s energia saneamento e seus efeitos indesejados · de energia no curto prazo, bem como no longo...
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Ressalvas importantes estão apresentadas na seção "Comunicado Importante" ao final do relatório
Divulgados os detalhes finais de MP579, novamente piores que o esperado. No dia 1º de novembro, o governo federal publicou
os detalhes finais (indenização e custos de O&M) das concessões que serão afetadas pela MP579 (ver detalhes mais à frente no
relatório). Novamente, os números foram piores que o esperado, pois os preços de geração (aproximadamente R$27/MWh, ou uma
redução de 73%) e receita de transmissão (queda de 70%) ficaram 10-20% abaixo de nossas expectativas.
A MP579 carece de racionalidade econômica. Não enxergamos uma lógica econômica para as empresas aceitarem os termos da
renovação de concessões da forma como estão implícitos na MP579. Acreditamos que as empresas que têm liberdade de escolha
(exceção: Eletrobras) irão recusar a proposta atual, operar seus ativos até o final dos contratos de concessão em vigor e manterão em
aberto a possibilidade de apresentar propostas em leilões competitivos para continuar a operar esses ativos (caso os termos da MP579
melhorem no Congresso).
Nosso cenário básico: as empresas não irão renovar as concessões, mas (se estiverem dispostas) manterão seus ativos
de qualquer forma. Com as tarifas baseadas em O&M implícitas na proposta do Governo Federal, consideramos baixa a probabilidade
de que novas empresas apresentem propostas para operar essas concessões depois do término dos contratos em vigor: a assimetria
das informações é muito grande e os retornos muito baixos (se é que irão existir). Por essa razão, acreditamos que, de qualquer forma,
as concessionárias atuais continuarão (se estiverem dispostas) a operar esses ativos (caso haja uma melhoria nos termos da MP579).
MP579: Por que acreditamos que o tiro pode sair pela culatra. A questão dos altos preços da energia elétrica é urgente, e tem
que ser resolvida no Brasil o mais rápido possível. Afinal de contas, a falta de competitividade da economia brasileira é visível, em
especial na fragilidade da atividade industrial, freando o crescimento ao longo dos últimos anos. Contudo, acreditamos que a MP579, na
forma como está, pode ser um tiro pela culatra, causando exatamente o oposto dos objetivos do Governo Federal, como um aumento
nos preços da energia tanto no segmento industrial como no residencial, queda nos investimentos, aumento nos riscos regulatórios e
operacionais no setor. Acreditamos que no atual momento somente mudanças no congresso possam garantir que a MP579 atinja suas
metas de reduzir preços/aumentar investimentos.
Novas Estimativas (R$)
Empresa/Código
Rec Preço
Preço Alvo Lucro
Líquido P/L VF/EBITDA
Dividend yield (%)
Valor de Mercado
6.nov 2012E 2013E 2012E 2013E 2012E 2013E 2012E 2013E
Cemig/CMIG4 Compra 24.21 30.60 2,518 2,815 8.2 7.3 5.6 4.9 6.1% 6.8% 20,652 Copel/CPLE6 Manut. 30.34 36.70 899 882 9.2 9.4 5.3 5.5 0.0% 0.0% 8,303 Eletrobras/ELET6 AbMerc 15.34 9.69 3,922 712 4.1 22.4 7.5 33.6 0.0% 0.0% 15,923 CTEEP/TRPL4 BZ Compra 31.56 37.31 957 704 5.1 6.9 4.7 5.4 0.0% 0.0% 4,859 AES Tiete/GETI4 Manu. 23.21 23.30 1,000 1,136 8.8 7.8 5.5 4.9 12.2% 13.8% 8,849 Tractebel/TBLE3 Manut. 36.49 33.56 1,624 1,942 14.7 12.3 8.3 7.4 6.5% 4.1% 23,819 Cesp/CESP6 Manut. 17.19 22.03 620 824 9.1 6.8 3.5 2.7 0.0% 0.0% 5,630
Fontes: dados da empresa e estimativas do Santander. NS: não significativo.
SETORIAL ENERGIA & SANEAMENTO
MP579 E SEUS EFEITOS INDESEJADOS
São Paulo, 9 de novembro de 2012 Relatório Setorial | Energia & Saneamento
Conclusão: Considerando a indenização e a tarifa de O&M (Operação e Manutenção) anunciadas recentemente pelo Governo
Federal, acreditamos que as empresas não aceitarão renovar os contratos de concessão de acordo com a MP579. Discutimos a
possibilidade de a MP579 causar o oposto dos objetivos pretendido pelo Governo Federal, gerando um aumento nos
preços de energia elétrica, uma redução nos investimentos, um aumento nos riscos regulatórios e operacionais.
Apresentamos os Preços Alvos para o final de 2013 com base na premissa de que as empresas (exceto a Eletrobras) não
aceitem a MP579. As principais mudanças em nossas recomendações incluem: rebaixamento da Eletrobras para Abaixo do
Mercado, Cesp e Tractebel para Manutenção e elevamos a TRPL para Compra.
Marcio Prado Danilo Vitti Maria Carolina Carneiro
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MP579 – APESAR DAS BOAS INTENÇÕES, POR QUE
ACREDITAMOS QUE PODE SER UM TIRO PELA CULATRA
Um tiro pela culatra. Existe um amplo consenso de que o problema dos altos preços da
energia elétrica é urgente e que precisa ser resolvido no Brasil o mais rápido possível;
afinal de contas, a falta de competitividade da economia brasileira é visível, em especial
na fragilidade da atividade industrial, freando o crescimento econômico nos últimos anos.
Contudo, acreditamos que a MP579, na forma como está, pode ser um tiro pela culatra,
causando o oposto do pretendido pelo governo, como um aumento nos preços da energia
tanto no segmento industrial como no residencial, queda nos investimentos, aumento nos
riscos regulatórios e operacionais no setor, a nosso ver. Cremos que isso seria nocivo, já que
o país perderia uma boa oportunidade de avançar. Acreditamos que no atual momento
somente mudanças no congresso possam garantir que a MP579 atinja suas metas de
reduzir preços/aumentar investimentos. Em resumo, acreditamos que a MP579, se não for
alterado pelo Congresso, pode causar alguns ou todos os seguintes efeitos indesejados:
(i) O aumento dos preços da eletricidade no mercado livre e para os
consumidores industriais. A MP579 desvia a energia hidrelétrica barata do
mercado livre para o mercado cativo, e consequentemente acreditamos que os
consumidores industriais (clientes do mercado livre) enfrentarão preços mais altos
de energia no curto prazo, bem como no longo prazo. Por favor, consulte a página
12 para uma discussão completa.
(ii) Maior risco regulatório no setor. A MP579 está inconsistente com o precedente
regulatória do setor (a não renovação de contratos de concessão que estão
vencendo pela primeira vez, por exemplo), causando um aumento do risco
regulatório, em nossa visão. A queda das ações do setor de energia e a
possibilidade de rebaixamento do setor pelas agências de ratings são indicação de
uma aumento do risco regulatório no setor. Por favor, consulte a página 15 para
uma discussão completa;
(iii) Redução de investimentos no setor. Elevação do custo de capital e perdas de
patrimônio devem diminuir recursos para investimento no setor. Por favor,
consulte a página 17 para uma discussão completa;
(iv) Aumento dos preços da eletricidade no mercado cativo no longo prazo. O
maior custo de capital deve implicar em aumento do custo marginal do sistema.
Portanto, no longo prazo, os benefícios de curto prazo trazido por preços mais
baixos no mercado cativo deverão se anular no longo prazo. Consulte a página 18
para uma discussão completa;
(v) Maior risco operacional. Com investimento de manutenção não reconhecido pela
MP579, subinvestimento e pior qualidade de serviço passaram a ser potenciais
riscos. Além disso, a mudança de concessionárias (esperamos que os atuais não
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aceitem a proposta) também poderia causar riscos operacionais extras ao sistema.
