LIVRO

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2
RESUMO
O presente trabalho objetiva apresentar a construção de medidas
estatísticas setoriais para o setor elétrico brasileiro, ou índices-padrão, como
são também conhecidos. Trata-se de referencial constituído a partir de um
conjunto de empresas representativas de um determinado setor e destina-se a
avaliar determinada empresa comparando seus índices, obtidos através das
demonstrações contábeis, com o padrão construído. Esta pesquisa justifica-se
pela necessidade de criarmos padrões de comparação, o que não advém da
simples análise dos índices obtidos através da técnica de análise de balanços. 
Justifica-se, ainda, pela utilidade para os mais variados usuários: analistas
financeiros, investidores, instituições financeiras, concorrentes, clientes, 
fornecedores, academia e sociedade em geral. Começamos nosso trabalho
pela revisão da literatura a fim de buscar um referencial técnico que desse
suporte à pesquisa. Para efetuá-la, valemo-nos de arquivos públicos e, para a 
construção da tabela de padrões, aplicamos método estatístico. Enfocando os
acontecimentos mais relevantes, o desenvolvimento da pesquisa inicia-se com
o relato da origem e evolução do setor elétrico até os dias atuais e, a seguir,
abordam-se as demonstrações e relatórios contábeis, obrigatórios ou não. 
Tratamos da análise das demonstrações contábeis, em relação aos seus fins,
dos índices utilizados na pesquisa, fórmulas, interpretações e comentários
pertinentes, bem como das particularidades que devem ser observadas com
relação a alguns índices relacionados às empresas do setor. Quanto ao
método de construção dos índices-padrão, através do uso da estatística,
consolidamo-lo após uma explanação detalhada para, mais adiante,
elaborarmos a construção do modelo para o setor elétrico, demonstrando sua
aplicação e utilidade, ao avaliar uma empresa do setor elétrico ± ENERSUL ±
com sede e atuação no Estado de Mato Grosso do Sul. 
Palavras-chave: índices-padrão, mediana, setor elétrico.
3
SUMÁRIO
Apresentação...................................................................................................... 07
CAPÍTULO I ± O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ........................................... 11
1.1 Antecedentes históricos ................................................................................ 11
1.2 O primeiro Governo de Getúlio Vargas ......................................................... 16
1.2.1 O Código de Águas ................................................................................... 18
1.2.2 A queda do Governo Vargas ..................................................................... 20
1.3 O governo de Juscelino Kubistschek............................................................. 22
1.4 O setor elétrico e o Governo Militar ............................................................... 22
1.5 O processo de privatização do setor elétrico................................................. 28
1.6 A Agência Nacional de Energia Elétrica ± ANEEL ........................................ 34
1.7 Mercado Atacadista de Energia Elétrica ± MAE............................................ 39
1.8 O Operador Nacional do Sistema Elétrico ± ONS ......................................... 46
1.9 O novo modelo do setor elétrico brasileiro ..................................................... 47
CAPÍTULO II ± DEMONSTRAÇÕES E RELATÓRIOS CONTÁBEIS .................49
2.1 Demonstrações e relatórios contábeis........................................................... 49
2.2 Demonstrações e relatórios contábeis obrigatórios....................................... 51
2.2.1 Relatório da Administração ± RA............................................................... 54
2.2.2 Balanço Patrimonial ± BP.......................................................................... 57
2.2.3 Demonstração do Resultado do Exercício ± DRE ..................................... 62
2.2.4 Demonstração de Lucros e Prejuízos Acumulados ± DLPA...................... 64
2.2.5 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido ± DMPL .................. 65
2.2.6 Notas Explicativas ± NE ............................................................................ 67
2.2.7 Parecer dos Auditores ± PA ...................................................................... 70
4
2.2.8 Parecer do Conselho Fiscal....................................................................... 73
2.3 Demonstrações e Relatórios Contábeis não Obrigatórios ............................. 73
2.3.1 Demonstração do Fluxo de Caixa ± DFC .................................................. 74
2.3.2 Demonstração do Valor Adicionado ± DVA............................................... 76
2.3.3 Balanço Social ± BS .................................................................................. 77
2.4 Especificidade da contabilidade do setor elétrico .......................................... 78
2.4.1 Depreciação .............................................................................................. 78
2.4.2 Conta de Resultado a Compensar ± CRC................................................. 80
2.4.3 Obrigações Especiais ................................................................................ 81
2.4.4 Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa ± PCLD ........................... 82
2.4.5 Demonstração do Resultado do Exercício ± DRE ..................................... 82
2.5 Demonstrações e Relatórios Contábeis propostos conforme
Anteprojeto de Reformulação da Lei 6.404/76 ..................................................... 83
CAPÍTULO III ± A ANÁLISE DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS ............... 94
3.1 Introdução ..................................................................................................... 94
3.2 Índices financeiros utilizados nas análises.................................................... 103
3.2.1 Índices de Liquidez ou Solvência ou Liquidity Ratios ................................ 104
3.2.1.1 Liquidez Corrente ± LC ........................................................................ 105
3.2.1.2 Liquidez Seca ± LS, Quik Ratio ou Acid-Test Ratio ............................. 106
3.2.1.3 Liquidez Geral ± LG ............................................................................. 107
3.2.2 Indicadores de rentabilidade...................................................................... 108
3.2.2.1 Margem Operacional de Lucro ± MOL ................................................. 109
3.2.2.2 Giro do Ativo ± GA ............................................................................... 110
3.2.2.3 Taxa de Retorno Sobre o Investimento ± ROI ou 
 Return on Investiment........................................................................... 111
3.2.2.4 Indicador de Geração de Caixa Operacional LAJIDA ou EBITDA ...... 115
3.2.2.5 Valor Econômico Adicionado ± VEA ou
Economic Value Added ± EVA ............................................................. 117
3.2.2.5.1 Juros Sobre o Capital Próprio .............................................................. 118
3.2.2.5.2 Como determinar o EVA ...................................................................... 119
5
3.2.2.6 Retorno Sobre o Patrimônio Líquido ou Return on Equity ± ROE ....... 121
3.2.3 Indicadores de estrutura patrimonial ou endividamento .......................... 124
3.2.3.1 Participação de Capitais de Terceiros ± PCT....................................... 124
3.2.3.2 Endividamento Geral ± EG................................................................... 125
3.2.3.3 Composição das Exigibilidades ± CE................................................... 126
3.2.3.4 Imobilização do Patrimônio Líquido ± IPL ............................................ 127
3.2.3.5 Passivo Oneroso Sobre Ativo ± POSA................................................. 128
3.2.3.6 Índice de Cobertura de Juros ± ICJ...................................................... 129
3.2.4 Indicadores de prazos médios ou índices de rotação................................ 130
3.2.4.1 Prazo Médio de Compras ± PMC......................................................... 130
3.2.4.2 Prazo Médio de Estoques ± PME......................................................... 133
3.2.4.3 Prazo Médio de Recebimentos ± PMR ................................................ 133
3.2.4.4 Ciclo Operacional ± CO........................................................................ 134
3.2.4.5 Ciclo Financeiro ± CF........................................................................... 135
3.2.5 Dinâmica do capital de giro ....................................................................... 136
3.2.5.1 Capital de Giro Líquido......................................................................... 137
3.2.5.2 Necessidade de Capital de Giro ± NCG............................................... 139
3.2.5.3 Estudo do Efeito Tesoura..................................................................... 141
3.3 Modelos de previsão de insolvência............................................................. 143
CAPÍTULO IV ± CONSTRUÇÃO DE ÍNDICES-PADRÃO ................................... 151
4.1 Conceitos....................................................................................................... 151
4.2 Construção de padrões ................................................................................. 155
4.2.1 Medidas de posição................................................................................... 157
4.2.1.1 Quartis.................................................................................................. 165
4.2.1.2 Decis .................................................................................................... 167
4.2.1.3 Percentis .............................................................................................. 167
4.2.2 Construção de padrões com quartis .......................................................... 168
4.2.3 Construção de padrões com decis ............................................................ 171
6
CAPÍTULO V ± LEVANTAMENTO DE ÍNDICES-PADRÃO NO
SETOR ELÉTRICO .............................................................................................. 175
5.1 Seleção das empresas do setor elétrico....................................................... 175
5.2 Definição dos índices financeiros ................................................................. 177
5.3 O Processo de construção dos índices-padrão............................................ 180
5.4 Exemplo prático da utilização dos índices-padrão ....................................... 185
Conclusão ........................................................................................................... 194
Referências ......................................................................................................... 198
Lista de empresas do setor elétrico consultadas ........................................... 206
7
APRESENTAÇÃO
O presente trabalho tem por objetivo construir um modelo de
indicadores para o setor elétrico brasileiro, ou seja, um método de comparação
com base em medianas setoriais.
O modelo consiste na comparação entre determinado índice de uma
companhia em particular e o quociente ou índice-padrãodo setor no qual ela
está inserida.
