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Contribuições da Endesa Brasil
Metodologia de Apuração da
Estrutura e do Custo de Capital - 3o CRP-T
Audiência Pública no 031/2013
Referência: Nota Técnica no 75/2013 – SRE/ANEEL
Maio de 2013
2
Sumário
1 CONTEXTUALIZAÇÃO ................................................................................................................................................. 3
2 METODOLOGIA E VALORES PROPOSTOS NA AP Nº 031/2013 .................................................................... 3
3 ANÁLISE DA METODOLOGIA PROPOSTA ............................................................................................................. 4
3.1 TRATAMENTO DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO - RGR.................................................................................................... 4
3.2 PRÊMIO DE RISCO PAÍS ................................................................................................................................................................. 6
3.3 BETA ................................................................................................................................................................................................ 7
3.4 PRÊMIO DE RISCO REGULATÓRIO ............................................................................................................................................... 8
3.5 PRÊMIO DE RISCO DE CRÉDITO................................................................................................................................................. 10
3.6 ESTRUTURA DE CAPITAL ........................................................................................................................................................... 14
3.6.1 Utilização do Passivo Oneroso para Cálculo do Capital de Terceiros ....................................................... 15
3.6.2 Período Utilizado para Levantamento dos Dados ............................................................................................ 16
3.7 ANÁLISE DE CONSISTÊNCIA DO VALOR PROPOSTO ............................................................................................................... 18
4 CONCLUSÃO E PROPOSTA ....................................................................................................................................... 20
3
1 Contextualização
Em 04/04/13, a ANEEL abriu a Audiência Pública nº 031/2013, com o objetivo de obter
subsídios e informações referentes às metodologias e critérios gerais do Terceiro Ciclo de
Revisão Periódica das concessionárias de transmissão de energia elétrica (3o CRP-T).
A metodologia proposta pela ANEEL, no contexto dessa AP, será aplicada às
–
(RB s t
º 166/2000.
No âmbito dessa Audiência Pública, foi disponibilizada a Nota Técnica no 75/2013-SRE/ANEEL,
de 22/03/2013, que trata da m
.
Este relatório tem como objetivo analisar e contribuir com a metodologia de definição da
Estrutura e do Custo de Capital Regulatórios, apresentados na NT nº 75/2013, cujos resultados
serão aplicados no 3o CRP-T.
2 Metodologia e Valores Propostos na AP nº 031/2013
O Custo de Capital no 3º CRP-T será dado pelo Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted
Average Cost of Capital - WACC), com base na seguinte fórmula:
Onde:
: custo médio ponderado de capital;
: custo do capital próprio;
: custo do capital de terceiros;
: capital próprio;
: capital de terceiros; e
: alíquota tributária marginal efetiva.
Assim, para determinar o WACC a ANEEL deve basicamente definir os quatro parâmetros
principais da fórmula, quais sejam: (i) a alíquota tributária aplicável; (ii) a estrutura de capital
regulatória; (iii) o custo do capital próprio; e (iv) o custo do capital de terceiros.
Os valores resultantes da metodologia proposta pela ANEEL na referida AP estão apresentados
na tabela a seguir:
4
Componente Valor
Estrutura de Capital
Capital próprio 37,67%
Capital de terceiros 62,33%
Custo de Capital Próprio
Taxa livre de risco 4,59%
Prêmio de risco de mercado 5,79%
Beta médio desalavancado 0,44
Beta médio alavancado 0,92
Prêmio de risco do negócio de financeiro 5,33%
Prêmio de risco país 3,52%
Custo de Capital Próprio Nominal 13,43%
Custo do Capital de Terceiros
Prêmio de risco de crédito 1,92%
Custo do Capital de Terceiros Nominal 10,02%
WACC nominal depois de impostos 9,18%
WACC real depois de impostos 6,55%
3 Análise da Metodologia Proposta
3.1 Tratamento da Reserva Global de Reversão - RGR
A Reserva Global de Reversão – RGR é um fundo setorial cujos recursos, geridos pela Eletrobrás,
são usados para financiar a expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica. Via de
regra, o custo do financiamento está entre os mais baixos do mercado.
