma utilização espúria da Eletrobrás
26. Quando o consumidor verificará a redução da tarifa de energia elétrica na conta de luz?
R: Já em 2013.
Comentário: Daí a pressa em exigir das empresas uma resposta rápida para questões de grande envergadura. Mais uma excentricidade brasileira.
27. O consumidor baixa renda será prejudicado com a alteração da forma de cobrança dos encargos?
R: Não, com a nova forma de cobrança, o consumidor baixa renda irá pagar menos encargos do que paga atualmente.
Comentário: Dentro da distorção do modelo atual, um “baixa renda” no Maranhão paga o equivalente ao que paga um morador de New York. Mesmo com os descontos, a situação brasileira permanece vergonhosa.
28. Qual é o efeito da redução da tarifa de energia das usinas hidrelétricas prorrogadas e da RAP para as empresas do Grupo Eletrobras?
R: Para as concessões de usinas hidrelétricas e de linhas de transmissão prorrogadas, as empresas do Grupo Eletrobras auferirão receita suficiente para remunerar os serviços de operação e de manutenção.
Adicionalmente, a indenização, em 2013, dos ativos não depreciados e não amortizados vinculados a essas concessões implicará em uma capitalização dessas empresas, resultando em disponibilidade de recursos para novos investimentos.
Comentário: Com critérios distintos dos registrados em balanços das empresas? A resposta deveria explicar que a redução de receita proposta não tem similar no mundo. Será que algum país sério penaliza as suas próprias empresas com reduções de faturamento que podem chegar a 60%?Não há como se separar investimento e O&M no dia a dia de uma concessionária. O que o governo quer implantar no Brasil é o que nos Estados Unidos é chamado de “Operational Leasing”. Lá, esse tipo de contrato é feito geralmente por prazos curtos e o “locatário”, no nosso caso, o governo, continua responsável pela concessão, pois o contrato é estritamente operacional. A excentricidade da MP 579 é que o “leasing” americano não atende a nenhum requisito de prorrogação de concessão e posse de ativos, como está sendo pretendido aqui. Isso vai criar uma burocracia infernal junto a ANEEL quando for necessário aprovar um investimento, tipo um banco de capacitores ou um transformador.
29. Por que antecipar as condições previstas na Medida Provisória em até cinco anos?
R: A antecipação das condições estabelecidas na Medida Provisória tem como objetivo permitir ao Poder Concedente a captura do benefício dos ativos amortizados e depreciados e da redução dos encargos setoriais em favor dos consumidores finais com a maior brevidade.
Comentário: Na realidade, a medida denota o desespero em baixar tarifas que, surpreendentemente, só ocorreu após campanha midiática da FIESP e FIRJAN.
30. O que ocorrerá com as concessões que não forem prorrogadas pelo Poder Concedente?
R: Essas concessões deverão ser licitadas e o novo concessionário deverá se submeter às condições estabelecidas na Medida Provisória, descritas na resposta nº 5.
Comentário: Dada a truculência e impacto nas contas das empresas, uma opção seria entregar as usinas e aguardar pela licitação. As perdas podem ser menores.
31. Caso o concessionário atual não aceite as condições estabelecidas na Medida Provisória, a concessão será licitada imediatamente?
R: Não. O concessionário continuará com o direito de exploração da concessão até o seu prazo final, que, então, será licitada.
Comentário: Vale o comentário anterior. Dada a truculência e impacto nas contas das empresas, uma opção seria entregar as usinas e aguardar pela licitação. As perdas podem ser menores.
32. E no caso de a licitação não ocorrer até o final do prazo de concessão?
R: O concessionário poderá ficar responsável pela prestação do serviço, observadas as novas condições descritas na resposta nº 5, até a assunção do serviço por novo concessionário.
Comentário: Sob que condições? Tendo prejuízo? Quem é o concessionário, o operador ou o governo? Quem responde juridicamente por eventuais problemas da concessão?
33. E se o atual titular da concessão não quiser permanecer responsável pela prestação do serviço até a licitação, quem assumirá a concessão?
R: Neste caso, o serviço será prestado temporariamente pelo Poder Concedente, por meio de órgão ou entidade da administração pública federal, até que novo concessionário seja contratado por licitação.
Comentário: Que órgão seria esse? A ANEEL? Com que expertise ela iria fazê-lo?