Índices-padrão são o referencial constituído a partir de um conjunto de
empresas representativas de um determinado setor; somente através de
comparações, pode-se afirmar que determinada empresa apresenta situação
melhor ou pior que outra. Quem se depara com demonstrações contábeis e
delas deseja tirar alguma informação tem por reação imediata fazer
comparações.
Nosso interesse em desenvolver um projeto de pesquisa no curso de
mestrado, com o objetivo de construir índices-padrão para o setor elétrico
brasileiro, justifica-se pela importância do resultado para a população
envolvida.
Para agentes financeiros, emprestadores de capitais de longo prazo,
cujos recursos são necessários para atender os investimentos e demanda, o 
resultado do nosso trabalho proporcionará maior segurança na concessão do
crédito, porque o agente financeiro disporá de informações (padrão) que
poderão ser comparadas com as da companhia tomadora do crédito. 
Os analistas financeiros e investidores institucionais ou não também
poderão fazer comparações com o padrão estabelecido, para melhor orientar
suas políticas de investimentos.
8
Aos usuários fornecedores de insumos, será um instrumento orientador
de políticas de vendas e de crédito para as empresas do setor.
A sociedade em geral se beneficiará, pois o resultado poderá ser
utilizado para evidenciar os melhores e os piores resultados das empresas em
termos de situação econômico-financeira.
Para a academia, a nossa pesquisa também se reveste de importância
pela aplicação e aprofundamento da técnica de índices-padrão já existente, e
pela utilidade dos resultados para a sociedade em geral.
A técnica de análise setorial é bastante empregada, contando com
várias publicações especializadas, como As 500 Melhores e Maiores
Empresas, da Exame, publicação da Editora Abril; As Melhores, da Dinheiro,
publicação da Editora Três; e Balanço Anual, publicação da Gazeta Mercantil. 
Verificando essas publicações, com exceção da Balanço Anual, não
há um tratamento específico para a construção de padrões para o setor
elétrico. As demais publicações citadas tratam-no em conjunto com outros
setores. A Melhores e Maiores da Revista Exame, por exemplo, considera-o
como setor de Serviços Públicos, juntamente com transportes, saneamento e
Correios. Já a publicação da Editora Três, As Melhores, da Dinheiro, lista as
400 melhores empresas do Brasil, sem classificação setorial, apontando
apenas a melhor de cada setor.
Quanto à construção dos padrões, a publicação Balanço Anual da
Gazeta Mercantil, faz uso dos seguintes critérios: receita líquida, ativo total,
patrimônio líquido total, lucros operacional e líquido, que não são indicadores
econômicos-financeiros; EBITDA, endividamento total, capital de giro, 
necessidade de capital de giro, grau de endividamento, valor econômico
agregado e receita líquida por funcionário. Não obstante a divulgação de
alguns indicadores econômico-financeiros, a classificação das empresas é
efetuado pela comparação do valor da receita líquida. A nosso ver, esse
critério não revela a situação econômica e financeira das empresas, o que sé 
se consegue se utilizada a técnica da análise através de índices comparados
com padrões setoriais.
9
A ANEEL, agência reguladora do sistema, estabelece indicadores para
o sistema elétrico denominados Indicadores de Performance e são medidas
de eficiência operacional: não guardando, portanto, relação com o desempenho
econômico-financeiro das empresas do setor. Os principais indicadores são: 
DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor que mede o
tempo médio em que o cliente permanece sem o fornecimento de energia; FEC
- Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor, o indicador
destinado a medir o número médio de interrupção em que o cliente permanece
sem o fornecimento de energia; e, o TMA ± Tempo Médio de Atendimento
que representa o intervalo de tempo médio entre uma reclamação de
interrupção no fornecimento de energia e o seu restabelecimento. 
Com podemos observar, até onde pesquisamos sobre a construção de
médias setoriais com enfoque específico sobre o setor elétrico, não
encontramos trabalho semelhante ao que nos propomos desenvolver. 
Portanto, podemos afirmar: a nossa pesquisa tem a oferecer um modelo que se
reveste de metodologia singular de aplicação prática que por si se justifica.
A partir dessas observações passamos a questionar: por que não
temos um modelo de quocientes-padrão específico para o setor elétrico?
Diante de tal questionamento, ou situação problema, sentimos a
necessidade de realizar a presente pesquisa, ou seja, construir quocientes ou
índices-padrão, como são também denominados, para o setor elétrico
brasileiro, que fossem de utilidade para o universo de usuários.
Para realizar nossa pesquisa buscamos embasamento em referenciais
teóricos existentes nas bibliografias, seja por meio físico ou eletrônico.
Utilizamo-nos de arquivos públicos constituídos das demonstrações contábeis
das empresas, bem como de métodos estatísticos para a construção dos
quocientes-padrão. 
Iniciamos por um relato histórico do setor elétrico brasileiro, da sua
origem e evolução até os dias atuais, enfocando os acontecimentos mais
relevantes.
As demonstrações e relatórios contábeis, obrigatórios ou não, com o
objetivo de evidenciar sua finalidade, importância e utilidade, foram abordados
10
por nós no segundo capítulo, porque nem todos os usuários das informações
têm conhecimento suficiente sobre as demonstrações e relatórios gerados pela
contabilidade. Apresentamos também particularidades relacionadas às
demonstrações pertinentes ao setor elétrico. No final do capítulo, abordamos
as alterações nas demonstrações contábeis propostas pelo Projeto de Lei
3.741, em trâmite no Congresso Nacional.
A análise das demonstrações contábeis e os índices utilizados na
pesquisa, assim como as fórmulas, interpretações e comentários pertinentes
estão demonstrados no capítulo terceiro. Introduzimos considerações sobre
peculiaridades que devem ser observadas com relação a alguns índices
relacionados às empresas do setor.
Em seguida, apresentamos o desenvolvimento do método estatístico
para a construção dos quocientes-padrão. 
Finalmente, fazemos a construção do modelo padrão para o setor
elétrico e demonstramos sua aplicação e utilidade, através da avaliação da
empresa ENERSUL, concessionária com atuação no estado de Mato Grosso
do Sul. Comprovamos, assim, a validade e utilidade pública da construção dos
índices-padrão para o setor elétrico brasileiro. 
11
CAPÍTULO I
O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
1.1 Antecedentes históricos
Até o final do século XVIII, a indústria no Brasil restringia-se
praticamente à agricultura canavieira, para a fabricação do açúcar, e à
mineração. Como atividades secundárias desenvolveram-se as atividades
artesanais e manufatureiras, perdurando assim durante todo o período de
Brasil Império.
Com o estabelecimento da corte portuguesa no Brasil em 1808, D.
João VI adota medidas liberalizantes que eliminam diversos entraves
econômicos e históricos que impediam o desenvolvimento industrial no país;
com isso o Brasil ganha status de Reino Unido de Portugal, podendo então
praticar o comércio com as nações amigas, feito antes proibido. Entretanto as
políticas adotadas não foram suficientes para impulsionar o desenvolvimento
industrial devido à ausência de um mercado de mão-de-obra livre, ao baixo
grau de urbanização e a um sistema deficiente de transporte.
O desenvolvimento econômico somente se faz sentir a partir de
meados do século XIX, com a cultura do café voltada para a exportação, tendo
como pólo produtor o Estado de São Paulo.Os ambientes que contribuíram
para o avanço da modernização do país foram a valorização do café no
mercado externo e as condições favoráveis no ambiente interno, como a oferta
de terra e de mão-de-obra que serviram de estímulo ao aumento da produção,
associados ao aumento da imigração estrangeira, aos superávits na balança
comercial após 1860 e à expansão da renda da atividade cafeeira voltada para
12
a exportação. Esse processo impulsionou o setor urbano da economia e
estabeleceu as condições para o início da industrialização.
Observa-se que as primeiras experiências do emprego da energia
elétrica no Brasil eram voltadas para a iluminação e o transporte públicos. Em
1879, tendo um dínamo como fonte de geração, inaugurou-se o serviço
permanente de iluminação elétrica interna da estação central da ferrovia Dom
Pedro II, hoje Central do Brasil. Ainda no Rio de Janeiro, em 1881, instalou-se
a primeira iluminação pública entre o Campo da Aclimação e a atual Praça da
República, com energia gerada através de dínamos acionados por locomóveis.
E no mesmo ano, na inauguração da Exposição Industrial foi empregada a
energia elétrica para iluminar dependências do edifício do Ministério da Viação
no largo do Paço, atual Praça XV. Na América do Sul, o primeiro serviço de
energia elétrica de utilidade pública, ocorreu em 1883 na cidade de Campos ±
RJ, quando entrou em operação a primeira unidade termelétrica, movida a 
vapor de caldeira a lenha, com capacidade de 25 KW de geração, dotada de 3
dínamos destinados à alimentar 39 lâmpadas (DUKE ENERGY BRASIL, 2004). 
O uso pioneiro de energia elétrica como força motriz ocorreu também no ano
de 1883, em Niterói ± RJ, com a inauguração da primeira linha brasileira de
bondes elétricos à bateria.
A intensificação do uso da energia elétrica, para iluminação de
logradouros públicos e como força motriz nos transportes coletivos, motivou os 
setores produtivos a incorporar a eletricidade como nova opção tecnológica em
seus processos industriais.