Deste modo, tendo em vista o arcabouço setorial e o modelo de regulação por incentivos vigente,
é de se esperar do modelo regulatório uma abordagem que incentive o uso da RGR como fonte de
financiamento. De fato, conforme consta da NT nº 75/2013, o entendimento da ANEEL é de que:
“o sinal regulatório deve ser o de incentivar a utilização dos recursos da RGR, em razão de ser uma fonte de
captação de custo reduzido e possível de ser apropriada para a modicidade tarifaria”.
No 2o CRP-T, não houve tratamento específico para os investimentos realizados com recursos
subsidiados da RGR. Contudo, para o 3º CRP-T, a Agência propõe a modificação dessa
metodologia, de modo que o total do saldo devedor de recursos da RGR junto à Eletrobrás deverá
ser deduzido da base de remuneração líquida da empresa e remunerado à taxa específica.
5
Segundo a proposta da ANEEL, o
contemp arcela B.
Para , a Agência salienta que, conforme Lei no 5.655/71
í
ífica este í
, estima que
,
resultando no custo total nomin
2011 a 2015, de 5,00%, obtem assim um custo real
efetivo de 1,35% a.a..
5,00%, considera um
rcela dos investimentos relativa aos recursos da RGR.
Observa-se, portanto, que o saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com
recursos da RGR será remunerado pelo custo real de captação de recursos junto ao BNDES,
estimado em 2,77% ao ano.
Em relação a este ponto destacam-se dois itens específicos, a saber: (i) a previsão para inflação,
estimada em 5% a.a.; e (ii) o descasamento entre as condições do financiamento e o prazo de
reintegração dos investimentos via tarifa.
Quanto à taxa de inflação, o Regulador adota a “expectativa de mercado”, considerando que esta é
uma previsão segura. Tendo em vista que as previsões de inflação são de natureza econômica e
que o valor utilizado representa a expectativa de mercado para esta variável, tem-se que a
previsão de inflação em tela não pode ser considerada segura.
Além disso, o valor adotado difere da meta fixada pelo Conselho Monetário Nacional (CMN),
entidade responsável pela fixação das diretrizes gerais das políticas monetária, cambial e
creditícia. Para o ano de 2013, a meta fixada é de 4,5%, valor este que tem sido a meta dos
últimos anos e é também a meta para o ano de 2014, conforme consta das Resoluções no
3.991/2011 e no 4.095/2012 do Banco Central, transcritas a seguir.
6
RESOLUÇÃO Nº 3.991, DE 30 DE JUNHO DE 2011
“Art. 1º É fixada, para o ano de 2013, a meta para a inflação de 4,5%, com intervalo de tolerância de menos
2,0 p.p. e de mais 2,0 p.p., de acordo com o § 2º do art. 1º do Decreto nº 3.088, de 21 de junho de 1999.”
RESOLUÇÃO Nº 4.095, DE 28 DE JUNHO DE 2012
“Art. 1º Fixar para o ano de 2014 a meta para a inflação de 4,5% (quatro inteiros e cinco décimos por cento),
com intervalo de tolerância de menos dois pontos percentuais e de mais dois pontos percentuais.”
Entre uma expectativa de mercado e uma meta estabelecida pelo órgão responsável pelo
estabelecimento das políticas monetária, cambial e creditícia do país, entende-se o último como
mais confiável. Isso porque esse tem os instrumentos para o controle da inflação e, portanto,
supostamente possui mais condições de indicar o valor mais aderente.
Neste contexto, propõe-se que, para fins da apuração do custo real dos financiamentos junto ao
BNDES, seja usada como parâmetro a meta fixada pelo CMN, de 4,5% a.a., pois este será o valor
buscado pelo Banco Central.
3.2 Prêmio de Risco País
O risco país corresponde ao risco adicional que um projeto incorre ao ser desenvolvido em um
determinado país de economia emergente e instável, ao invés de em um país com economia
desenvolvida, estável e de risco zero (ou próximo de zero).
Ao calcular o prêmio de risco do Brasil, busca-se estimar esse risco no futuro, no período tarifário
no qual a taxa de remuneração regulatória incidirá. Uma das formas de se estimar o risco futuro é
com base na análise do comportamento do mesmo no passado. O risco país é usualmente
avaliado pelo índice Emerging Markets Bonds Index Plus relativo ao Brasil (EMBI+BR). Assim
sendo, para estimá-lo no futuro, parte-se da observação da série histórica do EMBI+BR e, em
geral, utiliza-se alguma medida de tendência para determinar o valor regulatório.