Consulte a página 19 para uma discussão completa.
(vi) O risco legal no setor elétrico. A proposta da MP579 de avaliar RBSE em zero é
incompatível com os direitos definidos pelos atuais contratos de concessão. Isso
poderá levar a ações judiciais no setor. Por favor, consulte a página 20 para uma
discussão completa.
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DETALHES FINAIS DE MP579: PIORES QUE O ESPERADO
Detalhes finais da MP579: novamente piores que o esperado. No dia 1º de
novembro, o Ministério das Minas e Energia (MME) publicou a indenização e as tarifas
baseadas em O&M para as concessões que concordarem em renovar seus contratos, de
acordo com a MP579 (consultar as portarias do MME de nº 578/579 e 580). As tarifas
finais de geração (com base em O&M) atingiram uma média de R$27/MWh, o que deve
resultar em uma redução de 73% nos preços de geração (as estimativas do mercado já
eram baixas, em torno de R$30/MWh) e a receita de transmissão (RAP) deve ter queda
em torno de 70% (ante a expectativa já baixa de um corte de 62%). Na verdade, a
proposta inclui uma queda de 75% na RAP de alguns ativos de transmissão (como no
caso da TRPL).
Tarifas de Energia Elétrica: Os cálculos do MME atingiram R$7,11/MWh, para a tarifa
média baseada em O&M das geradoras puras; estimamos que o MME chegou a
R$26,73 para as tarifas líquidas das geradoras ― trata-se de uma tarifa que inclui todos
os custos (custos de O&M, impostos e encargos setoriais, como os royalties das
hidrelétricas, mas sem margem operacional ― a tarifa média pode ser vista como a tarifa
mínima de energia, na visão do MME, com a qual as empresas possam operar com lucro
operacional zero (como mostra a Figura 1, acreditamos que os números da Aneel
simplesmente são baixos demais). O MME também acrescentou uma taxa de
administração em torno de 10% (R$0,71 por MWh), de forma que a tarifa bruta do MME
(incluindo a taxa de administração) atingiu R$27,44/MWh (tarifa bruta que teoricamente
permitiria às empresas operar com uma margem de 10%). Nossas estimativas não
confirmam os números do MME; de fato, como mostramos na Figura 3, acreditamos que
as tarifas do MME não permitem a nenhuma empresa de geração brasileira operar com
margem positiva ― como mostramos na seção “quando não se tem nada...”
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Metodologia do MME De acordo com as notas técnicas da Aneel, os custos de O&M
foram calculados com base nos parâmetros de referência das usinas hidrelétricas e
linhas de transmissão existentes no setor hoje. Essa metodologia, com base nas médias
do setor, garantem que as empresas eficientes sejam beneficiadas em comparação às
ineficientes. Como discutimos na seção “A MP579 carece de racionalidade econômica”
(consultar Figura 3), parece difícil conciliar as tarifas baseadas em O&M do MME com os
custos reais de O&M observados no setor. De fato, todas as empresas que
analisamos teriam prejuízos com essas tarifas de energia, conforme definidas pelo
MME/Aneel ― essa é a principal lógica por trás de nossa forte convicção de que as
empresas irão recusar a MP579. Não há racionalidade econômica na proposta
Valor residual, valores de indenização/reembolso e baixas. As concessionárias que
concordarem em renovar os contratos de concessão de acordo com a MP579 têm direito
a receber valores de indenização/reembolso relativos ao valor não depreciado/residual
de seus ativos. O MME, a Aneel e a EPE foram responsáveis pelo cálculo desses
valores residuais, com base na metodologia de Custo de Reposição, como definido na
MP579. As portarias do MME, os cálculos da Aneel e da EPE mostram valores totais de
indenização/reembolso na ordem de R$20 bilhões. A Eletrobras receberia R$14 bilhões
(ante R$30 bilhões contabilizados em seu balanço); a Cesp cerca de R$1 bilhão (em
comparação com R$8-9 bilhões contabilizados) e a Cteep R$2,9 bilhões (contra R$6
bilhões contabilizados). Considerando a diferença entre o valor proposto da indenização
para os ativos e o valor patrimonial dos mesmos, as empresas provavelmente seriam
forçadas a registrar baixas imensas em seus resultados do 4T12 ou do 1T13 (ver figura
2). Não incorporamos o efeito contábil dessas baixas nas estimativas de nosso modelo,
Figura 1: Indenização, RAP e Tarifa de Geração Propostas pelo MME
Transmissão Geração
Empresa Indenização
(R$ Milhões)
RAP atual (R$
milhões)
Nova RAP
(R$ Milhões) Queda %
O&M
(R$/KW*ano)
Tarifa
baseada em
O&M - MME
(R$/MWh)
Nova Tarifa
(R$/MWh)
Tarifa
(10%) (R$
milhões)
Tarifa
Bruta
(R$/MWh)
CEEE 661 496 177 -64%
84.63 14.87 35.29 1.49 36.78
Celesc 98 - - -
164.99 19.48 40.36 1.95 42.31
Celg 99 44 16 -62%
145.42 - - - -
Cemig 285 485 149 -69%
71.82 12.38 32.54 1.24 33.78
Cesp 1,008 - - -
12.58 6.74 26.33 0.67 27.00
Chesf 6,717 1,364 518 -62%
35.35 6.11 25.64 0.61 26.25
Copel 894 305 116 -62%
65.95 15.19 35.63 1.52 37.15
CTEEP 2,891 2,149 516 -76%
- - - - -
Eletronorte 1,718 1,085 276 -75%
100.25 17.34 38.00 1.73 39.74
Eletrosul 1,986 896 406 -55%
- - - - -
Emae - - - 0%
107.00 60.68 85.76 6.07 91.83
Furnas 3,609 2,247 630 -72%
43.54 7.90 27.61 0.79 28.40
Santa Cruz - - - -
119.60 23.59 44.89 2.36 47.25
Outros 75 - - -
158.54 31.58 53.70 3.16 56.86
Total 20,041 9,072 2,804 -69%
41.84 7.11* 26.73* 0.71* 27.44
Fontes: MME e Santander. *O&M e Tarifa média considerando apenas grandes empresas do setor, como Cemig, Cesp, Chesf, Eletronorte e Furnas.
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em virtude da falta de clareza sobre seu timing, mas já incorporamos esse efeito, da
seguinte maneira: (1) considerando as baixas em nossos Preços Alvos baseados no
FCD; e (2) reduzindo a distribuição de dividendos a zero no caso das empresas afetadas
(pois com essas baixas substanciais, as empresas provavelmente não teriam lucro
líquido para distribuir dividendos).
Revisão tarifária e investimentos em manutenção. A EPE e a Aneel não incluíram
investimentos em manutenção no valor residual dos ativos afetados pela MP579 (isso é
contrário à tradição regulatória da Aneel ― consultar seção “Risco Operacional” para
uma crítica sobre a metodologia).
Figura 2: Baixas Potenciais
Empresa Ativos Fixos (A) Indenização pela MP579 (B) Baixas Potenciais (A-B)
Eletrobras 36,500 14,030 22,470
Cemig (ex Taesa) 6,197 285 5,912
Cesp 8,987 1,008 7,980
CTEEP 6,161 2,891 3,270
Tietê 3,188 ND ND
Tractebel 9,909 ND ND
Fontes: dados da empresa e estimativas do Santander. ND: Não disponível.