A primeira hidrelétrica brasileira foi construída em 1883 no município de
Diamantina ± MG com o aproveitamento das águas do ribeirão do Inferno, 
afluente do rio Jequitinhonha; a energia gerada e transportada por uma linha de
transmissão de dois km era destinada ao acionamento de equipamentos
utilizados na mineração de diamantes da Mineração Santa Maria.
Subseqüentemente dois outros projetos de autopromoção de energia foram 
implantados entre 1885 e 1887: o da Cia. Fiação e Tecidos São Silvestre, em 
Viçosa ± 0*�H�R�GD�&LD��GHV�0LQHV�G¶2U�GX�)DULD��HP�1RYD�/LPD�± MG.
13
O emprego da eletricidade na iluminação pública contou em 1887 com
mais dois empreendimentos: criou-se a Companhia de Força e Luz para
fornecer iluminação a alguns pontos do centro do Rio de Janeiro, e, em Porto
Alegre, teve início um serviço permanente de fornecimento de luz elétrica a
consumidores particulares, ofertado por uma termelétrica de 160 KW, de
propriedade da Cia. Fiat Lux. 
A linha pioneira de bondes elétricos da América Latina (largo da
Carioca ± largo do Machado) fundada pela Companhia Ferro ± Carril do Jardim 
Botânico, entrou em operação em 1892, após as tentativas de a Companhia
Estrada de Ferro da Tijuca instalar, em 1891, uma usina elétrica para substituir
a linha de bondes que operava com tração animal na conexão do centro do Rio
à Tijuca. Porém, por dificuldades a obra foi paralisada, e só voltou a operar em
1898. Esta foi a primeira linha latino-americana de bondes elétricos. 
Dessa forma, com o aumento do número de estabelecimentos
industriais que ainda utilizavam para o acionamento da suas maquinarias o
carvão importado como fonte primária de energia, o setor se convencia de que
a energia elétrica de origem hidráulica era uma fonte mais econômica e
passou a utilizá-la com mais intensidade. Como exemplo, vale lembrar que o 
industrial Bernardo Mascarenhas, que pela primeira vez na América Latina, fez
uso de motores acionados por energia elétrica de origem hidráulica em sua
companhia têxtil. Além de atender sua fábrica, obteve autorização para criar,
em 1888, a Cia. Mineira de Eletricidade, concessionária de serviço público para
gerar e distribuir energia elétrica à iluminação pública em Juiz de Fora ± MG. 
Para tanto, construiu uma hidrelétrica de maior porte com capacidade de
potência de 250 KW de potência. A usina Marmelos-Zero iniciou sua operação
em 1889, tendo ampliado sua capacidade para 375 KW, em 1892. (GOMES, et 
alli, sd) 
Nos anos seguintes houve a instalação de vários outros
empreendimentos voltados à iluminação pública, mineração, têxteis, serrarias e
ao beneficiamento de produtos agrícolas. No período de 1883 a 1900, a 
capacidade instalada no Brasil passou de 61 KW para 12 MW, sendo 6,5MW
14
gerados por 6 termelétricas e 5,5 MW gerados por 5 hidrelétricas (DUKE
ENERGY BRASIL, 2004). Esses empreendimentos que pertenciam a
concessionários ou autoprodutores que forneciam eletricidade a diversas
localidades e tecelagens em diversas regiões do País. 
O processo de expansão urbana ocorrido no Rio de Janeiro e São
Paulo no início do século XX atraiu o capital estrangeiro, cujo interesse era
instalar empreendimentos de serviços públicos. Nesse sentido, o primeiro
programa de produção de energia elétrica em maior escala iniciou-se em 1900,
com empreendimento da Light que, em 1899, foi constituída em Toronto ±
Canadá com a denominação de São Paulo Tramway, Light Power Company
Limited.
O Ciclo do Café ofereceu um cenário econômico favorável, sendo, na 
época, o principal produto da pauta de exportação. O Grupo Light tinha como
preponderância a exploração e distribuição de energia elétrica nas zonas
urbanas mais desenvolvidas do país, que compreendiam Rio de Janeiro e São
Paulo. Para tanto, praticamente comprou todas as empresas de energia
elétrica existentes entre Jundiaí ± SP e Rio de Janeiro ± RJ.
Por conseguinte, os canadenses em parcerias com capital americano
criaram em 1904 a Rio de Janeiro Tramway, Light and Power Company com o
objetivo de explorar todos os serviços urbanos de utilidade pública, tais como
transportes, iluminação pública, produção e distribuição de eletricidade,
distribuição de gás canalizado e telefonia.
No processo contínuo de exploração dos serviços públicos, o grupo
canadense Light deu início em 1905 ao aproveitamento das bacias dos rios
Piraí, Paraíba do Sul e do Ribeirão das Lages, por serem próximos aos centros
de consumo. Em 1907 começou a operar a primeira obra construída pela usina
Fontes Velha, atingindo 24.000 KW de potência em 1909: essa marca
representava 20% da capacidade instalada no País. 
Não obstante, o crescente emprego da energia elétrica no País
suscitou os primeiros movimentos de regulamentação da atividade pelo Estado. 
A regulamentação e a concessão dos serviços de eletricidade quando
15
destinadas ao fornecimento de serviços públicos federais deram-se por meio
da Lei 1.145, de 31 de dezembro de 1903 e pelo Decreto 5.704, de 10 de
dezembro de 1904, iniciando-se, assim,a regulamentação federal para o setor
elétrico brasileiro. 
O aumento populacional marcado pela extraordinária expansão urbana
± de 17 milhões de habitantes em 1900 para 31 milhões de habitantes em 1920
± fez crescer a demanda por serviços urbanos e por bens de consumo. Na
mesma época, as restrições impostas pela Primeira Grande Guerra criaram as
condições favoráveis para aplicação do capital acumulado pela atividade
cafeeira, ou seja, aceleraram o crescimento industrial e a implantação dos
serviços urbanos, conseqüentemente ocorreram transformações no quadro de
consumo de energia elétrica.
Essas condições, ou seja, o aproveitamento do potencial hidráulico do
eixo Rio ± São Paulo fizeramcom que a capacidade instalada se ampliasse
elevando a oferta de energia elétrica e a disponibilidade de força motriz para
fins industriais.
Fora do eixo Rio ± São Paulo, também se efetivou o emprego da 
energia elétrica. Em 1903, Delmiro Gouveia, proprietário da Companhia Agro
Fabril Mercantil, construiu no Estado de Alagoas a hidrelétrica de Angiquinho
na cachoeira de Paulo Afonso, com a finalidade de gerar eletricidade para
acionar as máquinas da fábrica e fornecer iluminação à vila de operários de
Pedra, atual município de Delmiro Gouveia.
Da mesma forma, em 1924 instala-se no País uma subsidiária da Bond
and Share Co., a American Foreign Power Company ± AMFORP, mediante a
aquisição de todas as usinas mais importantes do interior do Estado de São
Paulo. A AMFORP expandiu ainda suas atividade para outras regiões e 
passou a explorar os serviços de energia elétrica em mais nove capitais, dentre
elas, Porto Alegre, Belo Horizonte, Recife e Salvador e em outras cidades
como São Gonçalo e Petrópolis ± RJ e Pelotas ± RS. 
16
Em 1930 o setor elétrico era monopolizado pela Light e pela AMFORP
com uma participação superior a 50% e caracterizava-se como um parque
gerador de eletricidade predominantemente hidráulico.
Com a Grande Depressão de 1929 houve o esgotamento do setor
agro-exportador, até então baseado na produção cafeeira, motivado pela
retração do mercado externo. A queda da renda do setor cafeeiro foi sentida no
setor urbano-industrial, mais especificamente no setor têxtil, o segundo mais
importante da economia. Dessa forma tornou-se urgente a redefinição do papel
do Estado, indispensável para implantar um modelo econômico com o objetivo
de diversificar a estrutura econômica produtiva, àquela época ancorada na
atividade cafeeira. O processo se deu por meio de uma intensa
regulamentação dos serviços públicos. 
1.2 O primeiro governo de Getúlio Vargas
Conforme verificamos no período que antecede 1930, a economia do
País estava baseada no setor agro-exportador e na atividade fabril têxtil.
Entretanto o modelo econômico se esgotou ante a crise mundial advinda com a
quebra da bolsa de Nova York em 1929.
Diante desse cenário, o contexto se agravava ainda mais, pois o setor
elétrico estava concentrado nas mãos do capital estrangeiro, mais
precisamente das empresas Light do grupo canadense e AMFORP do grupo
americano, exibindo uma capacidade de geração na ordem de 780 MW de
capacidade instalada e produção de um GW, desempenhando papel
estratégico.
Por isso, tanto no terreno econômico quanto político, os nacionalistas
brasileiros se rebelaram contra o que consideravam uma injusta exploração do
País pelo capital estrangeiro oriundo das grandes nações industrializadas.
