ANÁLISE DOS EFEITOS DA ICPC 01 (R1) - CONTRATOS DE CONCESSÃO, NAS DECISÕES GERENCIAIS NAS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
ANÁLISE DOS EFEITOS DA ICPC 01 (R1) - CONTRATOS DE CONCESSÃO, NAS DECISÕES GERENCIAIS NAS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxx - Xxxxxxxxx
Xxxxxxxx Xxxxxxxxx - Universidade Presbiteriana Mackenzie
Resumo
Este relato técnico tem por base a adoção pelas empresas de energia elétrica da ICPC 01 (R1) – Contratos de Concessão, que trouxe alterações significativas nos registros contábeis relativos à receita e à infraestrutura do negócio para o setor, mais especificamente o de transmissão de energia. O objetivo deste relato foi analisar se houve alteração na fonte de informações utilizadas como base para tomada de decisões gerenciais pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica após a adoção da ICPC 01 (R1). É um estudo exploratório, com abordagem qualitativa, realizado com cinco gestores da holding do Grupo Alupar Investimento S/A, utilizando-se um questionário com 12 perguntas abertas. Os resultados evidenciaram que as informações utilizadas para tomada de decisões internas provêm das normas regulatórias e que, praticamente, nenhuma decisão gerencial é tomada a partir das normas societárias. Concluiu-se, assim, que a ICPC 01 (R1) não trouxe alterações na fonte de informações para a tomada de decisão pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica do Brasil. Este relato contribui no sentido de destacar que as informações contábeis decorrentes da ICPC 01 (R1) não contribuem para o processo de gestão e tomada de decisão gerencial para as empresas da amostra.
EMPRAD - Encontro dos Programas de Pós-graduação Profissionais em Administração ISSN 2448-3087 - 30, 31 de Agosto e 1 de Setembro de 2017 – FEA/USP - SÃO PAULO/SP
ANÁLISE DOS EFEITOS DA ICPC 01 (R1) - CONTRATOS DE CONCESSÃO, NAS DECISÕES GERENCIAIS NAS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
RESUMO
Este relato técnico tem por base a adoção pelas empresas de energia elétrica da ICPC-01 (R1)
– Contratos de Concessão, que trouxe alterações significativas nos registros contábeis relativos à receita e à infraestrutura do negócio para o setor, mais especificamente o de transmissão de energia. O objetivo deste relato foi analisar se houve alteração na fonte de informações utilizadas como base para tomada de decisões gerenciais pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica após a adoção da ICPC-01 (R1). É um estudo exploratório, com abordagem qualitativa, realizado com cinco gestores da holding do Grupo Alupar Investimento S/A, utilizando-se um questionário com 12 perguntas abertas. Os resultados evidenciaram que as informações utilizadas para tomada de decisões internas provêm das normas regulatórias e que, praticamente, nenhuma decisão gerencial é tomada a partir das normas societárias. Concluiu-se, assim, que a ICPC-01 (R1)-Contratos de Concessão não trouxe alterações na fonte de informações para a tomada de decisão pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica do Brasil. Este relato contribui no sentido de destacar que as informações contábeis decorrentes da ICPC 01 (R1) não contribuem para o processo de gestão e tomada de decisão gerencial para as empresas da amostra.
Palavras-Chave: Demonstrações Regulatórias; Demonstrações Societárias; Decisões Gerenciais; Transmissão de Energia Elétrica.
ABSTRACT
This technical report is based on the adoption by the electric power transmission companies of ICPC-01 (R1) - Concession Contracts, which brought significant changes in the accounting records related to revenue and business infrastructure for the sector, more specifically the transmission of energy. The purpose of this report was to analyze if there was a change in the source of information used as a basis for management decision making by managers of electric energy transmission companies after the adoption of ICPC-01 (R1). This is an exploratory study, with a qualitative approach, carried out with five managers from the holding company of the Alupar Investimento S.A. Group, using a questionnaire with 12 open questions. The results showed that the information used for internal decision-making comes from the regulatory norms and that, practically, no managerial decision is taken from the corporate norms. It was concluded, therefore, that ICPC-01 (R1) did not bring changes in the source of information for the decision-making by the managers of the transmission companies of electric energy of Brazil. This report contributes to highlight that the accounting information resulting from ICPC 01 (R1) does not contribute to the management process and management decision making for the sample companies.