Nas metodologias propostas na AP nº 31/2013, adotou-se a mediana da série, em detrimento da
média.
Tal abordagem é incoerente com o adotado para os demais parâmetros, tanto do custo do capital
próprio (rP), quanto do custo da dívida (rD), conforme destacado nas fórmulas a seguir:
7
Como se pode observar, em todos os demais parâmetros do custo de capital regulatório, a ANEEL
adotou a média para medir a tendência das séries utilizadas, utilizando a mediana apenas para o
prêmio de risco país.
Além de constituir um problema relacionado à estabilidade e à coerência do tratamento
regulatório, tem-se que a mediana parece conceitualmente inadequada para calcular o prêmio de
risco país. A mediana é definida como o valor do elemento que se está localizado no centro da
distribuição, quando ordenada de forma crescente (ou a média dos valores dos dois elementos
centrais, para o caso de amostras com número ímpar de elementos). Dessa forma, apenas os
valores dos elementos que estão na posição central da distribuição influenciam o resultado final.
Por exemplo, para o caso da amostra em análise, apenas 1 dado de um universo de mais de 3.000
foi importante para definir o prêmio de risco país.
Portanto, a mediana não é uma medida que visa representar a tendência média de uma
determinada amostra, sendo apenas um valor que decorre do elemento que está localizado na
metade do ordenamento. Assim sendo, entende-se que a mediana da série histórica do EMBI+BR
não é uma medida apropriada para se estimar o risco futuro do Brasil.
Dada a inadequação da mediana para fins de cálculo do prêmio de risco país, sugere-se a sua
substituição pela média aritmética. A média é uma medida de tendência amplamente utilizada e
que foi inclusive adotada pela própria ANEEL para a determinação dos demais parâmetros
regulatórios. O seu cálculo leva em consideração todas as observações da amostra, atribuindo
peso uniforme para todas elas e, portanto, é uma medida adequada de tendência da mesma.
3.3 Beta
O cálculo do beta utilizado para a determinação da taxa de retorno envolve os seguintes passos:
a) Cálculo do beta de empresas pertencentes ao setor regulado de interesse e ao mercado de
referência (empresas de transmissão energia elétrica nos EUA). Os betas encontrados são
βiAlavancado), isto é, os betas das empresas, considerando a estrutura
de capital existente, que exprime os riscos do negócio e financeiro da empresa.
b) Desalavancagem dos betas de cada empresa, utilizando o grau de alavancagem da
empresa e a alíquota de imposto de renda do mercado de referência obtendo, assim, o
ó βiDesalavancado):
c) Cálculo da média aritmética desses betas, cujo resultado é o beta desalavancado médio.
d) Realavancagem desse beta usando a estrutura de capital regulatória brasileira e a
alíquota de impostos representativa do setor, pela fórmula a seguir:
8
Esse é o beta que, multiplicado pelo prêmio de risco de mercado, fornece o risco total do setor
regulado de interesse, ou seja, a soma dos riscos do negócio e financeiro.
Para se proceder ao cálculo dos betas foram selecionadas empresas dos EUA do setor energético
membros do Edison Eletric Institute - EEI
Estados Unidos que possuem capital aberto, representando aprox
.
Foram selecionadas
5 anos, retornos semanais, obtendo-se o valor de 0,65. A partir da estrutura de
capital dessas em - quota de imposto de 39,30% -
.
Observa-se que, na metodologia proposta pela ANEEL, não há o detalhamento da forma de
apuração da estrutura de capital utilizada para desalavancagem do beta das empresas dos EUA.
Dessa forma, solicita-se esclarecimento a respeito do critério utilizado, para então eventualmente
a concessionária apresentar contribuição específica.
3.4 Prêmio de Risco Regulatório
Quando se está calculando o custo de capital de setores regulados, uma questão importante a ser
abordada é o ajuste ao risco regulatório envolvido. Entretanto, conforme apresentado, no caso
em tela fez-se uma estimativa do Custo do Capital do setor de transmissão de energia brasileiro
desconsiderando uma remuneração adicional por risco regulatório.