Tal contestação levou à formação de duas correntes de opinião: a
primeira, apoiada pelos comunistas e pelos trabalhistas defendia a
necessidade da exploração das riquezas com recursos próprios, e questionava
17
as relações entre o Estado nacional e os interesses externos, notadamente
daqueles que se achavam representados no País; a segunda defendia que tais
riquezas fossem exploradas por empresas estrangeiras com apoio dos partidos
liberais dos empresários.
Entretanto, com a Revolução de 1930 apoiada pelos tenentes, por 
políticos gaúchos, e pelos nacionalistas, defendia-se um Estado forte e
centralizador que modernizasse o País. Dessa forma, foi instalado o Governo
Provisório (1930-1934) e Getúlio Vargas foi seu líder máximo.
Lima apud Santos (2002, p. 9) afirma que no cenário mundial percebia-
se um abalo nas estruturas do liberalismo econômico, em conseqüência da
crise do capitalismo moderno e um novo modelo de intervenção do Estado
norte-americano através do plano New Deal, que foi o ponto de partida para a
difusão das tendências políco-ideológicas na Europa: o nazi-facismo e o
socialismo.
Durante o Governo Provisório, as reformas jurídicas e institucionais
foram caracterizadas de forma autoritária, centralizadora e nacionalista em 
consonância com as mudanças ocorridas no cenário político nacional e 
internacional. Quanto ao setor elétrico brasileiro, tornou-se alvo da intervenção
do Estado, tendo em vista a dominação estrangeira nas atividades de
aproveitamento dos recursos naturais e diante da fragilidade do poder
concedente desprovido de mecanismos jurídicos. Nessas condições, os
interesses das grandes companhias prevaleciam em qualquer instância.
Isso posto, as primeiras medidas no processo regulatório do setor
elétrico nos primeiros anos da década de 30 foram: a interrupção dos
SURFHVVRV� GH� DXWRUL]DomR� GH� QRYRV� DSURYHLWDPHQWRV� GH� FXUVRV� G¶iJXD�� D�
SURLELomR� GH� DTXLVLomR� GH� HPSUHVDV�� H� D� H[WLQomR� GD� ³FOiXVXOD-ouUR´��
mecanismo que era utilizado desde o primeiro contrato com a São Paulo Light
e que garantia às empresas o reajuste tarifário sistemático pela cotação do
ouro.
Dando prosseguimento às medidas de regulamentação do setor
elétrico, o Governo Provisório sentiu a necessidade de criar um estatuto
18
jurídico-institucional para o setor. Dessa forma, criou-se através do Decreto
19.684, de 10 de fevereiro de 1931, a Comissão Legislativa juntamente com
uma 10ª Subcomissão responsável pelo anteprojeto do Código de Águas. Cabe
salientar que o jurista e Prof. Alfredo Valladão foi o autor do primeiro projeto do
Código de Águas em 1907, a convite do governo da época, que remeteu o
referido projeto à Câmara dos Deputados, onde, após ligeiras modificações, foi
aprovado; porém, em uma segunda discussão, estacionou.
1.2.1 O Código de Águas
O Governo Provisório de cunho nacionalista tratou de impor mudanças
e criou vários órgãos estatais, aos quais cabiam controlar e regulamentar a
produção nacional. A base para a mudança foi a Carta Magna de 1934.
A partir da nova Constituição, em seu artigo 118, as riquezas
DFHVVyULDV� DR� VROR�� QHVVH� FRQWH[WR�� LVWR� p�� R� VXEVROR� H� TXHGDV� G¶iJXD�
passaram a constituir propriedade distinta do solo para efeito de exploração ou
aproveitamento industrial e seu aproveitamento passou a depender da
autorização federal, conforme artigo 119, e não mais dos Estados e Municípios,
como era até à época.
Pelo Decreto 24.643, de 10 de julho de 1934, Getúlio Vargas aprovou 
o Código de Águas, em estudo na 10ª Subcomissão desde 1931; assim, a 
União passou a assumir a jurisdição sobre as entidades que exploravam a
energia elétrica.
A inspiração nacionalista do Código de Águas era bem clara na
exposição de motivos apresentados pelo Jurista e Professor Alfredo Valladão, 
justificando o anteprojeto que organizou para o exame da 10ª Subcomissão do
referido código, onde relata: 
Sobre a regulamentação da indústria hidrelétrica em si própria,
dada a extraordinária relevância do assunto, devo justificar com
maior desenvolvimento, os dispositivos que a respeito
consagrei no projeto remodelado.
Não é demais justo que eu comece a síntese de quanto disse
sobre a matéria no meu trabalho ± ³'LUHLWR� GDV� ÈJXDV´�� H�
19
resumi nas exposições a que fiz referências no início desta
exposição.
Nos países de menor intervenção do Estado, a indústria em
causa, pelo menos, é explorada obedecendo-se rigorosamente
a planos técnicos por aquele determinados em suas leis e 
regulamentos.
Nos Estados Unidos, a exploração se faz debaixo do amplo
controle do Poder Público, por intermédio das Comissões de
Serviços de Utilidade Pública, estabelecida a socialização
potencial.
Certo, ainda, que cresce ali, conforme significou, na Segunda
Conferência Mundial de Energia, realizada em Berlim, em
1930, o próprio embaixador americano na Alemanha Frederic 
Sackett ± a opinião de que o Governo deve concorrer com a
exploração privada. (BRASIL, 1980, p.20)
Verificamos, portanto, uma certa influênciada legislação norte-
americana na configuração institucional do Código de Águas brasileiro.
Em decorrência, o Código mudou as relações do Estado com as
empresas do setor elétrico e estabeleceu princípios reguladores mais rígidos,
dentre os quais se destacam os seguintes artigos:
Art. 139 ± O aproveitamento industrial das queGDV� G¶iJXD� H�
outras fontes de energia hidráulica, quer do domínio público,
quer do domínio particular, far-se-á pelo regime de
autorizações e concessões instituído neste Código. 
§ 1º...
[...] 
Art. 147 ± $V� TXHGDV� G¶iJXD� H� RXWUDV� IRQWHV� GH� HQHUJLD�
hidráulica existentes em águas públicas de uso comum ou 
dominicais são incorporadas ao patrimônio da União, como 
propriedade inalienável e imprescritível. 
[...] 
Art. 180 ± Quanto às tarifas razoáveis, alínea b, do art. 178 o
Serviço de Águas fixará, trienalmente, as mesmas:
I ± sob a forma do serviço pelo custo, levando-se em conta:
a) todas as despesas de operações, impostos e taxas de
qualquer natureza, lançadas sobre a empresa, excluídas as
taxas de benefícios;
b) as reservas para a depreciação;
c) a remuneração do capital da empresa;
II ± tendo consideração, no avaliar a propriedade, o custo
histórico, isto é, o capital efetivamente gasto menos a
depreciação;
III - ... 
[...] 
Art. 195 ± As autorizações ou concessões serão conferidas
exclusivamente a brasileiros ou empresas organizadas no
Brasil.
20
§ 1º - As empresas a que se refere este artigo deverão
constituir suas administrações com maioria de diretores
brasileiros, residentes no Brasil, ou delegar poderes de 
gerência exclusivamente a brasileiros.
§ 2º - .... (Ibid, p.100-116)
Conforme se verifica, o Código limitava privilégios das empresas
estrangeiras, não só no que diz respeito ao estabelecimento de tarifas, mas
quanto à remuneração do capital investido e às concessões. Dessa forma, a
partir de 1930, ocorreu uma desaceleração na aplicação do capital estrangeiro
no setor.
A mudança da relação da União com as empresas de energia elétrica
gerou resistências entre as principais empresas. A Light, maior companhia do
setor elétrico, centrou suas críticas na questão tarifária e na remuneração do
capital pelo custo histórico: a empresa passou a defender que a remuneração
fosse pelo custo de produção ou reposição. 
A inspiração nacionalista do Código provocou incertezas regulatórias,
desencorajando investimentos dos grandes grupos estrangeiros instalados no
País. Além do desestímulo por parte dos empresários, a situação se agravou
com as restrições às importações de máquinas e equipamentos durante a 
Segunda Guerra Mundial, o que reduziu o ritmo de expansão do setor, em
descompasso com o crescimento da demanda. 
No pós-Guerra, a crescente urbanização e industrialização aliada à
estagnação nos investimentos gerou uma crise energética que causou uma
política de racionamento prejudicial em toda a economia nacional.
O Código de Águas, apesar de ter sido alterado ao longo das décadas, 
continuou sendo o arcabouço legal que regeu a evolução do setor elétrico
brasileiro até o período atual. 
1.2.2 A queda do Governo Vargas
Com o fim do governo de Getúlio Vargas, iniciou-se uma nova fase na
história do país, conhecido como o período de redemocratização.
21
Com a nova Carta Constitucional de 1946, duas correntes mantiveram-
se em oposição: a desenvolvimentista, que defendia a intervenção do Estado
na economia, nos setores de infra-estrutura e em atividades nas quais se
acreditava que o capital privado não se dispusesse a atuar; e a corrente do
liberalismo econômico, contrária ao incentivo do Estado à indústria nacional, e 
favorável à entrada de capitais estrangeiros.