Keywords: Regulatory Statements; Corporate Statements; Managerial Decisions; Transmission of electrical energy.
1 INTRODUÇÃO
1.1 Contextualização
O setor de energia tem características próprias, pois produz uma mercadoria que não pode ser armazenada e tem que ser consumida no momento em que é gerada. Esse fato interliga, diretamente, a geração, a transmissão e a distribuição de energia elétrica, sendo fundamentais a eficiência e a confiabilidade na qualidade e na coordenação do sistema elétrico (ABREU, 2009). A partir dos anos 80 a energia passou a ser vista como um produto que poderia ser negociado no mercado e, para que se tornasse um negócio atraente, separaram-se os diversos setores do sistema de eletricidade ― geração, transmissão, distribuição e comercialização. Para que essas empresas funcionassem de forma eficiente, foi necessário haver suas reestruturações (ABREU, 2009).
A publicação da Interpretação do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - ICPC 01 (R1) – Contratos de Concessão tem como escopo orientar a forma de aplicar as novas regras societárias (os pronunciamentos contábeis do CPC) às concessionárias de serviços públicos, com relação aos bens, direitos e obrigações referentes a seus contratos de concessão. Com a publicação dessa Interpretação, deu-se início a discussões acerca da modelagem societária para as concessionárias de serviço público alcançados por ela, tendo como resultado a publicação da Orientação do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - OCPC 05 – Contratos de Concessão. Esta OCPC basicamente define a quais tipos de concessão deve ser aplicada a ICPC-01 (R1) e qual modelo seguir: ativo financeiro, ativo intangível ou ambos, para os contratos de concessão de geração, transmissão e distribuição de energia, rodovias e ferrovias.
Com a divulgação da ICPC 01 (R1) e posteriormente da OCPC 05, as mudanças na forma de contabilização, na apresentação dos ativos da concessão e nas demonstrações contábeis das empresas de energia elétrica geraram informações diferentes das normas e procedimentos estabelecidos pelo agente regulador do setor Elétrico, a ANEEL ― Agência Nacional de Energia Elétrica.
Nesse contexto, o agente regulador, preocupado com a essência do serviço outorgado, resolveu instituir a contabilidade regulatória através da Resolução Normativa nº 396, de 23 de fevereiro de 2010, por entender que a aplicação das normas societárias impossibilita uma divulgação adequada das informações contábeis dos ativos vinculados à concessão.
As novas regras impostas estabeleceram a necessidade de demonstrações contábeis próprias, considerando-se as imposições legais contidas na Resolução 396/2010. Dessa forma, as empresas de energia elétrica, a partir de 31/12/2011, ficaram obrigadas a disponibilizar suas informações contábeis dentro do escopo das legislações societária e regulatória.
As mudanças contábeis estabeleceram nova estrutura de registro contábil para os ativos imobilizados, que para a concessão do serviço público de transmissão é o foco principal do retorno do investimento. Dessa forma, questiona-se: o gestor da empresa de transmissão de energia elétrica, para tomada de decisões gerenciais, levará em conta quais informações: societárias ou regulatórias?
O objetivo deste relato é analisar se houve alteração na fonte de informações utilizadas como base para tomada de decisões gerenciais pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica após a adoção da ICPC-01 (R1).
A principal justificativa para a realização deste estudo vem da observação prática da autora que verificou que o diretor financeiro da empresa pesquisada solicitava apenas balancetes regulatórios e não utilizava informações societárias ajustadas à norma ICPC-01.
Assim, este relato contribui para o esclarecimento sobre a utilidade da norma societária ICPC- 01 – Contratos de Concessão para os gestores das empresas de transmissão de energia elétrica no Brasil.
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICO-CIENTÍFICA
2.1 Transmissão de Energia
O Sistema de transmissão é responsável pelo transporte de energia a partir dos centros de produção até os centros de consumo. A eletricidade geralmente é transmitida a longas distâncias através de linhas aéreas de transmissão, que compreendem toda a rede que interliga as geradoras às subestações de distribuição.
A expansão do sistema de transmissão de energia elétrica do Brasil ocorreu de forma semelhante à expansão da geração de energia, através dos leilões públicos realizados pela ANEEL, nos quais os vencedores são elegíveis pelo critério do menor valor da receita e, no caso da transmissão, pela menor receita anual permitida (RAP). O objetivo do marco regulatório foi atingido, pois os leilões atraíram o investidor privado e o público, e os deságios ofertados pelos participantes foram cada vez maiores, fazendo com que os lucros desse segmento sejam minimizados e garantindo a modicidade tarifária, que tem como objetivo proporcionar menores tarifas para o consumidor.