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A MP579 CARECE DE RACIONALIDADE ECONÔMICA
ESPERAMOS QUE AS EMPRESAS ABANDONEM O JOGO
A expectativa é que as empresas recusem a proposta do Governo federal como foi
apresentada na MP579. Como a proposta do governo federal (da forma como está
implícita na MP579) continua a piorar, não enxergamos uma lógica econômica para as
empresas aceitarem a renovação das concessões de acordo com esses termos (ver a
seguir). Como discutimos em nosso relatório de 17 de setembro, Renovação de
Concessões no Brasil: Risco Regulatório em Alta, acreditamos que as empresas que
estão livres para escolher irão recusar a proposta, operar seus ativos até o término de
seus contratos de concessão em vigor e apresentar propostas (se estiverem dispostas)
em leilões competitivos para continuar a operar esses ativos.
Custo de O&M e taxas de remuneração para geradoras simplesmente são baixas
demais. Na Figura 1, vemos que o custo de O&M médio para as grandes concessões de
hidrelétricas afetadas pela MP579 foi calculado a R$7,11/MWh pelo MME/ANEEL (indo
de um mínimo de R$6,74 para a Cesp a um máximo de R$17,34 para a Eletronorte).
Isso se traduz em uma tarifa final de energia (incluindo impostos, encargos setoriais,
transmissão, margem de lucro, etc.) em torno de R$27,44/MWh (em comparação às
tarifas médias atuais de R$100/MWh, resultando em uma redução de 73%, para as
geradoras afetadas). Demonstramos que esse valor é muito baixo, com base nas
seguintes análises:
(i) As tarifas baseadas em custo de O&M do MME não cobrem os atuais custos
operacionais das empresas. Na Figura 3, apresentamos o custo operacional médio e
os custos operacionais marginais de diversas geradoras brasileiras, comparando-os com
as tarifas de energia baseadas em O&M, como calculadas pela MME/ANEEL de acordo
com a MP579. Como mostra a figura, as tarifas reguladas da ANEEL são muito menores
que os custos médios reais por MWh das empresas (a tarifa baseada em O&M da Aneel
é 65,1% menor que os custos médios por MWh incorridos pelas geradoras). A conclusão
é muito óbvia: não há incentivo econômico para as empresas aceitarem essa
proposta para renovar seus contratos de concessão. É importante mencionar que
nossas estimativas para os custos operacionais médios das empresas consideram sua
base total de custos (despesas gerais indiretas, além de custos diretos efetivos). Apesar
do que lemos na nota técnica da Aneel nº385/2012, o cálculo das tarifas da agência
parece ter levado em consideração apenas os custos diretos, ignorando as despesas
gerais indiretas e custos administrativos, que normalmente compõem 50% dos custos de
uma geradora (ver Figura 3). Acreditamos que as tarifas da Aneel refletem apenas os
custos marginais (ou variáveis) por MWh.
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(ii) As tarifas baseadas em O&M do MME sequer cobrem os custos marginais das
empresas. Também na Figura 3, comparamos os custos marginais reportado pelas
geradoras às tarifas baseadas em O&M da Aneel. A nosso ver, as tarifas da Aneel/MME
são 34% mais baixas do que o custo marginal efetivamente reportado pelas geradoras (de
fato, a tarifa da Aneel é menor do que o custo médio de qualquer geradora em nossa base
de dados; e nessa base temos algumas das mais eficientes geradoras do país como AES
Tiete). Nesse sentido, a margem operacional negativa das geradoras aumenta a cada
MWh adicional que elas geram. Isso significa que a tarifa baseada em O&M da ANEEL
sequer cobre os custos marginais. Simplesmente não existe uma lógica econômica
para que as geradoras aceitem renovar suas concessões nesses termos, em nossa
opinião.
(iii) As tarifas baseadas em O&M do MME mal cobrem a tarifa MRE. Dentro do
sistema de energia brasileiro, a Aneel calcula uma tarifa de energia que funciona como um
proxy perfeita para o custo marginal mais eficiente possível para operar uma usina
hidrelétrica. Essa tarifa é chamada TEO ― Tarifa de Energia de Otimização (tarifa
MRE). A tarifa MRE remunera a geração hidrelétrica quando as geradoras estão gerando
acima de seu fator de carga (normalmente 60%), de forma que ela mede o custo da
geração de um MWh adicional para uma usina hidrelétrica que já esteja gerando cerca de
60% de sua capacidade. Em uma curva de custo marginal a tarifa MRE seria o custo
marginal na região mais eficiente da curva, por isso é fácil verificar que o custo marginal
efetivo de uma hidroelétrica tem que ser maior que a tarifa MRE, além disso, sabemos que
o custo médio de uma hidroelétrica é maior que o custo efetivo marginal. Não fica difícil
concluir que o custo médio de uma hidroelétrica deveria ser substancialmente maior que a
tarifa MRE. Quando analisamos a Figura 3, vemos que o custo O&M calculado pela Aneel
Figura 3: O&M das empresas vs. O&M na Proposta do MME
Empresa
Energia
assegurada
(GW)
(1) Custo Médio
(R$/MWh)
(2) Custo
Marginal
(R$/MWh)
(3) O&M definido
pelo MME
(R$/MWh
%
(3)/(1)
%
(3)/(2)
Geradoras
AES Tietê 11,213 15.55 ND ND -54.3% ND
Cesp 34,304 13.76 5.21 6.74 -51.0% 29.4%
CPFL 10,078 10.06 7.25 ND -29.3% -2.0%
Duke 9,522 13.58 6.81 ND -47.6% 4.4%
Eletrobras 122,226 30.82 ND 7.54 -75.5% ND
Celesc 488 43.13 21.35 19.48 -54.8% -8.8%
Cemig 36,674 11.40 ND 10.46 -8.2% ND
Copel 17,157 31.53 14.94 15.19 -51.8% 1.6%
Tractebel 33,288 13.91 9.40 ND -48.9% -24.4%
Média Geradoras 20.41 10.83 7.11 -65.2% -34.3%
PSR
9.20 ND 7.11 -22.7% ND
Tarifa MRE (O&M + seguro) 6.80 7.11 ND 4.6%
Transmissoras
(R$ Milhões)
(R$ Milhões)
Cteep
416.00
461.78 11.0% (ii)
Fonte: dados da empresa, estimativas do Santander e MME. ND: não disponível
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(R$7,11/MWh) que deveria ser uma medida do custo médio de operação de uma
hidroelétrica mal cobre a parte O&M da tarifa MRE(R$6.80/MWh) que é o custo marginal
mais eficiente e, por isso, mais baixo possível. Vemos isso como evidência da falta de
racionalidade econômica da proposta de renovação de concessão contida na MP579.
(iv) A tarifa baseada em O&M da Aneel não considera a renúncia de receita das
geradoras. A maior parte dos contratos de concessão das geradoras e transmissoras
afetadas pela MP579 vence em meados de 2015. De acordo com a MP, para que esses
contratos sejam renovados, as concessionárias têm que aceitar os novos termos da
concessão (incluindo preços mais baixos) a partir de fevereiro de 2013. As concessões
dessas geradoras estão hoje operando suas usinas com PPAs médios em cerca de
R$100/MWh. Se assumirmos que os números da Aneel estão corretos, o custo total das
geradoras (tarifa líquida) é de R$26,73/MWh (ver Figura 1). Com isso, as geradoras
atualmente estariam operando com uma margem líquida em torno de R$73/MWh (= 100 -
27). Ao aceitar a MP579, as geradoras renunciariam a essa margem de R$73/MWh por
uma margem negativa segundo nossos cálculos ou, segundo a premissa da Aneel, uma
margem média de R$0,71/MWh (refletindo uma margem de 10% sobre os custos de O&M
de R$7,11/MWh, ver Figura 1).Isso significa que, para cada ano de antecipação do
vencimento dos contratos de concessão atuais com “receitas maiores”, as geradoras
precisariam em torno de 100 anos dos novos contratos de concessão com “tarifas
menores” para recuperar a receita renunciada (aprox. 100 = 73/0,71). Como o período
médio de antecipação é de 2,5 anos (a maior parte das concessões vence em julho de
2015 e essa data seria antecipada para janeiro de 2013, caso as geradoras aceitem os
termos para a renovação das concessões conforme a MP579), as geradoras teriam que
receber uma prorrogação de cerca de 250 anos para recuperar a receita renunciada.