Com relação ao setor de energia elétrica, os liberais criticavam o 
Código de Águas e a rigidez do regime de tarifas fixado na legislação
reguladora, atribuindo-lhes a responsabilidade pelo quadro de estagnação dos
investimentos das concessionárias estrangeiras. Os desenvolvimentistas
defendiam a manutenção do Código de Águas e a intervenção do Estado no
setor, por meio de construção de grandes usinas hidrelétricas e a encampação
de concessionárias estrangeiras que monopolizavam a prestação dos serviços.
Nesse cenário várias companhias de energia elétrica foram criadas: a
CHESF ± Companhia Hidrelétrica do São Francisco (1945), aproveitando a
Cachoeira de Paulo Afonso, no Rio São Francisco; a CEMAT ± Centrais
Elétricas do Mato Grosso S/A (1959); a COELBA ± Companhia de Eletricidade
da Bahia (1960); a CEAL ± Companhia de Eletricidade de Alagoas (1960); a
CELUSA ± Centrais Elétricas de Urubupungá S/A e a BELSA ± Bandeirantes
de Eletricidade S/A (1961), em São Paulo; a COSERN ± Companhia de
Serviços Elétricos do Rio Grande do Norte e a ENERGIPE ± Empresa
Distribuidora do Sergipe (1961); a CEPISA ± Centrais Elétricas do Piauí S/A 
(1962) e a CELF ± Centrais Elétricas Fluminenses S/A (1963). (MOTOKI, 2003,
p. 43). 
Por meio da Lei n° 2. 308, de 31 de agosto de 1954, criou-se o Fundo
Federal de Eletrificação ± FEF, que era mantido com recursos do Imposto
Único de Energia Elétrica ± IUEE, sendo o FEF administrado pelo Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES para financiar
obras planejadas pelo Governo Federal.
22
1.3 O governo de Juscelino Kubistschek
Durante governo de Juscelino Kubistschek (1956-1961), estabeleceu-
se uma política desenvolvimentista baseada num plano de metas em que o
recurso externo representava papel fundamental. Pretendia-se, assim, suprir os 
pontos de estrangulamento da economia, especialmente em sua infra-
HVWUXWXUD��3DUD�D�H[HFXomR�GR� µ¶3ODQR�GH�0HWDV� ± ���DQRV�HP��¶¶� - Juscelino 
Kubistschek usou fontes externas de financiamento por meio de indústrias
estrangeiras instaladas no país, como a Siemens, a Brown Boveri e a Coemsa, 
que passaram a produzir materiais, componentes e equipamentos de pequeno, 
médio e grande porte para as instalações elétricas, incluindo grandes
transformadores e geradores para as usinas geradoras e subestações dos
sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.
A participação da iniciativa privada, já reduzida, levou autoprodutoras
de energia elétrica, como CSN, PETROBRÁS, Cia Nacional de Alcalis, Belgo
Mineira, Docas de Santos, Votorantim, Indústrias Matarazzo e Klabin, a
atenderem com recursos próprios a operação e a ampliação de seus parques
geradores.
No governo de Juscelino, o Grupo de Trabalho de Energia Elétrica ±
GTENE, responsável pela revisão da legislação do setor elétrico, elaborou
projeto de lei para tratar do regime econômico e financeiro das empresas de
energia elétrica, que foi enviado ao Congresso Nacional, transformando-se no
projeto de lei n° 1.898, de 28 de setembro de 1956. A principal proposta era de
correção monetária dos investimentos, para efeito de determinação da base de
cálculo da remuneração do capital e para fins de determinação da tarifa de
energia elétrica, que, entretanto, não foi aceita pelo Congresso Nacional devido
à oposição nacionalista.
1.4 O setor elétrico e o Governo Militar
Já no primeiro ano, o regime instalado pelo golpe militar de 1964 trouxe
novidades para o setor da energia elétrica. Elas vieram na forma de três
23
decretos assinados em novembro do mesmo ano, pelo Presidente Castello
Branco. Entre outras providências, autorizava as empresas concessionárias a 
fazerem a correção monetária de seus ativos imobilizados e reservas para a 
depreciação e amortização, o que mudava o cálculo do investimento a ser
remunerado e, portanto, o processo de fixação da tarifa. A conseqüência 
imediata foi um forte aumento tarifário: em 1965 a tarifa subiu 40% em valores
reais em relação à média do ano precedente. 
O ativo corrigido e a remuneração de no mínimo 10% sobre esseimobilizado contribuíram para a geração de caixa das empresas. Essa reforma
tarifária implantou totalmente a filosofia e o espírito do projeto de lei n° 1.898,
que fora elaborado pelo GTNE, no governo de Juscelino Kubistschek. Com o
novo governo, iniciou-se a nacionalização do setor elétrico.
Conforme o Centro de Memória da Eletricidade no Brasil (2001, p.
119), apud Motoki, temos:
A nacionalização do setor de energia elétrica foi acelerada com
a aquisição, pelo governo federal, dos ativos das empresas do
Grupo Amforp, sancionada pela Lei n° 4 .428, de outubro de
1964, e efetivada no mês seguinte por tratado firmado em
Washington, Estados Unidos. A Companhia Auxiliar de
Empresas Elétricas Brasileiras (Caeeb) empresa de serviços
atuante na centralização e na supervisão das operações
administrativas, de engenharia, jurídica e contábeis das
concessionárias da Amforp, passou a integrar o sistema
Eletrobrás, ficando com o encargo de gerir as concessionárias
filiadas até 1968, quando as antigas empresas foram
incorporadas em sua maioria, às concessionárias públicas
estaduais.
A exceção ocorreu no Espírito Santo, onde a ELETROBRÁS continuou
a ter subsidiária estadual com a fusão, em 1968, entre a então Companhia
Central Brasileira de Força Elétrica ± CCBFE, que pertencera ao grupo Amforp, 
e a antiga empresa estadual, ESCELSA, que atuava na geração, transmissão e
venda, em grosso, de energia elétrica. A opção pela continuidade da
ELETROBRÁS (empresa federal) no Estado, através de uma subsidiária, a
nova ESCELSA, fruto da fusão da CCBFE com a ESCELSA, constituída em 1º
de julho de 1968, e não pelo governo estadual, deveu-se ao fato de que se
24
previam grandes cargas de indústrias a serem instaladas no Estado do Espírito
Santo, as quais demandariam vultosos investimentos. Diante disso, o governo
local concordou com a continuidade da empresa federal. 
Em 23 de dezembro de 1968, constituiu-se a ELETROSUL ± Centrais
Elétricas do Sul do Brasil S/A, e a última grande concessionária federal foi a
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A, em 20 de junho de
1973.
Cumpre observar que, em 20 de maio de 1971, foi promulgada a Lei n°
5.655, a qual alterou a remuneração legal do investimento de 10% para 12%
para as empresas do setor elétrico, reduziu o imposto de renda de 17% para
6%, constituiu a Reserva Global de Reversão ± RGR, com modificação da
quota de reversão, instituída pelo Decreto 41.019, cuja taxa de 3% incidia
sobre os investimentos das empresas em produção, transmissão,
transformação ou distribuição de energia elétrica, e a sua destinação passou
para a ELETROBRÁS. A RGR e o EC tornaram-se as principais fontes de
recursos não tarifários. A parcela excedente à remuneração legal aprovada era
registrada na Conta dos Resultados a Compensar (CRC). Assim, uma empresa
com R<10%, seria creditada em (10%-R) I, sendo I o valor do seu ativo
imobilizado e R sua remuneração. Com R superior a 12%, a empresa deveria
depositar (R-12%) I em conta vinculada, no Banco do Brasil, movimentada a
critério do Departamento Nacional de Energia Elétrica - DNAEE.
Com o objetivo de conter a inflação, as tarifas de energia elétrica
passaram a ser comprimidas, conforme relata Nova apud Motoki (2002,p.36):
Por alguns anos, as tarifas de energia elétrica apresentaram
tendência ainda crescente, em valores reais, embora com
algumas oscilações; em 1972, a tarifa média era 75% mais alta
do que havia sido em 1964. Além disso, a Light não demorou a
se beneficiar, no seu faturamento, de um enorme aumento de
consumo na sua área de concessão, como reflexo de alguns
DQRV� GH� SURVSHULGDGH� GD� HFRQRPLD�� R� FKDPDGR� µ¶PLODJUH�
EUDVLOHLUR¶¶� É claro que, para atender essa demanda crescente,
a empresa iria depender, cada vez mais, da energia adquirida
das geradoras estatais.
25
Esse quadro foi, porém, se revertendo a partir de 1973, quando
as tarifas passaram a ser comprimidas, dentro de uma
estratégia do Governo Federal para refrear a inflação, que
estava recomeçando a crescer. Como agravante, o primeiro
choque do petróleo, ocorrido em outubro daquele ano, veio
trazer impactos bastante desfavoráveis para a economia
brasileira.