Os projetos para linhas de transmissão se caracterizam pelos reduzidos riscos operacionais e de implantação. Geralmente, a engenharia utilizada na construção é simples e a tecnologia dos equipamentos utilizados é internacionalmente conhecida. É importante ressaltar que os riscos ambientais nesse segmento elétrico são mínimos, se comparados aos riscos do segmento da geração de energia. Essas características peculiares ao negócio da transmissão foram institucionalmente desenvolvidas para garantir a atratividade aos investidores.
A RAP é a remuneração que as transmissoras recebem para disponibilizar o transporte de energia ao operador nacional do sistema elétrico e prestar o serviço público de transmissão aos usuários acessantes.
De acordo com a Resolução Normativa nº 230/2006, o reajuste da RAP é realizado considerando-se:
1 – Para as transmissoras que celebraram contrato de concessão até 2006, a RAP é atualizada com base no índice geral de preços do mercado (IGP-M) da Fundação Xxxxxxx Xxxxxx (FGV).
2- Para as transmissoras que celebraram contrato de concessão assinados a partir de 2006, a RAP é atualizada com base no índice de preços ao consumidor amplo (IPCA) do instituto brasileiro de geografia e estatística (IBGE).
2.2 Adoção da ICPC 01 nas Empresas de Transmissão de Energia Elétrica
As empresas de transmissão de energia elétrica estão subordinadas às regras do poder concedente e recebem delegação para a prestação do serviço público de transmissão de energia, iniciada a partir da assinatura do contrato de concessão. As normas para outorga e prorrogação das concessões dos serviços públicos estão normatizadas pela Lei nº 8.987, de 13/02/1995, complementada pela Lei nº 9.047, de 07/07/1995, que tratou diretamente de assuntos específicos para o setor elétrico. As empresas de transmissão, por serem concessionárias de serviço público, têm a obrigatoriedade, para fins societários, de acatar os pronunciamentos emitidos pelo CPC - Comitê de Pronunciamentos Contábeis adotadas pela ANEEL e, para fins regulatórios, devem atender às determinações legais do agente regulador - ANEEL.
A ICPC 01 (correlata à IFRIC 12) estabelece o entendimento para a atividade de transmissão de energia, classificando o ativo financeiro como Empréstimo e Recebíveis. Como composição dos custos, têm-se (i) a capitalização do custo de empréstimo, que não deve ser considerada no imobilizado; (ii) a variação na taxa efetiva deverá ser ajustada diretamente no resultado no momento em que for apurada a diferença entre o realizado e o orçado. O reajuste da RAP deve ser mensal.
Em virtude das discussões dos agentes reguladores e dos concessionários sobre a ICPC 01 (R1), o CPC editou a Orientação Técnica - OCPC 05, com a finalidade de esclarecer dúvidas quanto à adoção da ICPC 01(R1) pelas empresas reguladas brasileiras.
A atividade de transmissão, que é o foco deste relato, apresenta as seguintes características em seus contratos de concessão:
a. As empresas de transmissão têm a obrigação contratual de construir, operar, e manter a infraestrutura. A obrigação da construção da infraestrutura pode estar caracterizada de forma implícita ou explícita no contrato de concessão;
b. A maioria dos contratos tem o prazo de concessão por 30 anos;
c. Na média, a vida útil econômica estimada do conjunto dos bens integrantes da infraestrutura é superior ao prazo de concessão;
d. A atividade de transmissão não é competitiva. Não existe competição entre empresas (existe entre os investidores, para obtenção da concessão);
e. A concessionária (empresa transmissora/operadora) é interposta entre o poder concedente e os usuários;
f. A atividade é sujeita à condição de generalidade (direito de livre acesso) e de continuidade;
g. Alguns contratos têm garantia de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro;
h. O contrato estabelece quais os serviços e para quem (usuários) o serviço deve ser prestado;
i. O preço é regulado (tarifa) e denominado receita anual permitida (RAP). A transmissora não deve negociar preços com usuários. Geralmente, a RAP está sujeita a revisão anual devido ao aumento de ativos e de despesas operacionais decorrentes de modificações, reforços e ampliações de instalações;
j. Os bens são reversíveis ao poder concedente no final da concessão, com direito de recebimento de indenização (caixa) do poder concedente sobre os investimentos ainda não amortizados;
k. As linhas de transmissão são de uso dos geradores, das distribuidoras, dos consumidores livres, exportadores e importadores.