Como a prorrogação concedida pelo governo federal é de 30 anos, não é difícil, em
nossa opinião, concluir que as geradoras devem recusar a proposta. Essa análise fica
ainda mais surpreendente, cremos, se levarmos em consideração que o valor temporal do
dinheiro não foi considerado.
Recusa da proposta não representa o final do jogo. Como discutimos em nosso
relatório de 17 de setembro, acreditamos que as empresas que são livres para escolher
(todas, com exceção da Eletrobras) irão recusar a proposta, operar seus ativos até o
término dos atuais contratos de concessão, e apresentar propostas em leilões competitivos
para continuar a operar os ativos, se as condições da MP579 melhorarem ao passar pelo
poder legislativo.
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AS EMPRESAS PROVAVELMENTE IRÃO RECUSAR
Acreditamos que a proposta do Governo federal na MP579 pode ser parte de uma
estratégia “brinkmanship”. Embora diversos analistas pensem que o governo federal
não está disposto a fazer concessões para a aprovação da MP579, ainda cremos que,
se a racionalidade retornar a essa discussão regulatória, o governo pode se dispor a
fazer algumas concessões. Afinal de contas, a MP579 é tão agressiva (ver próxima
seção) que, se for implementada da forma como está, acarreta o risco de gerar um
aumento nos preços da energia, redução nos investimentos e elevação nos riscos
regulatórios e operacionais - exatamente o oposto dos objetivos declarados pelo governo
ao propor essa reforma, a nosso ver. Entretanto, reconhecemos que, em todas as
interações públicas até agora, o governo deixou de dar qualquer sinal de que estaria
disposto a devolver alguma racionalidade econômica à MP579. Normalmente, ao ser
confrontado com os argumentos quanto à possível irracionalidade econômica dos termos
da MP 579, o governo reitera que ela é uma proposta (portanto, não é obrigatória) para
as empresas renovarem suas concessões, de forma que, se elas não gostarem, são
livres para recusar. Nossa opinião de que o comportamento do governo faz parte de uma
estratégia “brinkmanship” e vem unicamente de nossa crença de que é do maior
interesse de seus objetivos que as empresas aceitem a proposta.
Nosso cenário básico ― as empresas não irão renovar as concessões, mas (se
estiverem dispostas) manterão seus ativos de qualquer forma. Com os custos de
O&M e as taxas de administração implícitas na proposta do governo nesses baixos
níveis (ver seção anterior), vemos uma baixa probabilidade de que novas empresas se
interessem em apresentar propostas para operar essas concessões: a assimetria das
informações é muito grande e os retornos muito baixos (se é que irão existir).
Realmente, como citamos antes, não vemos incentivos para que a maior parte das
próprias concessionárias continue a operar esses ativos depois que os contratos de
concessão em vigor vencerem. Por essa razão, acreditamos que as atuais
concessionárias serão as únicas empresas interessadas a operar esses ativos depois
que as concessões vencerem, com esse custo de O&M e taxas de administração tão
baixos.
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MP579 – APESAR DAS BOAS INTENÇÕES, POR QUE
ACREDITAMOS QUE PODE SER UM TIRO PELA CULATRA
Ainda sobre a MP579: Boas intenções não bastam. Existe um amplo consenso de
que o problema dos altos preços da energia elétrica é urgente e que precisa ser
resolvido no Brasil o mais rápido possível; afinal de contas, a falta de competitividade da
economia brasileira é visível, em especial na fragilidade da atividade industrial, freando o
crescimento econômico nos últimos anos (uma visão com a qual concordamos).
Contudo, acreditamos que a MP579, na forma como está, pode ser um tiro pela culatra,
causando consequências não pretendidas, como um aumento nos preços da energia tanto
no segmento industrial como no residencial, queda nos investimentos, aumento nos riscos
regulatórios e operacionais no setor – exatamente o oposto dos objetivos do Governo
federal, a nosso ver. Cremos que isso seria nocivo, já que o país perderia uma boa
oportunidade de avançar. No estado atual das coisas, acreditamos que apenas medidas
legislativas para alterar aspectos importantes da MP579 poderiam impedir esse desfecho
negativo.
12
PREÇOS DA ENERGIA NO MERCADO LIVRE – A MP CAUSARÁ O
AUMENTO DE PREÇOS NO MERCADO LIVRE
Aumento nos preços da energia para a indústria. A MP579 garante uma queda nos
preços da energia por meio de três mecanismos: queda nos encargos setoriais, nos custos
de transmissão e nos custos de geração. Entretanto, a MP 579 direciona toda a energia das
concessões das hidrelétricas a vencer para o mercado cativo. Isso retira a maior parte dos
benefícios da medida para as grandes indústrias no Brasil, considerando que elas compram
energia no mercado livre (portanto, não serão beneficiadas pela queda nos custos de
geração alocada para o mercado cativo). Argumenta-se que a queda nos preços do mercado
cativo necessariamente irá afetar o mercado livre, se não no curto prazo, pelo menos no
longo prazo, por meio da concorrência baseada em preços entre os dois mercados. Como
argumentamos nos itens a seguir, discordamos dessa opinião e acreditamos que a MP579
da forma como está irá causar uma alta nos preços da energia na indústria tanto no curto
como no longo prazo.
Aumento nos preços para clientes industriais no CP. O fato é que (i) os preços no
mercado cativo/regulado (mesmo depois da MP579) continuarão mais altos que os do
mercado livre (ver Figura 4), portanto não existe pressão de queda nos preços do mercado
livre no curto prazo em decorrência da MP579 (de fato, como citamos, ocorre o contrário).
Várias empresas do mercado, afetadas ou não pela MP579 (Tractebel, Cemig e CPFL)
comentaram exaustivamente sobre a possibilidade de a medida levar a um aumento nos
preços do mercado livre no curto prazo, uma vez que a oferta barata de energia dentro
desse mercado é retirada dele e transferida para o mercado cativo/regulado. Afinal de
contas, a MP579 exige que as usinas hidrelétricas que venderam energia para o mercado
Figura 4. Comparação – Preço da energia no Mercado cativo vs. Mercado livre (R$/MWh)
Fontes: dados da empresa e estimativas do Santander.
Captive MarketR$135/MWh
Free MarketPrice Range
(R$110 -100/MWh)
Captive MarketR$113/MWh
MP579
En
erg
y P
rcie
(R
$/M
W)
Even After MP-579 Captive Market
remains higher than Free Market
13
livre transfiram energia para o regulado. Isso irá reduzir a oferta de energia no mercado livre,
causando uma alta nos preços. Argumenta-se que, embora possa ocorrer uma alta dos
preços do mercado livre no curto prazo, esse aumento seria limitado e teria curta duração
(cremos que ocorrerá exatamente o contrário). Alguns argumentam que os aumentos de
preços no mercado livre seriam limitados porque não ultrapassariam os do mercado
livre/regulado (ver Figura 4). O fato é que, no curto prazo, os grupos industriais devem
enfrentar dificuldades para migrar para o mercado regulado (uma vez que as distribuidoras
têm que receber um aviso com antecedência de cinco anos dos grandes grupos industriais
que queiram migrar para o mercado regulado). Nesse sentido, esses grandes grupos
ficariam confinados no mercado livre, no curto prazo, o qual seria impactado por um choque
negativo de oferta. Para agravar a situação, a hidrologia desfavorável levou os preços da
energia no mercado à vista a atingir um patamar de R$300/MWh. Os preços do mercado à
vista representam uma das principais variáveis que afetam o estabelecimento dos preços no
mercado livre no Brasil, em especial os do curto prazo. Portanto, em um momento em que a
oferta de energia no mercado livre está escassa (já que a oferta hidroelétrica
obrigatoriamente é dirigida para o mercado cativo), os preços no curto prazo irão disparar.
