16 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 Continuação Eduardo Tobias FE), respectivamente, ambos referentes ao cenário base: Considerando esse conjunto de premissas, a TIR do FCFE em termos nominais do cenário de referência ficou em 14,85% ao ano. Impactos da reforma tributária na UEE Nordeste – resultados Assumiu-se à CBS a alíquota de 8,8% sobre a receita líquida. Analogamente, considerou-se crédito da CBS de 8,8% sobre todos os custos e despesas operacionais e não operacionais, à exceção das despesas gerais e administrativas, para as quais se considerou crédito somente sobre um terço do valor. Portanto, assumiu-se a premissa do escopo de operação e manutenção (O&M) 100% terceirizado. Considerou-se, por simplificação, que a reforma tributária não impactaria os atuais valores de mercado de Capex de implantação e manutenção, e custos e despesas operacionais. Além disso, assumiu-se que não haveria repasse do aumento da alíquota de 3,65% (do PIS e COFINS) para 8,8% para o consumidor da eletricidade. Por fim, desconsiderou-se o impacto do IBS na receita, pois, no cenário base, 100% da eletricidade está em APE já considerando 18% de ICMS; ou seja, o impacto seria marginal caso o IBS se confirme em 17,7%. Considerando essas condições de contorno, a TIR do FCFE em termos nominais caiu de 14,85% para 13,72% a.a. (-113 pontos base), assumindo que os créditos da CBS sejam redutores de custo/despesa e que o credor do financiamento já considere a CBS no cenário de referência para o cálculo da alavancagem financeira. Essa perda de rentabilidade é equivalente a um aumento de custo de produção de eletricidade de R$ 10,87 por MWh. Em outras palavras, para se obter a mesma TIR de 14,85%, seria necessário que a usina aumentasse o preço de venda de eletricidade no contrato de APE no valor de R$ 10,87 por MWh pelos 30 anos de vida útil do ativo. As Figuras 3 e 4, a seguir, apresentam os principais valores e índices do DRE e do FCFE, respectivamente, ambos referentes ao cenário “reforma tributária”: Outros impactos e indefinições Ainda há incerteza sobre como se dará o cálculo da CBS e do IBS para fins de presunção de imposto de renda (IR) e contribuição social (CSLL) no Lucro Presumido e para a contabilização dos créditos, tanto sobre custos e despesas como sobre investimentos. Caso se consiga repassar o incremento da carga tributária da CBS para o consumidor (o que parece improvável, considerando que empresas no Lucro Real já tomam 9,25% de crédito de Pis e Cofins, independentemente do regime tributário da UEE), ainda assim, haveria incremento do IR e CSLL da UEE, cujo cálculo é produto da receita bruta. A alíquota do IBS em si (estimada em 17,7%) trará pouco impacto para o modelo de negócio de venda de eletricidade para o gerador e para o consumidor final. Entretanto, para os casos em que o ICMS é diferido atualmente, caso incida o IBS, haverá incremento da presunção de IR e CSLL. Por outro lado, no caso dos modelos de negócio de locação/arrendamento (e.g. APE por consórcio), o IBS poderá trazer um grande impacto negativo para o gerador e para o consumidor, caso este não consiga aproveitar os créditos sobre o IBS pago. Vale recordar que, atualmente, não incide nem ISS nem ICMS sobre locação e arrendamento de usinas. n Leia o artigo na íntegra em brasilenergia.com.br/energia/impactos-da-reforma-tributaria-na-competitividade-das-eolicas
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