O entendimento do mercado e dos reguladores é que a atividade de transmissão no Brasil foi planejada para ser adimplente, garantir a saúde financeira e evitar risco de crédito do sistema de transmissão.
De acordo com a OCPC 05, o modelo de contabilização para a infraestrutura a ser usada pelas concessionárias de transmissão de energia é o Modelo Ativo Financeiro e deve seguir as seguintes orientações:
a) Aplicação retroativa de todos os contratos de concessão assinados após 1995 (novas licitações) para evitar distorções na apuração da taxa efetiva de juros do ativo financeiro relacionado à construção;
b) Critério para a separação (alocação) da receita de construção, operação e manutenção do total do contrato;
c) Aplicação do índice de inflação do contrato para calcular corretamente a inflação já incorrida do valor total do contrato e respectiva alocação entre receita de construção, operação e manutenção;
d) Apuração da remuneração incorrida da parcela do ativo financeiro da construção, da operação e da manutenção separadamente;
e) Critério de separação do valor do faturamento mensal (fluxo de caixa) para alocação da parcela de receita de operação e manutenção e da parcela a ser reduzida do saldo do ativo financeiro, considerada como amortização do contrato (recebimento);
f) Critério de apuração da margem de construção;
g) Critério para apuração da taxa efetiva de juros.
2.3 Modelo Ativo Financeiro
No modelo ativo financeiro os ativos da concessão, bens reversíveis, que são os ativos imobilizados, não são reconhecidos nem registrados na contabilidade societária, pois entende- se que o concessionário apenas presta um serviço e, por esse motivo, reconhece como ativo financeiro amortizável os valores recebíveis pela prestação desse serviço público de energia.
Devido à garantia de recebimento da RAP, que contempla a construção, a operação e a manutenção que é recebida pela disponibilidade do transporte de energia e não pela utilização da infraestrutura por parte dos geradores, distribuidores, exportadores, importadores e consumidores livres, os concessionários possuem o direito incondicional adquirido contratualmente do recebimento desse ativo financeiro, que é reconhecido como valores recebíveis pelo valor do serviço.
O ICPC-01 (R1) modificou o tratamento econômico e contábil para os ativos imobilizados da concessão. Para Iudícibus et al. (2010, p. 147), o modelo proposto pela ICPC 01 (R1) alterou substancialmente a maneira como determinados tipos de concessão são contabilizados no cenário nacional, haja vista que o foco passa a ser a essência econômica da transação e não a forma. Pode-se dizer que se trata de um modelo contábil mais adequado à medida que reflete os modelos econômicos que são específicos a tais tipos de contratos.
O ativo financeiro é classificado como um instrumento financeiro recebível, sendo inicialmente mensurado pelo seu valor justo. Posteriormente, esse recebível (Caixa) é mensurável pelo valor amortizável, que é a RAP regulatória, ou seja, pelo valor inicial reconhecido menos os recebimentos da RAP mais os juros (WACC - utilizados para o setor de energia como base para cálculos do modelo do negócio) sobre o valor amortizável e o método usado para este cálculo é o da taxa efetiva de juros.
O Pronunciamento Técnico CPC 38 – Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração define a taxa efetiva de juros como “a taxa de desconto que, aplicada sobre os pagamentos ou recebimentos futuros estimados ao longo da expectativa de vigência do instrumento financeiro resulta no valor contábil líquido do ativo ou passivo financeiro” (IUDÍCIBUS et al., 2010, p. 462).
Com base na estrutura do modelo de ativo financeiro, é possível calcular o valor do ativo financeiro (recebível) a cada ano da concessão. A Tabela 1 demonstra o resultado da modelagem do ativo financeiro para fins de contabilização societária. No exemplo usado, o valor de R$ 80.458 representa o investimento total na construção da infraestrutura ― ativos da concessão até 31.12.2011; a receita de construção de R$ 1.904 são as novas adições no período em construção da infraestrutura; a recuperação do ativo financeiro refere-se a RAP recebida para os dois meses de operação da transmissora (exemplo usado); o resultado da operação refere-se ao percentual usado para a margem da atividade de transmissão na modelagem, ou seja, quanto de margem operacional é preciso para cobrir os custos. O total de receita financeira R$ 2.792 é a TIR do negócio, ou seja, o retorno do investimento com a utilização de uma taxa de 3,5%, que, no modelo, refere-se à taxa que o investidor usou como retorno do investimento para entrar no leilão.