Fica bastante claro que, apesar das boas intenções da MP579, os preços da energia
provavelmente irão subir para os grupos industriais do Brasil no curto prazo. Como
discutimos na próxima seção, infelizmente essa alta dos preços da energia também não
deve ter curta duração (para as implicações no longo prazo, ver próximo item).
Alta dos preços no mercado livre no longo prazo. Ao obrigar o direcionamento da
energia hidrelétrica barata para o mercado cativo/regulado, a MP579 impede os grandes
grupos industriais de comprar essa energia mais barata no mercado livre, não apenas no
curto prazo, mas também no longo prazo. Foi dito, porém, que eles podem acessar essa
energia mais barata migrando do mercado livre para o regulado/cativo. Porém, salientamos
Figura 5. Preços no Mercado à Vista e Níveis de Reservatórios
Fonte: dados da empresa e estimativas do Santander.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
50
100
150
200
250
J-1
1
M-1
1
M-1
1
J-1
1
S-1
1
N-1
1
J-1
2
M-1
2
M-1
2
J-1
2
S-1
2
Reservoir Level Spot Market (R$/MWh) Short-Term spot
price remains at
record price
14
que os preços do mercado regulado/cativo dependem do mix de compra de energia das
distribuidoras, o qual é definido pelo governo federal (EPE) por meio de leilões regulados. A
título de exemplo, recentemente, em 2008, a EPE decidiu que seria aconselhável contratar
usinas termelétricas movidas a óleo para as distribuidoras (com custos variáveis acima de
R$300/MWh). Não é surpresa (como mostramos na Figura 4) que, mesmo depois da
MP579, os preços do mercado regulado/cativo continuem mais altos que os do mercado
livre. Em resumo, para ter acesso à energia barata das concessões hidrelétricas
relacionadas à MP579, as grandes indústrias teriam que migrar para o mercado cativo,
renunciando ao controle sobre seu mix de energia (que será definido pelo governo federal,
com foco em outras metas políticas, como energia verde e confiabilidade geral do sistema e
não apenas focando em baixos preços). Portanto, antes da MP579, os grandes grupos
industriais conseguiam comprar energia mais barata de hidrelétricas no mercado livre.
Depois da medida, esses grupos apenas conseguirão acessar essa energia barata de
hidrelétricas no mercado cativo, no qual os preços continuarão mais altos, mesmo depois
que a energia barata for acrescentada ao mix. Afinal de contas, existe muita energia cara
dentro do mercado cativo: usinas movidas a óleo, a carvão, etc. Nesse sentido, os grandes
consumidores de energia no Brasil enfrentam agora uma escolha difícil: (i) renunciar ao
controle de seu mix de energia para ter acesso à energia barata de hidrelétricas (dentro de
um mix de energia não tão barata); ou (ii) manter o controle sobre seu mix de energia, mas
em um mercado (o mercado livre) que, com o tempo, irá perder o acesso à fonte mais barata
de energia no Brasil (o sistema hidrelétrico).
15
RISCO REGULATÓRIO – POR QUE AUMENTOU COM A MP579
Como a MP579 afetou a estabilidade e a equidade no setor. O governo federal
tem sido veemente quanto ao fato de que a MP579 respeita os direitos dos contratos de
concessão em vigor. Uma tese com a qual concordamos (ver próxima seção para mais
detalhes sobre isso). No campo econômico, contudo, consideramos ser difícil conciliar a
legislação proposta na MP579 com conceitos como estabilidade e equidade.
Acreditamos que esses conceitos (estabilidade, equidade) desempenham um papel tão
importante quanto o “respeito aos contratos em vigor” quando os investidores analisam
em quais setores e países investir. Os representantes do governo mencionaram ter se
surpreendido com a reação negativa das ações do setor de energia após a MP579; eles
salientaram que as expectativas irracionais do mercado a respeito das regras para a
renovação das concessões são a única razão para o colapso do mercado. Pedimos
licença para discordar. Acreditamos que a causa do colapso do mercado é o fato de a
MP579 ter afetado a estabilidade das regras dentro do setor. Muito se disse a respeito
das regras de primeira renovação das concessões, mas vamos contar a história de novo.
Os analistas do mercado esperavam que as usinas que ainda não tivessem obtido uma
prorrogação do contrato de concessão conseguissem essa extensão sem custos
vinculados (embora isso nunca tenha sido um direito garantido - portanto, a MP579
respeitou a regra da lei - essa foi uma prática comum no setor até muito recentemente).
Afinal de contas, 33.500 MW das usinas foram renovados uma vez sem custos
vinculados, desde 1995 até recentemente, em julho de 2012. Somente em 2012, o
governo federal renovou 1.300MW em contratos de concessão de usinas hidrelétricas antes
da promulgação da MP579 (ver figura 6). De acordo com a MP, 4.700MW de concessões
que irão vencer pela primeira vez subitamente deixaram de ter o direito a uma primeira
renovação não onerosa. Isso criou uma divisão artificial: se uma empresa teve a sorte de seu
contrato de concessão vencer pela primeira vez até julho de 2012, ela teve o direito a uma
prorrogação do contrato por mais 20 anos. Caso contrário, teve o azar de estar exposta à
MP 579. A nosso ver, esse tipo de arbitrariedade é difícil de conciliar com conceitos como
estabilidade de regras e equidade, os quais consideramos ser de vital importância para os
investidores.
16
O desempenho das ações do setor de energia indica um aumento no risco
regulatório e no custo de capital no setor. Se analisarmos o desempenho das ações
desde 11 de setembro de 2012, vemos que as empresas diretamente expostas à MP579,
como Cesp, Transmissão Paulista, Eletrobras, Cemig e Copel tiveram quedas substanciais
desde que a MP579 foi anunciada. Isso pode ser coerente com a visão do governo federal
de que os analistas tinham expectativas irracionais e, quando a medida foi anunciada, eles
ajustaram essas expectativas; contudo, o fato de as ações de outras empresas de geração
(como MPX, AES Tietê, Tractebel, EdB), que não foram afetadas pela MP, também
registrarem quedas, mostra que os investidores estão precificando um aumento no risco
regulatório e no custo de capital para investir no setor. De forma geral, essas ações, não
afetadas pela MP579, tiveram queda em torno de 10%. Isso equivale a um aumento de 10%
no custo de capital do setor.
Figura 6. Número de Usinas Renovadas
Fontes: Aneel. MME e Santander
Figura 7. Capacidade em Renovação (MW)
Fontes: Aneel. MME e Santander
Figura 8. Desempenho das ações do setor de Energia
Fontes: dados da empresa e estimativas do Santander.
2 2
18
16
29
5
2
-
2
21
4
1
10
2 3
1
4
2
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Lula's first Tenure
Lula's Second Tenure
Dilm
a's
Ten
ure
FHC's first Tenure
FHC's Second Tenure
1,660
155
2,198
494
1,313
516
1,713
- 12
16,863
1,499
320
1,986 2,016
1,268
3 154
1,279
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Dilm
a's
Ten
ure
Lula's Second Tenure
FHC's First Tenure
FHC's Second Tenure
Lula's first Tenure
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
8/31/2012 9/15/2012 9/30/2012 10/15/2012 10/30/2012
Eletrobras Cemig Copel Tractebel Tiete Cesp MPX EdB Taesa
MP-579
17
INVESTIMENTOS - POR QUE PODEM CAIR APÓS A MP579
Um modelo simples de custo/benefício mostra que a quebra da estabilidade
das regras é nociva ao investimento. Depois da promulgação da MP579, R$35
bilhões em capitalização de mercado de capitais em ações de energia desapareceram do
setor. Considerando que os investimentos no setor são financiados por uma combinação de
patrimônio (normalmente, em média, uma contribuição de 35%) e dívida (aproximadamente
65%), estimamos de forma linear que uma perda de patrimônio de R$35 bilhões pode se
traduzir em uma potencial perda de R$100 bilhões em investimento (=35/35%). Para ganhar
alguma perspectiva sobre esse número, é importante ter em mente que a EPE estima que o
segmento de geração no Brasil precisa de R$20 bilhões em investimentos anuais para fazer
face ao crescimento econômico.
