coment do Anônimo, nem tanto, ao post do LAFA:

Anônimo disse...

"A receita de uma geradora é dada pela sua energia assegurada multiplicada pelo preço de venda em R$/MWh.
As vendas são para mercado cativo ou mercado livre.
O preço de venda menos o custo para se produzir a energia (incluindo remuneração do capital) é o lucro.
É difícil saber qual o custo. O preço médio de venda, as vezes é publicado em balanço.
No caso de venda para mercado cativo, em leilões do CCEE, é possível ver a quantidade, os preços negociados e os prazos.
Para mercado livre, talvez no balanço consiga-se alguma informação.
Caso tenha, a questão é buscar ver o preço que está no balanço e comparar com o preço que novos contratos estejam sendo negociados. Nem sempre é uma questão simples. É provável que com a crise, esses preços tenham caído. Restam saber os prazos que estão sendo negociados.
No caso de venda para cativo, tendo os prazos, existem as renovações. O gerador pode vender a seu critério neste leilão, findo o contrato.
Existe leilão para energia nova e energia existente.
No caso da energia nova, a ANEEL estabelece o teto e os interessados fazem suas propostas e a de menor preço ganha.
No caso de existente, a ANEEL também estabelece o teto, geralmente abaixo daquele da energia nova. O problema nesse caso é o fator Eletrobras. Ela possui grande volume a ser renovado em 2013 e 2014. Caso mantenha a mesma orientação ocorrida em 2005, os preços continuariam para baixo. E a geradora que não é Eletrobras e tem energia existente, dependendo a quantidade, vai ter de contentar-se em vender parte dela ou total, a este preço jogado para baixo (não necessariamente menor que o que estava sendo praticado).
A energia assegurada não comercializada, é liquidada em PLD (preço de liquidação de diferença), que pode ser abaixo ou acima do custo efetivo gerador. (Existe um artigo no TIB falando disso).
Outra questão importante é a falta de definição sobre renovação das concessões. Isso vale para todos os negócios.

No caso da Distribuição, a receita é formada por:
1) Remuneração de ativos na base regulatória líquida (WACC regulatório que é de 9,95% líquido e 15,05% bruto);
2) Depreciação incidente sobre base regulatória bruta (tirando ativos bancados pelos consumidores chamados de obrigações especiais), geralmente número próximo e abaixo de 5%;
3) PMSO regulatório (Pessoal, material, serviço de terceiro e outros);
4) Custos não-gerenciáveis (compra de energia incluindo perdas, encargos setoriais, etc).
Pontos de atenção:
a) Todo o investimento feito é reconhecido integralmente?
b) O PMSO real versus o PMSO regulatório;
c) As perdas definidas foram adequadas?
d) O Wacc regulatório é satisfatório?
Essa receita é definida em processos de revisão e são reajustadas, até que venha outra revisão.
O processo de reajuste já gerou muitos ganhos para as Distribuidoras, mas a ANEEL tem buscado mecanismos para capturá-los. Mais ainda existem, mas bem menos do que ocorreu em processo passado.
Tem o fator X, que no processo de reajuste é um redutor do IGPM.
Faço uma ressalva, que ao contrário do que se lê por aí, o IGPM não reajusta tarifas de energia. Somente parte dela.
Nas revisões passadas, as empresas inflavam o investimento a ser feito no futuro (usado para calcular o fator X) de forma que o resultado deste fator X fosse reduzido.
A ANEEL não recalcula este fator e muitas empresas não investiam nem de longe, aquilo que tinha declarado.
Isso mudou. Se a empresa não investir o que declarou (acho 90% pelo menos), ela leva multa e se for abaixo dos 100%, o fator X é recalculado e geralmente fica maior.
É muita coisa para dizer. Espero ter ajudado em algo."

CM
19 de Agosto de 2009 11:11

qua...sempre aparecem pérolas no TiB: o CM é da velha guarda.