Tabela 1 - Modelagem do ativo financeiro (R$/MIL) – Transmissoras Alupar
Ativo Financeiro-Data Base | 31/12/2011 |
Ativo Financeiro Inicial | 80.458 |
Receita da Construção | 1.904 |
Recuperação do Ativo Financeiro | - 482 |
Resultado da Operação | 65 |
Receita Financeira | 2.792 |
Ativo Financeiro Final | 84.737 |
Taxa de Aplicação | 3,50% |
AF CIRCULANTE | 10.497 |
AF NÃO CIRCULANTE | 74.240 |
Fonte: Dados da pesquisa.
Para fins de registro, o CPC 38 - Instrumentos Financeiros estabelece que um ativo financeiro deve ser classificado como:
a) empréstimo ou recebível;
b) ativo financeiro disponível para venda;
c) ativo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado.
No caso de a contabilização do ativo financeiro ser registrada como empréstimo ou recebível ou ativo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado, o CPC 38 obriga que a parcela referente aos juros calculados com base no método da taxa efetiva de juros seja reconhecida no resultado e que a contabilização dos juros deve impactar imediatamente o resultado do período.
A contabilização do ativo financeiro das transmissoras de energia elétrica, para fins societários, está concentrada no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo, enquanto na contabilidade regulatória esse registro se concentra no Imobilizado e Intangível. Os impactos no registro contábil dessa divergência na contabilização estão especificados no Quadro 1.
Quadro 1: Legislações Regulatória e Societária e seus impactos na contabilidade
Regulamentação | Descrição | Contabilidade Societária | Contabilidade Regulatória |
ICPC 01 | Ativo financeiro da concessão | Reconhece para fins societários todo o custo para construir a estrutura física da Transmissão-Obras de Infraestrutura | Não reconhece, pois, o custo da infraestrutura está demonstrado nos ativos imobilizados da concessão |
ICPC 01 | Receita da concessão de transmissão | Resultado Operacional da Transmissão para fins societários, durante o prazo de concessão | A receita do negócio Transmissão para fins regulatórios é reconhecida como Receita da Transmissão da Rede Básica |
ICPC 01 | Receita de remuneração dos ativos da concessão | Resultado Operacional da Transmissão para fins societários, durante o prazo de concessão | A remuneração é reconhecida anualmente na publicação da Resolução Homologatória da RAP, conforme termos do contrato de concessão. |
Aneel-Resolução 474 /2012 | (-) Depreciação acumulada | Não há depreciação, pois não há Ativos Imobilizados | Calculados com base na Resolução 474 de 12/02/2012, para fins regulatórios |
CPC 32 | IR/CSLL Diferidos - Receita Remuneração | Calculado sobre a remuneração da concessão | Não aplicável |
CPC 32 | IR/CSLL diferidos - Receita Remuneração | Calculado sobre a remuneração da concessão | Não aplicável |
CPC 20 | Custos de Empréstimos | Não fazem parte do Investimento, é criada uma margem de construção para a receita de construção (Receita de Remuneração) | São considerados Custos do Investimento quando os ativos estão na fase de construção |
CPC 38 | Instrumentos Financeiros | Aplicado no cálculo do ativo financeiro | Não aplicável |
CPC 17 | Receita de Construção | Resultado Operacional | Investimento - Imobilizado em Curso |
CPC 17 | Custo de Construção | Despesa Operacional | Investimento - Imobilizado em Curso |
CPC 27 | Imobilizado | Não aplicável | Ativos da Concessão, contabilizados no Grupo Imobilizado |
Receita Regulatória-RAP | Receita da Transmissão-Rede Básica | Amortização (Recebível/Caixa) do Ativo Financeiro ao longo da concessão | Receita Anual Permitida - Receita da Rede Básica |
Fonte: Dados da pesquisa.
O ativo financeiro é o valor recebível para a atividade de transmissão, e tem a sua amortização ao longo da concessão. A amortização do ativo financeiro da atividade de transmissão de energia é a recuperação financeira, que se dá por meio do faturamento mensal da Receita Anual Permitida durante o prazo de concessão. Para fins societários, a Receita da Rede Básica – Transmissão é considerada amortização do Ativo Financeiro, constituído durante o período de construção da linha.