Dentro de um programa de aquisição de empresas estrangeiras, o
Grupo Light, concessionária em cidades dos Estados do Rio de Janeiro e São
Paulo, especialmente das áreas metropolitanas das capitais desses estados,
sob controle da empresa canadense Brazilian Traction Light and Power
Company, depois Brascan Limited, passou, em janeiro de 1979, para o controle
da ELETROBRÁS. Em março de 1981, o governo do Estado de São Paulo,
através da ELETROPAULO, assumiu os serviços prestados pela Light São
Paulo.
O Decreto-Lei n° 1.383, 26 de dezembro de 1974, estabeleceu que um
dos aspectos a ser considerado para a garantia do equilíbrio econômico e
financiamento das concessões era a progressiva equalização tarifária em todo
o território nacional, ou seja, adotar-se-ia uma mesma tarifa de energia elétrica,
para uma mesma classe de consumo, qualquer que fosse o local. Estabeleceu, 
ainda, que regiões beneficiadas com energia hidráulica subsidiassem as que
possuíam fontes energéticas, oneradas pelo uso de combustíveis fósseis
(carvão ou óleo). Para tanto, foi criada a Reserva Global de Garantia ± RGG, 
cujo objetivo era transferir recursos das concessionárias superavitárias para as
deficitárias, de forma que a remuneração fosse a legal. Estabeleceu, também, 
que a remuneração legal do investimento dos concessionários integrados nos
planos de aplicação dos recursos da Reserva Global de Garantia seria de até
10% ao ano. 
No início dos anos 80, com tarifas defasadas devido ao efeito
inflacionário, aliadas à ineficiência do Estado empresário, que não tinha
nenhum estímulo para a melhoria da eficiência, em face da garantia de
remuneração legal, o setor não gerava caixa suficiente para a expansão da
oferta de energia elétrica, especialmente após a moratória mexicana de 1982
26
(moratória parcial da dívida externa do México, reflexo da alta dos juros que se
seguiram ao segundo choque do petróleo, no período de 1979-1982) com a
retração dos principais financiadores, BID - Banco Interamericano de
Desenvolvimento e BIRD ± Banco Internacional para a Reconstrução e o
Desenvolvimento.
Lima (1995, p.123-124), apud Motoki (2002, p. 47), ao comentar a
contenção tarifária, escreveu:
No início de 1975, o Conselho Deliberativo Econômico ± CDE
decidiu limitar os reajustes de tarifas e preços públicos ao
máximo de 20 %, limite que se aplicaria também a 1976, de
acordo com Lessa. Contudo, após reajuste nominal de 16,6 %
da tarifa média de eletricidade, ocorrido em fevereiro de 1975,
os limites criados pelo CDE foram superados nesse ano, 
registrando-se elevação de 37 % em termos nominais. Já em 
1976, procedeu-se ao ajuste tarifário logo em janeiro (da ordem
de 18 %) e, a partir de então, a tarifa média permaneceu no
mesmo patamar ao longo de todo o ano, justamente quando a 
inflação tendia a se acelerar.
A queda constante dos patamares tarifários não afetava
apenas a capacidade de geração interna de recursos das
concessionárias, mas repercutia também sobre a receita do
IUEE e do EC, uma vez que a tarifa fiscal, base de incidência
de tais alíquotas, sofria semelhante processo de deterioração
[...]. 
As determinações da política econômica a partir de 1975
provocaram a redução, em termos reais, de 27 % da tarifa
média e de 17 % da tarifa entre 1975 e 1980, [...]. 
Em 17 de maio de 1988, através do Decreto-Lei nº 2.432, foi instituída
a Reserva Nacional de Compensação de Remuneração ± RENCOR, com a
finalidade de compensar as insuficiências de remuneração do investimento das
concessionárias de serviços públicos de energia elétrica.
Como os recursos arrecadados doImposto Único de Energia Elétrica - 
IUEE e Empréstimo Compulsório - EC não estavam sendo aplicados somente
para fins de expansão do sistema elétrico, eles foram extintos e substituídos
pelo Imposto de Circulação de Mercadorias e Serviços ± ICMS, na Constituição
Federal de 1988. Esse imposto passou a incidir sobre as faturas de energia
elétrica, com alíquotas variando de estado para estado, com algumas faixas de
isenção ou alíquotas menores para baixos consumos de determinadas classes, 
27
como rural e residencial; para as demais classes ou consumos maiores, as 
alíquotas chegavam, em alguns estados a mais de 30% (o cálculo é por dentro
e significa, na prática, que uma alíquota de 30% representa, na verdade,
42,85%), beneficiando, unicamente, os estados e os municípios (estes, por
meio dos fundos de participação dos municípios), já que os governadores não
se comprometiam em usar os recursos em investimentos no setor elétrico. Tais 
medidas provocaram drástica redução no setor de geração.
Vários foram os alertas lançados clamando por providências para se
evitar ocorrências drásticas no setor. Um exemplo claro, conforme Santos apud
0RWRNL��������S�������IRL�R�³$OHUWD�j�1DomR´��GD�$%&(��SXEOLFDGR�QRV�SULQFLSDLV�
jornais do País no ano de 1988, que dizia:
A Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica
± ABCE, vem alertando, há anos, às autoridades de nosso País
sobre a necessidade de se adotar uma nova estrutura para o
setor buscando formas criativas de capitalização e
financiamento, além de maior participação da sociedade, dos
consumidores e da livre iniciativa; condições essenciais para se 
afastar, rapidamente o período de escassez iminente.
Apesar de todo o investimento feito nas últimas décadas no
setor elétrico, tais como as obras de Itaipu, Tucuruí e outras 
deveremos ter, já no início dos anos 90, períodos de baixa
confiabilidade no sistema elétrico, ou seja, racionamento. A 
dívida externa do setor, hoje, é de 28 bilhões de dólares [...]. 
As autoridades federais da área econômica têm sido
insistentemente alertadas para este estado de coisas, sem que
providências cabíveis tenham sido tomadas.Vai faltar energia. 
O alerta já foi dado e a responsabilidade deve ser assumida.
A Constituição Federal de 1988 previu, em seu artigo 175, a
obrigatoriedade de se fazer a outorga de qualquer tipo de concessão ou
permissão, através de licitação, para a prestação de serviços públicos. Esse
dispositivo constitucional foi o sinal de que o Estado poderia deixar de ser o 
Estado operador de concessões, o Estado empresário, concedendo ou
permitindo à iniciativa privada explorar o serviço público.
28
1.5 O processo de privatização do setor elétrico
O processo de privatização que atingiu o setor elétrico brasileiro tem
reflexos da tendência mundial iniciada na década de 1980. O primeiros países
a privatizarem esse setor foram a Inglaterra, sob o governo conservador de 
Margaret Thatcher e o Chile, sob o governo de Augusto Pinochet. 
O Brasil na implementação do modelo de privatização do setor elétrico
procurou assemelhar-se em bases conceituais, ao Programa de Privatização e 
Reestruturação do Setor Elétrico Britânico.
O modelo do setor elétrico brasileiro, até meados da década de 1990, 
baseava-se em um modelo instituído na década de 40, caracterizado por ser
essencialmente estatal, regulado e verticalizado.
A centralização do modelo caracterizava-se pela propriedade dos
ativos de geração e transmissão de energia pelo Governo Federal com
preponderância das empresas do Grupo ELETROBRÁS, e os ativos de
distribuição eram de propriedade de empresas estaduais cujos acionistas
majoritários eram os Governos Estaduais. Ainda nesse caso, em determinadas
regiões geográficas - governos dos estados mais ricos das regiões Sul e 
Sudeste - as empresas estaduais atuavam ao mesmo tempo como geradoras,
transmissoras além de distribuidoras. Essa atitude dos governos estaduais
pode ser entendida como uma forma de resistência ao modelo centralizado,
diante da necessidade de implementar programas agressivos de investimento
para atender a expansão da base industrial e o crescimento mais acelerado
das suas economias. Desse modo, CESP, CEMIG, COPEL e CEE, formaram
empresas de geração e transmissão de importante relevância no setor elétrico.
Esse modelo, além de se configurar como propício a distorções e
subjetividades, limitava a realização de novos investimentos em ativos de nova
geração, resultante da demanda de energia elétrica.
O modelo centralizado começou a mostrar sinais de fraqueza
econômica e financeira. Além disso, as empresas de energia elétrica eram 
administradas por engenheiros e não por administradores, portanto o enfoque
administrativo era operacional e não financeiro o que não impunha restrições a
29
financiamentos, até porque o modelo vigente estava baseado em um retorno
anual confortável sobre o ativo de 10%, o que era garantido pela inclusão na
tarifa cobrada do consumidor, e tal fato não incentivava a eficiência. Essa pode
ter sido a razão do modelo privilegiar investimentos em usinas de maior porte
em detrimento das menores, resultando em projetos enormes e demandando
grandes dispêndios com ativos fixos e períodos de longa maturação. Esses
fatores impediram o término da construção de muitas usinas, e
conseqüentemente, trouxeram a paralisação de investimentos em unidades
geradoras de energia elétrica em montante equivalente a US$ 10 bilhões e os
ativos ociosos representavam 10 GW de capacidade adicional. (PIRES &
PICCINI, 1998, apud FERREIRA, sd., p. 190). 