O custo da dívida também está em alta após a MP579. Além do impacto direto sentido
nos mercados de ações, a Fitch já anunciou que a aceitação da MP579 pode levar a
uma revisão de rating, com uma piora para as empresas afetadas. O impacto da piora
nos ratings de crédito é imediato: uma queda no rating normalmente significa um aumento
no custo da dívida para os devedores ao financiar investimentos. No caso da Eletrobras, de
acordo com a nota da Fitch, as novas concessões teriam receitas muito mais baixas, o que
resultaria em um EBITDA de zero a negativo para a Eletrobras. Além disso, a Fitch sustenta
que os R$14 bilhões em compensação pela renovação se compara desfavoravelmente com
a divida liquida ajustada da empresa de aproximadamente R$32,1 bilhões, particularmente
considerando que o próximo EBITDA estaria perto de zero ou seria potencialmente negativo
caso a empresa aceite a oferta. A liquidez da Eletrobras pode sofrer pressão, já que a
empresa está bastante envolvida no desenvolvimento os esforços de expansão da
eletricidade do país. A Ficth é uma das agências de rating de crédito mais conhecida.
18
PREÇOS DO MERCADO CATIVO - POR QUE PODEM SUBIR APÓS A
MP579
O aumento no custo do capital se traduz em preços mais altos no mercado
cativo. Com um custo de capital mais alto no setor, os preços da eletricidade de novas
plantas devem subir, para garantir de retornos mais altos para esses investimentos. Criamos
um simples modelo teórico para preços de energia no mercado regulado no Brasil após a
MP579; segundo o modelo, no decorrer do tempo, com o crescimento econômico e novas
plantas (mais caras) adicionadas à grade, surge uma pressão para cima sobre os preços
cativos, no decorrer do tempo, essa pressão cancela os benefícios iniciais de ajustar os
preços cativos de concessões vencidas 70% para baixo. A intuição por trás do modelo é
bastante simples. Em uma economia como a brasileira, da qual se espera um crescimento
de 4,5% ao ano, a cada 15 anos o sistema de geração dobra sua capacidade e se a nova
capacidade adicionada ao sistema vier a preços mais altos (devido a incertezas regulatórias,
aumento no custo do capital, insegurança jurídica) é fácil ver que o preço médio do sistema
tende a subir (mesmo quando plantas antigas são recontratadas ao sistema a preços
descontados). Conforme mostrado na Figura 9, neste modelo teórico, no 15º ano após a
reforma que aumenta o custo do capital ter sido implementada, os preços já são mais altos
do que seriam de outro modo (sem reforma).
Cenário I: É o preço médio do mercado cativo antes de uma reforma regulatória
agressiva ser implementada (uma reforma que aumente o custo do capital no setor).
Cenário II: É o preço médio do mercado cativo depois de uma reforma regulatória
agressiva ser implementada (uma reforma que aumente o custo do capital no setor).
Figura 9: Cenários de Preços --- Estimativas Antes e Depois da MP (R$/MWh)
Fontes: dados da empresa e estimativas do Santander.
60
70
80
90
100
110
120
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Scenario II
Scenario I
19
RISCO OPERACIONAL ― POR QUE A MP579 PODE AUMENTÁ-LO AINDA
MAIS
A continuidade dos apagões aponta as complexidades operacionais do setor. Nos
últimos dois meses houve diversos apagões no norte, sudeste e nas regiões centrais do
Brasil, causados por problemas técnicos (e erros humanos), problemas climáticos
(chuvas torrenciais, relâmpagos etc.) e a pesada carga de diversas termelétricas
operando para compensar a queda no nível dos reservatórios. O Brasil investiu muito
nos últimos dez anos, após a crise energética de 2001, de modo que para nós fica claro
que a segurança (ou falta de investimentos) no sistema não é o problema. A nosso ver,
os episódios recentes confirmam que a operação das grades de energia em sistema
combinado (os reservatórios são compartilhados dentre as várias regiões) é muito
complexo e envolve uma administração simultânea de diversos pequenos problemas,
riscos ocultos ambientais e operacionais, unidade por unidade, em um compromisso de
longo prazo. Nesse sentido, isto apenas reforça nossa visão de que o governo deve dar
incentivos para: (i) investimentos preventivos; (ii) a manutenção de players conhecidos e
qualificados operando os ativos. Acreditamos que a MP579 criou normas que apontam
para tarifas com base em O&Ms que não levam em conta investimentos em
manutenção; acreditamos que isso leva a incentivos que podem criar baixo investimento
em manutenção, o que poderia se traduzir no aumento do risco operacional exatamente
quando o país se prepara para receber dois eventos esportivos de grande porte.
Se as atuais concessionárias se recusarem a continuar operando, vemos um
aumento no risco operacional já começando em 2013. Considerando a falta de
racionalidade econômica embutida na MP579, acreditamos que os atuais
concessionários não terão incentivo econômico para continuar a gerir as usinas e linhas
de transmissão. Na verdade, acreditamos que se as empresas recusarem a proposta em
questão, o governo federal terá que começar a pensar quem estaria interessado em gerir
essas hidrelétricas e linhas de transmissão ao se aproximar a época dos dois grandes
eventos esportivos mundiais. Os riscos operacionais implícitos na MP579 são grandes,
em nossa opinião, e se as empresas se recusaram a aceitar a proposta isso pode tornar
os riscos mais evidentes para o governo federal e Congresso.
20
RISCO JURÍDICO ― A MP579 É SIMPLESMENTE UMA PROPOSTA?
A MP579 é simplesmente uma proposta? A principal polêmica da MP579 tem a ver
com o reembolso zero para ativos de transmissão existentes antes de maio de 2000
(RBSE). Com base em nossas conversas com os reguladores, autoridades
governamentais, empresas, entidades setoriais e advogados, formamos a opinião de
que implementar uma base de ativos de valor zero não é coerente com os direitos pré-
definidos e garantidos nos atuais contratos de concessão. Quanto a esta questão, as
autoridades do governo nos passaram mensagens contraditórias. A primeira mensagem
é de que a MP579 é simplesmente uma proposta e, como tal, não pode estar acima da
lei, já que as empresas estão livres para aceitá-las ou não; concordamos com essa
visão. Entretanto, também recebemos uma segunda mensagem de que a norma de
reembolso zero para esses ativos na MP579 seria válida não apenas para as empresas
de transmissão desejosas de aceitar a MP, mas também para as que não aceitem (isso
pode se tornar uma violação dos direitos garantidos às empresas de transmissão nos
termos dos atuais contratos de concessão). Nesse caso, vemos um risco concreto de a
MP579 gerar uma torrente de processos judiciais que podem causar dano e paralisar o
setor. Abaixo, analisamos o mérito do porque, após analisar as evidências, chegamos à
conclusão de que fazer valer a regra de valor zero para as empresas de transmissão que
não aceitem a MP579 criaria ruído regulatório e processos judiciais, considerando os
direitos adquiridos pelos atuais contratos de concessão.