2.4 Contabilidade Regulatória – Setor Elétrico
Xxxxxxxx (2009) observa que a contabilidade regulatória foi criada para um fim específico, tendo um objetivo convergente com a contabilidade societária. No entanto, aprofunda-se na busca da correta demonstração da situação econômica e patrimonial da atividade concedida, servindo ainda como instrumento de controle e monitoramento dessa atividade. As empresas de energia, dentre elas as transmissoras, devem seguir os padrões e as regras contábeis normatizadas pela ANEEL e, assim, estão obrigadas às determinações do plano de contas contido no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, estabelecido pela Resolução Normativa nº 444/2001.
Os investimentos da atividade de transmissão de energia estão concentrados nos ativos imobilizados regulatórios. Isso explica a preocupação da ANEEL em estabelecer suas próprias regras regulatórias, pois, nos padrões normativos societários, o grupo de imobilizado não mais existe.
O Departamento Nacional de Água e Energia Elétrica - DNAEE publicou, em 1994, a Portaria nº 815, de 30/11/1994, que obriga os concessionários do serviço público de energia elétrica a
manter atualizado e organizado o cadastro de propriedade em função do serviço concedido, conforme as “instruções para contabilização e controle do ativo imobilizado”. Para dar continuidade ao processo de melhoria dos controles de ativos, a ANEEL publicou a Resolução nº 367, em junho de 2009, que foi um marco no setor, por possibilitar ao agente regulador a uniformização dos controles de ativos com o objetivo de facilitar a fiscalização e a análise.
Os ativos do setor elétrico devem ser contabilizados, inicialmente, no grupo de Ativo Imobilizado em Curso e, após a conclusão da obra, todos os equipamentos, os serviços e os custos indiretos e diretos são transferidos para Imobilizados em Serviço, consolidados em grupos de ativos chamados UAR (Unidade de Adição e Retirada) e, a partir da Unitização, que é a entrada da operação contábil regulatória, dar-se-á início ao processo de amortização/depreciação.
Fica bastante claro o controle exercido sobre o patrimônio, especificadamente sobre o ativo da concessão usado na prestação do serviço concedido, seja na adição, seja na desativação de bens, seja na aplicação dos critérios estabelecidos para depreciação.
As diferenças encontradas entre o modelo Societário e Regulatório trazem mudanças significativas para a forma de apresentação desses dados nos demonstrativos contábeis, conforme demonstrado no Quadro 2.
Quadro 1 - Diferenças Modelo Societário e Regulatório
ITEM | Modelo Societário Vigente | Modelo Vigente | Regulatório |
Evidenciação do Ativo | Representação por meio da conta Xxxxx | Representação por meio do grupo | |
Adquirido | financeiro (Ativo Circulante /Não Circulante | ativo imobilizado (bens físicos) | |
Evolução do ativo | Amortização com base na RAP recebida (homologada anualmente pela Aneel) | Depreciação com base na vida útil do bem (Res.474/2012) | |
Investimentos | São acrescidos no grupo ativo financeiro e | São acrescidos ao grupo ativo | |
Realizados | amortizados pelo prazo de vigência do | imobilizado e depreciados a taxas | |
contrato, logo que homologado na RAP. | de depreciação que consideram a | ||
vida útil do bem. | |||
Fonte: Dados da pesquisa.
3 METODOLOGIA
Este relato, quanto aos objetivos, caracteriza-se do tipo exploratório, quanto à abordagem do problema, trata-se de uma pesquisa qualitativa e em relação aos procedimentos para a coleta dos dados, se caracteriza como uma survey.
A pesquisa foi realizada por meio de um questionário com 12 perguntas abertas, enviados a 10 gestores (diretores, controllers, contadores) da holding Alupar, de forma a se buscar avaliar quais informações eles estão considerando nas decisões gerenciais após a adoção da ICPC-01 (R1); as relativas às normas societárias e/ou regulatórias. No entanto, três deles não foram respondidos e dois foram desconsiderados pela falta de aderência das respostas ao tema da pesquisa. Dessa forma, cinco questionários compuseram a amostra final e foram analisados, o que corresponde a 1/3 do total das empresas de transmissão de energia consideradas no estudo. A análise dos dados primários foi realizada por meio da interpretação das respostas dos cinco questionários (BEUREN, 2008).