É sabido que o modelo regulatório da transmissão de energia elétrica no Brasil possui
especificidades e questões ainda não solucionadas que ampliam o seu risco, dentre as quais vale
destacar:
9
A regulação da transmissão, apesar de processo recente de evolução acelerada, ainda é
pouco madura, tendo sido realizadas apenas duas revisões periódicas sob o atual regime.
Há ainda uma complexa discussão sobre o alcance da competência da Agência. Tome-se o
exemplo dos constantes embates entre a Agência Reguladora, o Tribunal de Contas da
União – TCU e o Legislativo.
Por se tratar de um setor estratégico e de grande importância socioeconômica, está
constantemente sob pressões dos atores sociais. Como exemplo, pode-se (i) citar a CPI
criada em maio de 2009, destinada a investigar a formação dos valores das tarifas, a
atuação da ANEEL e esclarecer os valores da tarifa média de energia; (ii) o volume
expressivo de alterações no marco legal e regulatório oriundo de iniciativas do
legislativo (por exemplo, as Leis nº 12.111/2009 e nº 12.212/2010, a MP nº 517/2010,
Lei nº 10.848/2004 e Lei nº 12.783/2013) que geram insegurança e maior percepção de
risco para todos os segmentos do setor.
Particularmente, as mudanças introduzidas pela Lei nº 12.783/2013 atingiram
significativamente o negócio de transmissão de energia elétrica. Essa Lei estabeleceu a
prorrogação opcional dos contratos vincendos em 2015 sob regras e condições
significativamente diferentes das vigentes até então. A implantação dessa Lei ainda está
em fase de amadurecimento e tem demonstrado inúmeros problemas (queda nos preços
das ações das empresas listadas em bolsa em função da promulgação das novas regras,
dificuldades metodológicas na implantação das mudanças, entre outros). Como
consequência da renovação das concessões a RAP das transmissoras foi reduzida em
47%. Essa descontinuidade no marco regulatório do setor de energia elétrica tem
resultado em uma maior percepção de risco por parte dos agentes, principalmente no
segmento de transmissão.
Tem-se, portanto, que especificidades relacionadas à regulação do setor de transmissão
brasileiro que fazem com que seu risco regulatório seja relativamente maior que o observado no
mesmo setor em países mais desenvolvidos, onde a regulação já atingiu um grau de maturidade,
como é o caso dos EUA, país utilizado como base para a estimativa do CAPM.
Entende-se necessária, portanto, a inclusão de um prêmio de risco regulatório, que os riscos
específicos da regulação do setor de transmissão de energia brasileiro, decorrentes das
características apresentadas. Esses riscos adicionais não estão refletidos no risco país, já que este
se refere aos riscos dos setores econômicos do país em geral e não de uma regulação que está em
fase de consolidação institucional.
Uma boa maneira de se visualizar a existência do risco regulatório na transmissão de energia
elétrica no Brasil é analisar a volatilidade do preço das ações das concessionárias em função da
promulgação da Lei 12.783/2013, que introduziu profundas alterações no setor de energia
elétrica brasileiro. Cabe mencionar que se trataram de modificações específicas do setor, não
consistindo assim de um risco generalizado do Brasil e, consequentemente, não captado pelo
risco país.
10
O gráfico a seguir ilustra o impacto da Lei no 12.783/2013 no preço das ações das transmissoras
de energia elétrica.
O índice setorial da BM&FBOVESPA - Índice de Energia Elétrica (IEE) - foi lançado em agosto de
1996 com o objetivo de medir o desempenho do setor de energia elétrica. Esse índice é composto
por papéis de empresas atuantes no setor elétrico brasileiro e, portanto, consiste em um
instrumento que permite avaliar a performance de carteiras especializadas no setor.
O primeiro anúncio das mudanças no setor elétrico ocorreu em 06/setembro/2012, durante o
pronunciamento oficial da presidente do país na véspera do Dia da Independência. O pacote
consolidado de redução dos preços da energia elétrica, por sua vez, foi anunciado em
11/setembro/2012, durante evento oficial do governo. Posteriormente, essas alterações foram
materializadas na Medida Provisória 579/2012, convertida então na Lei no 12.783/2013.