Dessa forma, começou a busca por um novo modelo para o setor 
elétrico. A primeira medida nesse sentido foi a aprovação da Lei 8.631/93, que
eliminou o nivelamento geográfico das tarifas e retorno mínimo anual de 10%
sobre o ativo, fixando uma nova fórmula de tarifas baseadas na estrutura de
custos.
Também foram definidos dois conjuntos de tarifas de energia elétrica:
a) tarifa de suprimento: índice de atacado cobrado por uma geradora
de energia elétrica na venda para as empresas distribuidoras;
b) tarifa de fornecimento: índice cobrado pelas empresas de
distribuição ao consumidor final, diferenciado para cada setor da economia. 
Entretanto, inicialmente a lei não foi eficiente na recuperação do valor
real das tarifas do setor elétrico, diante da decisão política de reajustá-las em
níveis inferiores aos índices de inflação com o objetivo de beneficiar a
população. A recuperação do valor real das tarifas somente aconteceu no início
da adoção do Plano Real, em julho de 1994. (FERREIRA, sd, p. 195).
Diante da necessidade de regulamentar a aplicação do art. 157 da
Constituição Federal de 1988, em seu parágrafo único, que exigia que as
concessões fossem distribuídas por meio de licitações, promulgou-se a Lei
8.987, de 13 de fevereiro de 1995, denominada a Lei Geral das Concessões.
Com a respectiva Lei os direitos e obrigações das concessionárias foram 
30
estabelecidos, e a necessidade de um sistema tarifário e regulador, que
garantisse o equilíbrio econômico e financeiro da concessão, foi reconhecida.
Em complemento a Lei 8.987/95, em 07 de julho de 1995, foi aprovada
a Lei 9.074, que estabeleceu vários princípios para a renovação das
concessões no setor elétrico, permitindo que as concessões antigas pudessem
ser renovadas ± isso possibilitou a retomada de obras paralisadas ± ou novas
concessões após o desmembramento das atividades de geração, transmissão
e distribuição. Com relação à base tarifária, deveria ser estruturada de acordo
com os custos de cada segmento do mercado de energia elétrica.
Outro fato importante foi a instituição do Programa Nacional de
Desestatização (PND) através da Lei 8.031, de 12 de abril de 1990,que criou o
Fundo Nacional de Desestatização (FND) ficando o Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) designado como gestor do
Fundo e depositário das ações das empresas a desestatizar. Na qualidade de
gestor do Fundo, o BNDES passou a gerenciar, acompanhar e realizar a venda
das empresas incluídas no PND. Entretanto, no tocante ao setor elétrico, as
desestatizações somente tiveram início em 1995.
A Lei 9.074/95 criou a figura jurídica do produtor independente de 
energia elétrica (IPP), estabelecendo a possibilidade de os consumidores livres
terem direito à contratação de energia, inicialmente, de um IPP, e após cinco
anos, de qualquer concessionária ou IPP.
As Leis 8.987/95 e 9.074/95 foram o marco legal do novo setor elétrico,
assentando as bases para a criação de um mercado competitivo de energia
elétrica.
A Eletrobrás, no início de 1996, contratou a firma de consultoria
Coopers & Lybrand, para juntamente com técnicos brasileiros projetar um novo
modelo para o setor elétrico no Brasil. 
Em seu relatório a Coopers & Lybrand apresentou em 1997 as 
seguintes principais recomendações: 
a) a criação de um mercado atacadista de eletricidade - MAE;
31
b) o estabelecimento de contratos iniciais para criar uma fase de
transição para o mercado de energia elétrica competitivo;
c) o desmembramento dos ativos de transmissão e a criação de um
Operador Independente do Sistema (OIS) para administrar o sistema
interligado; e 
d) a organização das atividades financeiras e de planejamento neste
novo cenário.
A função do MAE, na forma como proposta pela Coopers & Lybrand,
era substituir o antigo sistema regulatório na fixação das tarifas e dos termos
dos contratos de energia existentes, passando a ser o foro para a fixação de
um preço de referência para a venda de energia por meio de contratos
bilaterais entre geradoras e distribuidoras, ou relacionadas a um IPP e seus
consumidores livres.
Já o OIS foi projetado para manter os benefícios técnicos do sistema
centralizado de despacho, permitindo ao mesmo tempo a descentralização da 
propriedade de ativos que controlava todos os fluxos de energia negociados
tanto no mercado bilateral como no mercado à vista, de maneira a otimizar a
produção dos ativos de geração das hidrelétricas e das termelétricas.
A Coopers & Lybrand em seu estudo recomendou que o OIS fosse
estruturado como um órgão independente, sem fins lucrativos, atuando com
neutralidade sob a supervisão do órgão regulamentador, sendo o seu controle
acionário englobado por cinco grupos de acionistas: as geradoras, as 
empresas de transmissão, as empresas de distribuição, os consumidores livres
e o setor público.
Somente em 1995 é que as desestatizações se iniciaram, porém a
condição prévia para que se implementasse o modelo foi a desverticalização
da cadeia produtiva, separando as atividades de geração, transmissão,
distribuição e comercialização de energia elétrica, caracterizando-as como
áreas de negócios independentes. Os setores de geração e o de
comercialização foram progressivamente desregulados, entretanto a
32
transmissão e a distribuição continuaram sendo tratadas como serviços
públicos regulados.
O início do processo de desestatização decorreu da implementação
das políticas regulatórias mencionadas, muitas delas foram propostas pela
consultoria Coopers & Lybrand.
A definição completa do desenho institucional do novo modelo do setor
elétrico, com base nas premissas de liberdade de mercado, promoção de
competitividade e prestação de serviço adequado, ocorreu com o advento da
Lei 9.648, de 17 de maio de 1998.
O marco inicial de importância no processo de privatização foi o leilão
de venda da empresa Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. (ESCELSA),
realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, quatro dias após a aprovação
da Lei 9.074/95. 
Como resultado da privatização do setor elétrico, até setembro de 1998
foram vendidas 16 empresas de distribuição, bem como duas usinas
hidrelétricas, as de Cachoeira Dourada e Gerasul, anteriormente de
propriedade das Centrais Elétricas de Goiás (CELG). A receita total obtida foi
de US$ 20,7 bilhões, dos quais US$ 3,8 bilhões foram para o governo federal e 
o restante de US$ 16,9 bilhões para os governos estaduais. (FERREIRA, sd, 
p.209).
A tabela 1 resume os resultados dos leilões de privatização no setor no
período compreendido entre 1995 a 1999.
33
Tabela 01 ± Processo de privatização do Setor Elétrico Brasileiro (1995-1998)
Empresa Data da Venda Principais Acionistas Participação no
 Mercado
Nacional (%)
I. Distribuição Sul-Suldeste-Centro-Oeste
1. Escelsa/ES 12.07.95 Iven (Brasil)
 2,2
 GTD (Brasil)
2. Light/RJ 21.05.96 EDF (França) 9,0 
 AES (EUA)
 Houston (EUA)
3. Cerj 20.11.96 Endesa (Chile) 2,4
 Chilectra (Chile)
 Endesa (Espanha)
 EDP (Portugal)
4. RGE/RS 21.10.97 VBC (Brasil) 1,9 
 CEA (EUA)
 
5. AES SUL/RS 21.10.97 AES (EUA) 2.4 
6. CPF/SP 01.11.97 VBC (Brasil) 7,1 
 Bonaire (Brasil)
7. Enersul/MS 19.11.97 Iven (Brasil)
 1,0
 GTD (Brasil)
8. Cemat/MT 27.11.97 Grupo Rede/Inepar (Brasil) 0,95
9. Metropolitana/SP 15.04.98 EDF (França) 13,7
 AES (EUA)
 Houston (EUA)
10. Elektro/SP 16.07.98 Enron (EUA) 4,1 
11. Bandeirante 17.09.98 VBC (Brasil) 9,2 
 Bonire (Brasil)
 EDP (Portugal)
II. Distribuição Norte-Nordeste
12. Coelba/BH 01.07.96 Iberdrola (Espanha) 3,3 
 Previ (Brasil)
13. Energipe/SE 01.12.97 Cataguases (Brasil) 0,6 
 CMS (EUA)
14. Cosern/RN 01.12.97 Iberdrola (Espanha) 0,9 
 Previ (Brasil)
15. Coelce/CE 02.04.98 Endesa (Chile) 1,9 
 Chilectra (Chile)
 Endesa (Espanha)
 EDP (Portugal)
16. Celpa/PA 01.07.98 Grupo Rede/Inepar (Brasil) 1,2 
17. Celpe/PE 17.02.2000 Iberdrola (Espanha) 2,4 
 Previ (Brasil)
III. Geração
18. Cachoeira Dourada/GO 05.09.96 Endesa (Chile) 0,03
19. Gerasul/SC 15.09.98 Tractebel (Bélgica) 6,8 
20. Paranapanema/SP 28.07.99 Duke-Energy (EUA) 4,9 
21. Tietê/SP 27.10.99 AES (EUA) 5,6 
Fonte: Pires, Jose Cláudio Linhares. Desafios da Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, 2000.