A pesquisa foi desenvolvida nas empresas de transmissão de energia elétrica do Grupo Alupar Investimento S/A, composto por 20 transmissoras que estão na fase operacional e pré- operacional. Como amostra foram consideradas apenas as transmissoras que estão na fase operacional, totalizando 15 empresas que fazem parte do Grupo Alupar Holding que centraliza todas as decisões operacionais e estratégicas.
A Alupar Investimento S/A, é uma sociedade de capital aberto, que tem como objeto principal a participação em outras sociedades atuantes no setor de energia elétrica no Brasil e na América Latina. Tem participação em 19 empresas de transmissão de energia elétrica no Brasil, com aproximadamente 5.465 km de linhas, sendo que 4.750 km estão em operação e 715 km em fase pré-operacional, com voltagens entre 230Kv e 525Kv. O prazo de concessão é de 30 anos para todas as instalações de transmissão que estão localizadas nas regiões Norte e Nordeste do País, nos estados do Pará, Maranhão, Piauí e Ceará; na região Sul, no estado de Santa Catarina; na região Sudeste, nos estados de Minas Gerais e Espírito Santo; no Centro-Oeste, no estado do Mato Grosso; e em futuro próximo, nos estados do Amazonas e Roraima.
Os investimentos em transmissão no 1º semestre de 2012 somaram o montante de R$ 68, 1 milhões. A participação da Alupar em todas as empresas de transmissão tem um percentual acima de 50%. A Figura 1 apresenta o organograma com todas empresas em que o Grupo Alupar Investimento S/A tem participação acionária.
Figura 1 - Organograma da Alupar Investimento S/A Fonte: Alupar, 2011.
A Figura 1 contém as 20 empresas de Transmissão do Grupo Alupar com o período de concessão e a RAP para o ciclo 2012-2013, considerados na Resolução Homologatória ANEEL 1.313, de 26 de junho de 2012. As transmissoras TNE e ETSE não estão consideradas nessa resolução devido ao fato de que a entrada em operação dessas empresas não está prevista para esse ciclo, portanto seus valores de RAP foram considerados conforme estabelecido nos Contratos de Concessão.
A Alupar exerce administração direta nas transmissoras ETVG, ETEM, TME, ETES, TNE e STN; nas Transmineiras, exerce o controle através da Holding TRANSMINAS S/A; através da Holding TBE, exerce o controle na ECTE, ETEP, ETSE, ESDE, ERTE, EATE, ENTE, LUMITRANS, STC e EBTE. Na Tabela 1, estão todas as empresas transmissoras do Grupo Alupar S/A.
Tabela 1 - Empresas Transmissoras do Grupo Alupar Investimento S/A
DESCRIÇÃO | EXTENSÃO | Condições Operacionais | Período Concessão | RAP-Ciclo 2012-2013 |
Empresa Paraense de Transmissão de Energia S/A-ETEP | 323,0 km | Operacional | Jun2001 a jun2031 | 72.847 |
Empresa Norte de Transmissão de Energia S/A-ENTE | 464,0 km | Operacional | Dez2002 a Dez2032 | 167.314 |
Empresa Regional de Transmissão de Energia S/A-ERTE | 179,0 km | Operacional | Dez2002 a Dez2032 | 29.568 |
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S/A-EATE | 924,0 km | Operacional | Jun2001 a jun2031 | 319.748 |
Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S/A-ECTE | 252,5 km | Operacional | Nov2000 a Nov2030 | 70.610 |
Sistema de Transmissão Nordeste S/A-STN | 541,0 km | Operacional | Fev2004 a Fev2034 | 133.871 |
Companhia Transleste de Transmissão-TRANSLESTE | 150,0 km | Operacional | Fev2004 a Fev2034 | 30.326 |
Companhia Transudeste de Transmissão-TRANSUDESTE | 140,0 km | Operacional | Mar2005 a Mar2035 | 18.797 |
Companhia Transirapé de Transmissão-TRASIRAPÉ | 65,0 km | Operacional | Mar2005 a Mar2035 | 16.767 |
Sistema de Transmissão Catarinense S/A-STC | 195,0 km | Operacional | Abr2006 a Abr2037 | 30.056 |
Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica-LUMITRANS | 51,0 km | Operacional | Fev2004 a Fev2034 | 19.783 |
Empresa de Transmissão do Espírito Santo X.X.-XXXX | 000,0 xx | Xxxxxxxxxxx | Xxx0000 a Abr2037 | 11.132 |
TRANSCHILE CHARRÚA DE TRANSMISÍON –TRANSCHILE | 200,0 km | Operacional | chile | - |
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A.-EBTE | 775,0 km | Operacional | Out2008 a Out2038 | 33.500 |
Transmissora Matogrossense de Energia S.A.-TME | 348,0 km | Operacional | Nov2009 a Nov2039 | 33.388 |
Empresa Santos Dumont de Energia S.A.-ESDE | 3km | Pré-Operacional | Nov2009 a Nov2039 | 10.098 |
Transmissão de Energia do Mato Grosso S.A.-ETEM | 235,0 km | Operacional | Jul2010 a Jul2040 | 10.046 |
Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A.-ETVG | 850m | Pré-Operacional | Dez2010 a Dez2040 | 3.398 |
TRANSNORTE - TRANSNORTE ENERGIA S.A-TNE | 715 km | Pré-Operacional | Jan2012 a Jan2042 | 121.128 |
EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A.-ETSE | 0 km | Pré-Operacional | Mai2012 a Mai2042 | 14.423 |
Fonte: Alupar, 2012.