Analisando o efeito das mudanças em um período mais amplo, observa-se que, entre agosto e
novembro de 2012, o índice de energia elétrica apresentou uma redução de 26,5%.
Particularmente, entre o dia do primeiro anúncio (06/setembro) e o dia posterior ao segundo
anúncio das mudanças no setor elétrico (12/setembro), a redução do índice foi de 12,9%.
Tem-se, portanto, evidência clara de que a mudança no arcabouço regulatório do setor impactou
diretamente o preço das ações das concessionárias brasileiras de energia. Por se tratarem de
mudanças que estão fora do controle das concessionárias e que geram impactos em seus valores
de mercado, independente da qualidade de gestão das mesmas, tem-se a existência de um risco
associado à regulação, que deve ser considerado na remuneração determinada para as empresas.
Solicita-se, assim, a inclusão no CAPM de um prêmio de risco associado às incertezas existentes
no setor de transmissão decorrente da ação regulatória.
3.5 Prêmio de Risco de Crédito
O prêmio de risco de crédito tem como objetivo representar o spread sobre a taxa livre de risco
que pagam as empresas com a mesma classificação de risco das transmissoras de energia elétrica
brasileiras. Para calculá-lo, a ANEEL utilizou como base o sistema de classificação de risco da
ê M y s, que adota a seguinte escala:
11
M y brigações com o rating Aaa são consideradas da melhor
qualidade, com risco de crédito mínimo, enquanto as obrigações com o rating C são as que
apresentam a classificação mais baixa e de uma forma geral encontram-se descumpridas, com
possibilidades baixas de cobrança do principal ou dos juros. A Moody's utiliza ainda
modificadores numéricos 1, 2 e 3 para cada classificação genérica de rating entre Aa e Caa. O
modificador 1 indica que a obrigação encontra-se no patamar mais elevado dentro de sua
categoria genérica de rating; o modificador 2 indica classificação no nível médio; e o modificador
3 indica uma classificação no patamar mais baixo da referida categoria genérica de rating.
Analisando a classificação de risco que as empresas utilizadas pela ANEEL M y
tem-se:
12
A classificação mais elevada alcançada pelas empresas da amostra foi Baa2, obtida inclusive por
uma concessionária de distribuição de energia, a COELBA. Com base nisso, a ANEEL optou por
adotar a classificação Baa2 como referência para o risco de crédito das empresas de transmissão
no 3º CRP-T.
Observa-se que, apesar de se tratar da definição de parâmetros regulatórios para o segmento de
transmissão, foram consideradas na base de dados empresas do segmento de distribuição de
energia elétrica, sendo inclusive uma distribuidora a empresa escolhida como referência. Esses
dois segmentos possuem características específicas que fazem com que seus riscos associados
sejam bastante distintos. Consequentemente, considerar empresas de distribuição na avaliação
do risco de crédito das empresas de transmissão não parece razoável.
Das 18 empresas consideradas na amostra, apenas 7 atuam no segmento de transmissão. Além
disso, dessas, nenhuma possui a rating Baa2, sendo Baa3 a melhor classificação obtida por uma
transmissora (CEMIG T, EATE e TAESA). Assim sendo, não é razoável que a melhor classificação
obtida por empresas de distribuição seja utilizada para definir o risco de crédito do segmento de
transmissão, muito menos quando nenhuma transmissora de energia possui classificação
equivalente.
Além disso, conforme sabido, no setor de transmissão de energia elétrica, é adotada a regulação
por incentivos. Tem-se como objetivo, portanto, o aumento da eficiência alocativa por meio da
determinação dos parâmetros regulatórios com base no desempenho médio verificado no setor.
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Nesse contexto, era de se esperar que a mesma abordagem regulatória fosse adotada na
determinação do prêmio de risco de crédito. Contudo, isso não ocorre. A metodologia proposta
pela ANEEL, conforme mencionado, consiste na adoção da melhor classificação obtida pelas
empresas do setor como referência regulatória para todas as transmissoras de energia. Assim, ao
utilizar apenas a classificação mais elevada obtida no conjunto de empresas, tem-se um
afastamento do objetivo da regulação por desempenho com base na eficiência média.