Ativos de transmissão antigos (RBSE): histórico. Os ativos de transmissão antigos
(em operação antes de maio de 2000, os quais chamaremos de RBSE) tiveram suas
tarifas (RAP) definidas em 2000 (via Resolução 167 da ANEEL). Até essa época, as
tarefas de geração e transmissão eram combinadas em uma única tarifa. Com o objetivo
de separar os dois serviços (transmissão e geração), as tarifas foram divididas em duas
(a tarifa de geração chamada de contratos iniciais e as tarifas de transmissão chamadas
RAP). Como a Aneel reconhece em seus documentos regulatórios, as tarifas de
transmissão foram definidas em um nível muito baixo, sem garantir o equilíbrio
econômico para as concessões de transmissão. Com o objetivo de garantir que, no
decorrer do tempo, as empresas de transmissão possam recuperar seu equilíbrio
econômico, em 2001 a Aneel negociou com as empresas de transmissão uma cláusula
no contrato de concessão a qual garantia que as RAPs (relativas a ativos antigos/RBSE)
não passariam por revisões periódicas de tarifas. (A única exceção foi a Cemig, com
contrato de concessão assinado em 1997 que não incluía a referida cláusula. Entretanto,
é importante mencionar que o RAP da Cemig foi definido da mesma maneira que outras
empresas de transmissão). Nesse sentido, alguns consultores do setor argumentaram
que o fato que a RAP não tenha passado por revisão tarifária significa que as empresas
de transmissão teriam retornos excessivos nos últimos 12 anos e, portanto, isso teria
21
garantido depreciação econômica integral da concessão. Em nossa opinião esta visão é
equivocada (como demonstrado abaixo, usando as decisões da própria Aneel).
A decisão passada da Aneel aponta para valores residuais substanciais para o
RBSE. (i) Cemig. O RBSE da Cemig teve revisão de tarifa em 2009. Como a Cemig
tinha um contrato de concessão antigo (1997), conseguiu passar pelo processo de
revisão de tarifas (ver acima). Esse processo de revisão de tarifas (fartamente
documentado pelas notas regulatórias da Aneel) resultou no aumento da RAP da Cemig
em 2009 e na avaliação do RBSE da Cemig em R$1.033 milhões; isto mostra que,
apesar do fato de que a RAP da Cemig não tinha passado por revisão tarifária desde
2000, seu equilíbrio econômico não tinha sido atingido em 2009 (do contrário, o RBSE
da Cemig não teria tido um RAP/reajuste de tarifa positivo). Se o RBSE da Cemig não
atingiu equilíbrio econômico até 2009, seria difícil entender como o valor residual do
RBSE da Cemig seria zero (conforme implícito na cláusula valor zero da MP579). (ii)
Transmissão Paulista. Além disso, em 2006, antes da privatização da Transmissão
Paulista a Aneel avaliou o valor residual do RBSE. De acordo com esse processo
fartamente documentado pela Aneel, a agência concluiu que o valor residual do RBSE
seria de R$3,6 bilhões. Considerando uma taxa de depreciação anual de 3% para ativos
de transmissão, é difícil entender como o valor residual da RBSE da Transmissão
Paulista poderia ser zero (conforme implícito na cláusula valor zero da MP579).
Achamos que o possível uso da clausula valor zero (se aprovada pelo
Congresso/Senado) não apenas para as empresas que aceitem os termos de renovação
de acordo com a MP579, mas também para as empresas que recusem a renovação sob
as aludidas condições, pode violar direitos pré-definidos sob os atuais contratos de
concessão das empresas de transmissão.
22
MUDANÇA NO LEGISLATIVO: AINDA UMA POSSIBILIDADE
Ainda em desenvolvimento na esfera legislativa. Na área legislativa, o texto da MP
não é lei federal (embora tenha força de lei até seu decurso) até sua aprovação pelo
poder legislativo. O texto da MP é válido por apenas 60 dias e pode ser estendido por
mais 60 dias. A extensão já foi dada em 31 de outubro e vence no início de março. Para
ser transformada em lei federal (com validade indefinida), o texto final deve ser aprovado
por uma comissão especial composta por deputados e senadores. (O presidente da
comissão é Jilmar Tatto e o revisor final é Renan Calheiros, conforme mostrado na
Figura 10). Em seguida, deve ser mandado para o Senado e Congresso para votação. A
comissão chamará quatro audiências públicas e espera mandar o texto final ao Senado
entre 20-25 de novembro.
As mudanças no texto da MP são a melhor maneira de garantir o aceite pelas
empresas da MP 579, de modo que os objetivos do governo de queda nos preços e
aumento em investimentos sejam atingidos. A possibilidade de mudanças na MP579
nas mãos do poder legislativo (Senado/Congresso): mais de 430 emendas foram
apresentadas por senadores e deputados, algumas com intenção de tratar dos riscos
discutidos neste relatório; agora, a comissão vai fazer as reuniões para discutir essas
propostas e definir o texto final relativos às concessões. Acreditamos que mudanças no
Congresso não são apenas possíveis (considerando o grande número de emendas já
apresentadas) mas seria a única maneira de corrigir distorções, ouvir as empresas e
garantir que o governo federal atinja seus objetivos de baixar os preços e aumentar os
investimentos.
Cronograma das reuniões:
6 de novembro de 2012: audiência para representantes das empresas .
7 de novembro de 2012: audiência para representantes dos consumidores.
13 de novembro de 2012: audiências para governadores de estados (MG, SP, PR e PE).
14 de novembro de 2012: audiência para representantes do governo federal.
25 de novembro de 2012: texto final encaminhado ao Senado.
4 de dezembro de 2012: as empresas devem decidir assinar os contratos de concessão (licitação).
5 de fevereiro de 2013: novas tarifas finais (para o consumidor) publicadas pela Aneel.
Início de meados de março data prevista para aprovação final pelo Senado e Congresso.
23
Figura 10: Composição da Comissão Mista
Senadores Deputados
Renan Calheiros (PMDB) Jilmar Tatto (PT) (Presidente)
Ricardo Ferraço (PMDB) Weliton Prado (PT)
Francisco Dornelles (PP) Eduardo Cunha (PMDB)
Romero Juca (PMDB) Wladimir Costa (PMDB)
Delcído do Amaral (PT) Marcos Montes (PSD)
Walter Pinheiro (PT) César Hajum (PSD)
José Pimente (PT) Antonio Imbassahy (PSDB)
Lídice da Mata (PSB) Arthur Lira (PP)
Lúcia Vânia (PSDB) Augusto Coutinho (Dem)
Flexa Ribeiro (PSDB) Bernardo Santana de Vasconcellos (PR)
José Agripino (DEM) Edson Silva (PSB)
Eduardo Amorim (PSC) Ângelo Agnolin (PDT)
Cidinho Santos (PR) Arnaldo Jardim (PPS)
Kátia Abreu (PSD) Ronaldo Nogueira (PTB)
Randolfe Rodrigues (PSOL) Aureo (PRTB)
Fonte: Senado
24
RESUMO DA MP-579
Artigo Proposta Nossa opinião
Artigos 1, 6, 7 Concessões para Distribuição, Transmissão e Geração podem ser renovadas por 30 anos, uma vez apenas
Proibir as extensões dos contratos de investimento pode resultar em queda no investimento sem baixar preços (fonte: Ashley Brown, professor de Harvard)
Artigos 1, 6 Parágrafo 1º
Estabelece que as concessões renovadas devem ficar vinculadas a novas tarifas definidas pela Aneel, a garantia de capacidade das plantas deve ser mudada para alocação de quotas e que toda a energia deve ser alocada ao mercado cativo
Tarifas de geração devem ter queda de aproximadamente 73%; RAPs de transmissão queda de 70%. Essas tarifas são mais baixas que o custo marginal das atuais concessionárias. O resultado pode ser falta de investimento e aumento no custo operacional
Artigo 1 Parágrafo 7º
Diz que todas as concessões incluídas na lei 9074 devem ser afetadas pela MP, implicando que a primeira renovação das concessões devem ficar sujeitas a novos temos.
A MP579 quebra a estabilidade das regras para o setor, levando a aumento de custo de capital, queda no investimento e aumento de preços no longo prazo.
Artigo 8 Concessões de Distribuição, Transmissão e Geração não renovadas devem ser licitação novamente.