4 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS
4.1. Descrição das Análises – Aderência dos Contratos de Concessão
Inicialmente, foi realizada a análise dos contratos de concessão com o intuito de constatar se as transmissoras atendem às especificações da ICPC-01 (R1), assumindo como ativos financeiros os investimentos do negócio. Conforme demonstrado no Quadro 3, os contratos de concessão são aderentes ao modelo ativo financeiro.
Quadro 2 - Análise Contrato Concessão Transmissoras do Grupo Alupar Investimento S.A.
Análise | De acordo com os Contratos de Concessão Analisados |
Transmissão | |
A Concedente controla ou regula quais serviços o operador deve prestar? | Sim |
A Concedente controla o preço e define o cliente do operador? | Sim |
A Concedente controla qualquer participação residual na infraestrutura ao final da concessão? | Sim |
O operador tem direito contratual a receber caixa, ou outro ativo financeiro, da concedente ou conforme sua instrução? | Sim |
O Operador tem direito contratual de cobrar os usuários dos serviços públicos de concessão de energia? | Sim |
De acordo com ICPC-01-Contratos de Concessão, nestes casos, deve ser reconhecido nos demonstrativos financeiros | Ativo Financeiro |
Fonte: adaptado de Gouveia (2010).
4.2 Análise da Pesquisa Qualitativa
Buscou-se evidenciar o entendimento dos gestores acerca da ICPC-01 (R1) e qual o impacto desta em seus processos decisórios.
Os cinco respondentes afirmaram que as decisões gerenciais são tomadas com base nas informações contábeis regulatórias e por isso são as informações mais solicitadas pelos gestores. De acordo com as respostas, praticamente nenhuma decisão é tomada a partir das informações contábeis societárias. Todos os respondentes concordaram que a ICPC-01 (R1) trouxe mudanças relevantes para o negócio de transmissão de energia, no entanto tais mudanças não modificaram a fonte das informações para decisões gerenciais e que a publicação das Demonstrações Regulatórias é importante porque é a informação base para decisão e trouxe mais transparência para o investidor. Todos concordaram ser a adoção da ICPC-01 (R1) uma mera exigência da legislação societária e o fator que mais impactou o negócio foi a adequação da receita no período de concessão.
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este relato evidenciou que as informações utilizadas para tomada de decisões internas pelos gestores das empresas transmissoras de energia elétricas provêm das normas regulatórias e que, praticamente, nenhuma decisão gerencial é tomada a partir das normas societárias. Concluiu- se, assim, que a ICPC-01 (R1)-Contratos de Concessão não trouxe alterações na fonte de informações para a tomada de decisão pelos gestores das empresas de transmissão de energia elétrica do Brasil. Este relato contribui no sentido de destacar que as informações contábeis decorrentes da ICPC 01 (R1) não contribuem para o processo de gestão e tomada de decisão gerencial para as empresas da amostra.
A principal limitação desta pesquisa é que foi realizada junto às empresas de transmissão de energia do Grupo Alupar, não tendo sido abordadas a geração, a distribuição e a comercialização de energia. Portanto, os resultados obtidos se limitaram ao negócio de transmissão.
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