Para se utilizar somente a classificação das empresas mais eficientes seria necessária uma análise
aprofundada para se comprovar que a diferença de classificação é dada somente por ineficiência
das demais empresas. Contudo, é sabido que isso não é verdade. Para atribuir a classificação, as
agências de rating avaliam diversos aspectos que consideram relevantes das empresas, como:
tamanho e escala, estratégia financeira, desempenho operacional, participação de mercado,
ambiente regulatório e político, entre outros. Assim sendo, fica clara a existência de fatores
específicos, que não ineficiência, que interferem na classificação das empresas. Assim,
heterogeneidade e especificidades não podem ser confundidas com ineficiência.
Dessa forma, primeiramente solicita-se que, no cálculo do prêmio de risco de crédito, sejam
consideradas as classificações de risco apenas das empresas de transmissão. Ao utilizar como
base as classificações alcançadas apenas pelas empresas de transmissão de energia brasileiras,
está-se representando de fato algo mais compatível com a realidade desse setor.
Além disso, entende-se como mais coerente a utilização da média dos spreads de empresas com
classificação de risco Baa3 e Ba1, ratings obtidos pelas empresas transmissoras M y , ao
invés do spread da melhor classificação obtida, conforme demonstrado na tabela a seguir.
Cabe mencionar ainda que, conforme demonstrado, as transmissoras de energia foram
consideravelmente afetadas pelas mudanças introduzidas pela Lei no 12.783/13, o que
comprometeu a percepção de risco desse segmento por parte dos agentes do mercado.
Entretanto, os efeitos dessas alterações recentes ainda não estão consideradas na classificação de
risco utilizada pela ANEEL.
14
Como exemplo dos impactos dessas mudanças na avaliação de risco das empresas de energia,
pode-se citar o caso da Eletrobras, que teve sua classificação de risco de crédito (IDR – Issuer
Default Rating) rebaixada pela Agência Fitch, de BBB para BB, em função renovação antecipada
de suas concessões de geração e transmissão, conforme explicitado em comunicado da própria
agência de rating:
“O rebaixamento reflete o impacto altamente negativo na qualidade de crédito da Eletrobras devido a sua
decisão de aceitar a renovação antecipada da totalidade das concessões de geração e de transmissão com
vencimento em 2015 e 2017”.
3.6 Estrutura de Capital
A
.
Segundo proposta da ANEEL, a estrutura de capital regulatória deve ser calculada da seguinte
forma:
No que se refere à base de dados utilizada, a Agência argumenta que:
“31. (...) A de inição da amostra de empresas a serem consideradas na estimativa da estrutura ótima de capital, a
im de evitar distorç es neste c lculo, deve observar um con unto de aspectos. m primeiro se refere ao fato da
empresa possuir valores referentes a ativos de geração em seus balanços patrimoniais, o que pode distorcer
sobremaneira os valores especí icos do segmento de transmissão.
32. Um segundo aspecto trata-se do próprio istórico da empresa. omo discutido anteriormente, os balanços de
algumas transmissoras podem estar in luenciados por características especí icas, como planos de governo e
políticas de dividendos. Estes fatores podem afetar a estrutura capital destas empresas, afastando-as dos níveis
ideais de alavancagem.
33. m terceiro aspecto se refere ao período onde se concentrou os investimentos dessas empresas. Empresas
bastante antigas, em face das características especí icas de baixos níveis de investimentos no segmento de
transmissão, podem apresentar em seus balanços dívidas bastante amortizadas. Ou se a, seus balanços não
re letem as reais condiç es de inanciamento dos investimentos.
34. Por fim, cabe observar que utilizar condiç es de inanciamento de investimentos realizados distantes no
tempo contraria o conceito de alor ovo de eposição aplicado na ase de emuneração. Ou se a, na medida
em que o ob etivo da metodologia de é avaliar como se daria o investimento de uma empresa entrante, é
necess rio observar as atuais condiç es de inanciamento dos investimentos, a im de tornar coerente com a
metodologia de base de remuneração adotada.