Não haverá novos interessados com tarifas tão baixas.
Artigo 12 A renovação deve ser antecipada em 60 meses.
Mesmo as concessões com vencimento após 2017 têm direito a antecipação de 60 meses (renovações). Este cenário não é o nosso cenário básico e, se ocorrer, isso implicaria um risco de baixa adicional para nossas estimativas.
Artigo 15 Parágrafo 1º
O cálculo de bases de ativos, relativos às concessões a vencer, será calculado com base na metodologia do custo de reposição.
A Aneel não considerou investimento em manutenção ao calcular a base de ativos para geração (nem mesmo o investimento relativo à reposição de turbinas específicas). Vemos isso como uma inconsistência com a prática costumeira ao implementar a metodologia do custo de reposição.
Artigo 15 Parágrafo 2º
Os ativos de transmissão incluídos na lei 9074 devem ser considerados totalmente amortizados, independentemente do remanescente da vida útil dos equipamentos.
Acreditamos que o principal risco é que a MP579 pode implicar uma violação de contratos atuais no Brasil. Risco da norma da lei. Em nossa opinião, as emendas à MP devem mudar essas regras, potencialmente beneficiando a CTEEP, Eletrobras e Cemig.
Artigo 15 Parágrafo 4º
As tarifas de energia elétrica incluirão custos operacionais e de manutenção (O&M).
A taxa de administração é muito baixa, pode não haver players interessados em gerir essas plantas.
Artigo 21 Todas as distribuidoras e apenas as geradoras e transmissoras afetadas pela MP-579 estão isentas do recolhimento da RGR.
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MÚLTIPLOS COMPARATIVOS E PRINCIPAIS RECOMENDAÇÕES
Principais recomendações e mudanças nas recomendações. Acreditamos que as empresas de energia não expostas
à MP579 (e seus efeitos colaterais) oferecem defensividades típicas dessas ações. Nesse sentido, reiteramos
TAESA e CPFL como nossas principais recomendações. Também nos agrada a Energias do Brasil, embora
esperemos que a ação continue sob pressão devido aos resultados fracos no curto prazo. Para apostar na MP579,
sugerimos a TRPL, a qual oferece a melhor assimetria possível, e a Cemig. Estamos elevando TRPL para
Compra, com base na expectativa de que a empresa rejeite a MP579 nas atuais circunstâncias. Nesse caso, a
TRPL ofereceria um potencial de alta significativo para os investidores desejosos de enfrentar o que enxergamos
como uma estratégia temerária do governo federal. A Cemig também nos agrada, oferecendo um bom equilíbrio
risco/retorno, em nossa opinião, mas acreditamos que a assimetria não seja tão favorável como no caso da TRPL.
No lado da venda, reiteramos nosso Abaixo do Mercado para Eletrobras, já que vemos a empresa como a
única a aceitar a MP579, resultando em uma brusca redução no EBITDA perto do zero e sem dividendos. Estamos
rebaixando a Tractebel para Manutenção e mantemos nossa recomendação de Manutenção para AES Tiete ,
com base na falta de risco de alta para essas ações, embora continuemos a ver pagamentos de dividendos atra tivos
e risco de alta em relação as nossas estimativas no evento de tendências de preços para cima. No caso da Cesp,
assumimos uma visão mais cautelosa, rebaixando para Manutenção devido às incertezas relativas a fluxo de
caixa e dividendos, enquanto que a redução de custo é obrigatória e as perspectivas de privatização são pequenas
no curto prazo. Mantemos nossa recomendação de Manutenção para a Copel já que não vemos catalisadores
de curto prazo, com impactos negativos da revisão de tarifas e pressões de custo no curto prazo, combinado com
os efeitos negativos da MP579 que pode afetar as perspectivas de longo prazo.
Figura 11: Tabela de Múltiplos (em milhões de reais*)
Empresa/Código Preço
PA Alta/Baixa
Lucro
Líquido P/L VF/EBITDA
Dividend yield
(%)
Valor de
Mercado
Rec. 6 nov 2012E 2013E 2012E 2013E 2012E 2013E 2012E 2013E
Cemig/CMIG4 Compra 24.21 30.60 26% 2,518 2,815 8.2 7.3 5.6 4.9 6.1% 6.8% 20,652
Copel/CPLE6 Manut. 30.34 36.70 21% 899 882 9.2 9.4 5.3 5.5 0.0% 0.0% 8,303
CPFL/CPFE3 Compra 23.26 27.80 20% 1,712 1,422 13.1 15.7 9.0 9.4 7.3% 6.0% 22,382
EdB/ENBR3 Compra 12.60 15.80 25% 664 600 9.0 10.0 6.0 6.5 6.3% 5.7% 6,003
Light/LIGT3 Manut. 22.50 25.60 14% 494 611 9.3 7.5 5.6 4.7 5.4% 6.7% 4,589
Eletrobras/ELET3 AbMerc 10.90 9.69 -11% 3,922 712 4.1 22.4 7.5 33.6 0.0% 0.0% 15,923
Eletrobras/ELET6 AbMerc 15.42 9.69 -37% 3,922 712 4.1 22.4 7.5 33.6 0.0% 0.0% 15,923
CTEEP/TRPL4 BZ Compra 31.56 37.31 18% 957 704 5.1 6.9 4.7 5.4 0.0% 0.0% 4,859
Taesa/TAEE11 Compra 66.85 77.79 16% 504 636 15.2 12.1 11.2 9.1 6.3% 8.6% 7,677
Renova/RNEW11 Compra 29.64 38.30 29% -53 6 NM NM NM NM NM NM 1,935
MPX/MPXE3 Manut. 11.15 13.07 17% -93 148 NM NM NM NM NM NM 6,447
AES Tiete/GETI4 Manut. 23.21 23.30 0% 1,000 1,136 8.8 7.8 5.5 4.9 12.2% 13.8% 8,849
Tractebel/TBLE3 Manut. 36.49 33.56 -8% 1,624 1,942 14.7 12.3 8.3 7.4 6.5% 4.1% 23,819
Cesp/CESP6 Manut. 17.19 22.03 28% 620 824 9.1 6.8 3.5 2.7 0.0% 0.0% 5,630
Eletropaulo/ELPL4 AbMerc 16.29 20.55 26% 253 102 10.8 26.7 4.9 5.9 4.6% 1.9% 2,726
Equatorial/EQTL3 Manut. 18.95 12.00 -37% 215 225 9.6 9.2 7.9 8.4 2.5% 2.6% 2,070
Coelce/COCE5 Manut. 37.78 34.50 -9% 287 201 10.2 14.6 7.3 8.5 7.8% 5.5% 2,941
Celesc/CLSC6 AbMerc 29.49 32.50 10% 170 120 6.7 9.5 4.7 5.4 3.7% 2.6% 1,137
Sabesp/SBSP3 Compra 85.96 59.81 -30% 1,439 1,423 13.6 13.8 7.6 7.2 1.8% 1.8% 19,585
Copasa/CSMG3 Manut. 45.34 33.40 -26% 441 459 11.9 11.4 6.6 6.4 4.2% 4.4% 5,228
Comgas/CGAS5 Compra 53.10 57.82 9% 533 567 11.9 11.2 7.3 6.9 5.9% 6.2% 6,363
Fontes: dados da empresa e estimativas do Santander. NS: não significativo. * Exceto valores por ação.
LATIN AMERICAN
EQUITY RESEARCH
COMUNICADO IMPORTANTE Recomendação
Definição
Compra Expectativa de superar o benchmark do mercado local em mais de 10%.
Manutenção Expectativa de desempenho dentro de uma faixa de 0% a 10% acima do benchmark do mercado local.
Abaixo de Mercado Expectativa de desempenho abaixo do benchmark do mercado local
Sob Revisão Sob Revisão dos analistas
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