(
) Participação: distribuidoras, por energia vendida e; geradoras, por geração bruta. 
34
(
) A EDP (Portugal) adquiriu 73% do Grupo Iven em 25.08.99. 
Conforme evidenciado na tabela 1, o processo de privatização atraiu a
participação do capital estrangeiro (AES, Houston, Enron e CMS dos Estados
Unidos; Eletricité de France, EDP, Iderdrola, Endesa-Spain e Tractebel da
Europa; Chilectra e Endesa da América Latina). As participações do capital
nacional foram da VCB Energy, Grupos Rede/Inepar, Cataguazes-Leopoldina e
a importante atuação dos fundos de pensão, mais especificamente a Caixa de 
Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil (PREVI) em alguns
consórcios.
No caso da Companhia Energética de São Paulo S.A (CESP), para a
venda dos seus ativos, houve a cisão entre três empresas de geração: a
Paranapanema e a Tietê que foram vendidas, respectivamente, em julho de
1999 e outubro do mesmo ano. No entanto, a venda da CESP Paraná, 
detentora de 16,4% do mercado nacional de geração continua um impasse. 
Da mesma forma, o Governo Federal vem encontrando dificuldades
para dar prosseguimento ao processo de privatização, motivadas pelo
equacionamento dos passivos trabalhistas no caso de Furnas, pela definição
sobre a regulação das águas, no caso da CHESF e pela forma de viabilização
econômico-financeira dos sistemas isolados, no caso da ELETRONORTE.
1.6 A Agência Nacional de Energia Elétrica± ANEEL
O Projeto de Lei nº 1.669/96, objetivando a criação da Agência
Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, foi apresentado pelo Executivo Federal 
ao Congresso Nacional em 21 de março de 1996. O Projeto de Lei, além de
propor a criação da ANEEL, previa também a instituição do Conselho do
Serviço Público de Energia Elétrica, formado por sete membros nomeados pelo
Presidente da República e que teriam como função acompanhar o 
desempenho dos serviços públicos da área de energia, complementando, em
nível de recurso, os dissídios não solucionados pela ANEEL.
35
Em 26 de dezembro de 1996, o Presidente da República sancionou a
Lei 9.427 que instituiu a ANEEL e disciplinou o regime das concessões de
serviços públicos de energia elétrica. A versão final da lei sancionada baseou-
se no Substitutivo à proposta do Executivo em que eliminou o Conselho do
Serviço Público de Energia Elétrica, consolidando a centralização de poderes
junto aos 5 diretores da ANEEL.
A ANEEL foi criada como autarquia em regime especial, vinculada ao
Ministério de Minas e Energia (MME), sucedendo o Departamento Nacional de
Águas e Energia Elétrica (DNAEE) que era encarregado da função reguladora
do sistema, desde sua criação em 1968 até sua extinção em 1997, após a
publicação do regimento interno da agência.
O Decreto nº 2.335, de 06 de outubro de 1997, regulamentou a ANEEL, 
aprovou sua estrutura e seu quadro de cargos e funções.
A ANEEL tem como atribuições:
a) regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a distribuição e a
comercialização da energia elétrica, atendendo reclamações de agentes e
consumidores com equilíbrio entre as partes e em benefício da sociedade;
b) mediar os conflitos de interesse entre os agentes do setor elétrico
e/ou entre os consumidores;
c) conceder, permitir e autorizar instalações e serviços de operadores
e assegurar a universalização dos serviços.
$�$1((/�WHP�DLQGD�FRPR�PLVVmR��³3URSRUFLRQDU�FRQGLo}HV�IDYRUiYHLV�
para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os
DJHQWHV�HP�EHQHItFLR�GD�VRFLHGDGH´���$1((/).
Dentre suas atribuições e competências, a ANEEL reordenou o setor
elétrico em áreas de negócios em: geração, transmissão, distribuição e
comercialização e a figura do Consumidor Livre, conforme exposição a seguir
(ABRACE, 1999):
Geração - é a atividade exercida mediante concessão ou autorização,
sendo a energia produzida destinada:
36
a) ao atendimento do serviço público de distribuição; 
b) à comercialização livre, contratada com consumidores livres ou com
concessionários, permissionários e autorizados;
c) ao consumo exclusivo em instalações industriais ou comerciais do
gerador, admitida a comercialização eventual e temporária dos excedentes,
mediante autorização da ANEEL.
Dessa forma, a atividade de geração está dividida em três modalidades
de exploração, cada qual com seu regime próprio: serviço público, produção
independente e autoprodução.
Transmissão - transporte nas tensões mais altas. Constitui serviço
público típico e configura o chamado monopólio natural, por isso essa atividade
não impõe competição, e submete-se fortemente à regulação.
A definição para transmissão e distribuição está baseada no nível de
tensão conforme definido na Resolução ANEEL nº 245, de 31 de julho de 1998,
definindo como integrantes da Rede Básica as linhas e instalações de
transmissão componentes de concessões de serviços públicos, em tensões de
230 Kv ou superiores. Dessa forma, para fins de formulação e regulamentação
tarifárias, todos os ativos com 230 Kv ou superiores devem ser classificados
como de transmissão, ao passo que os inferiores são tratados como ativos de
distribuição.
De outra parte, o Decreto nº 2.655/98, definiu que a ANEEL, além de
estabelecer as condições gerais do acesso aos sistemas de transmissão e de
distribuição, compreendendo o uso e a conexão, regularia as tarifas
correspondentes, com o objetivo de:
a) assegurar tratamento não discriminatório entre todos os usuários;
b) assegurar cobertura de custos compatíveis com custos-padrão; 
c) estimular novos investimentos na expansão dos sistemas;
d) minimizar os custos de ampliação ou utilização dos sistemas
elétricos.
37
Distribuição ± transporte de energia com o específico objetivo de 
atendimento a consumidores finais.
Na atividade de distribuição e comercialização/varejo já atuavam várias
empresas, porém foi adotada a separação das atividades de distribuição e de
comercialização de energia, até então consideradas como intrinsecamente
dependentes. Os agentes estão também expostos à competição, uma vez que
a possibilidade de livre negociação na compra e venda de energia elétrica entre
concessionários, permissionários e autorizados, em complemento aos volumes
de suprimento estabelecidos para os contratos iniciais, podem atuar no MAE
negociando livremente blocos de energia.
Outro ponto importante é a separação contábil que deve existir em uma
mesma empresa que atue na distribuição e comercialização de energia. Essa
medida visa a distinguir claramente os encargos pelo uso das redes de
distribuição.
Comercialização - comercialização/venda no varejo tem a função de
medir o consumo e de faturar os consumidores finais.
A definição do comercializador como agente setorial deu-se através do
art. 26 da Lei 9.427/96, com a redação posterior da Lei 9.648/98. Foi 
regulamentada pelo Decreto 2.655/98 e pela Resolução ANEEL 265/98.
O agente comercializador não gera, não transporta nem distribui
energia. Atua como intermediador, dependendo de autorização da ANEEL, que
pode ser requerida mediante prova de identidade jurídica, regularidade fiscal e
idoneidade econômico-financeira. 
A comercialização de energia elétrica, no âmbito do mercado de livre
negociação, pode ser exercida por produtores independentes, concessionários,
permissionários de serviços públicos de distribuição e concessionários de
geração, bem como por detentores de autorização para importá-la e exportá-la.
Os agentes de transmissão, não poderão comercializar energia elétrica, tendo
em vista seu caráter de neutralidade.
38
Entende-se que se deve estimular a competição no segmento de
comercialização, não se limitar apenas ao que tange à geração e distribuição
de energia.
Consumidor Livre - as Leis 9.074/95 e 9.648/98 complementadas pela
Resolução ANEEL nº 264/98, estabeleceram a eliminação da exclusividade de
fornecimento no âmbito dos consumidores de grande porte, instaurando, para
esse perfil de consumidores, a competição, segundo cronograma e regras
constantes da referida Resolução da ANEEL.
Em um primeiro momento, as concessões são feitas sem exclusividade
de fornecimento de energia elétrica a consumidores com carga igual ou maior
que 10.000 Kw, atendidos em tensão igual ou superior a 69 Kv, que podem
optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com um produtor
independente.
Decorridos três anos da regulamentação, os consumidores poderão
estender sua opção de compra a qualquer concessionário, permissionário ou
autorizado do sistema interligado.
Após cinco anos da regulamentação, os consumidores com carga igual 
ou superior a 3.000 Kw, atendidos em tensão igual ou superior a 69 Kv, 
poderão optar pela compra de energia elétrica a qualquer concessionário,
permissionário ou autorizado do mesmo sistema interligado.
Decorridos oito anos da regulamentação, o poder concedente poderá
diminuir os limites de carga e tensão anteriormente estabelecidos.
Para atingir os objetivos acima, assegura-se aos fornecedores e
respectivos consumidores livre acesso aos sistema de distribuição e
transmissão de concessionário e permissionário de serviço público, mediante
ressarcimento do custo de transporte