15
35. onclui-se então que as empresas que devem compor a amostra a ser analisada na de inição da estrutura de
capital são as transmissoras que não apresentem as distorç es discutidas anteriormente. este contexto, é
interessante que o grupo de empresas da amostra apresente padrão de inanciamento omog neo, ou se a, com
pouco desvio em torno da média, de forma a garantir que a amostra se a composta por empresas e icientes.
Outra questão importante é que se deve evitar a observação do balanço patrimonial de empresas muito distante
do início de operação.” ( ota Técnica no 75/2013 – SRE/ANEEL)
Com base nesses argumentos, a ANEEL entendeu que o conjunto de empresas que atendem os
requisitos mencionados
, optou então
empresas licitadas, conforme apresentado na figura a
seguir:
Estrutura de capital das empresas da amostra
3.6.1 Utilização do Passivo Oneroso para Cálculo do Capital de Terceiros
A ANEEL, em sua proposta,
. Contudo, ess .
Isso porque
.
remunerado, esse eiros das empresas. A
, ao invés do Passivo Oneroso, -
.
Cabe lembrar que, no 3o ciclo tarifário do segmento de distribuição de energia, a ANEEL colocou
em Audiência Pública (AP nº 040/2010) uma proposta de cálculo da estrutura de capital
regulatória na qual a participação do capital de terceiros correspondia ao Passivo Exigível das
16
concessionárias. Entretanto, após contribuições dos agentes, a metodologia foi alterada,
passando-se a considerar o Passivo Oneroso de curto e longo prazo para estimar a participação
da dívida no capital total das distribuidoras.
-
transmissão de energia no 3o CRP-T.
3.6.2 Período Utilizado para Levantamento dos Dados
No que se refere à utilização das empresas licitadas em detrimento das transmissoras existentes,
entende-se coerente a abordagem da ANEEL. Tem-se que daquelas é possível extrair dados
exclusivamente do segmento de transmissão, para o qual a metodologia será aplicada. Além
disso, uma vez que as licitações de concessões de transmissão de energia elétrica iniciaram-se
em 2000, essas foram estabelecidas em um contexto econômico similar ao atualmente vigente
(plano econômico, regime cambial, entre outros), o que torna coerente a sua utilização.
Por sua vez, o período utilizado pela Agência não parece razoável. Conforme mencionado pela
própria ANEEL na NT no 75/2013, conforme a seguir:
“uma característica marcante do setor de transmissão brasileiro é que o mesmo possui um grande aporte inicial
de recursos, quando se instala o pro eto, e posteriormente baixos níveis de investimentos sobre estes ativos.
ogo, ir se observar ao longo do tempo uma diminuição natural da dívida contraída no momento inicial devido
amortização desta ao longo do tempo. essa forma, conclui-se que é preciso avaliar as especi icidades do setor,
ou mais precisamente, das empresas do setor e das características do negócio, na de inição da metodologia de
c lculo da estrutura de capital.”
Apesar do argumentado, foi proposto pela ANEEL a utilização da média da estrutura de capital
dos primeiros cinco anos de operação das empresas licitadas, período demasiado curto, que não
captura a mencionada redução natural da dívida do segmento de transmissão de energia.
O negócio de transmissão de energia
elétrica, diferentemente da distribuição, é
caracterizado pela necessidade de grandes
investimentos no período que antecede o
início da prestação do serviço, durante o
qual é construída a rede que será
disponibilizada no sistema. Esse período de
investimento, em média, tem duração de
três anos, nos quais são aportados recursos
tanto próprios quanto de terceiros (dívida)
para a construção do empreendimento.
-3 0 15 30
Períododeconcessão
Inves mento
17
Após a entrada de operação da rede, inicia-se a contagem do período de concessão (30 anos) e
também o recebimento de receita da concessionaria. Usualmente, durante a primeira metade da
concessão, é feita a amortização da dívida contraída para a construção do empreendimento. Uma vez
que ao longo do período do contrato não há a necessidade de investimentos adicionais significativos
na concessão, por se tratar em sua essência da disponibilização de um ativo já construído, isso se
traduz em uma participação de capital de terceiros decrescente em relação ao capital próprio nas
empresas.
Conforme já abordado pela Afluente, em sua contribuição do 2o CRP-T, em geral, as empresas
alavanc
ntes, o que não ocorre. N
para as transmissoras realizarem ajustes na sua estrutura de capital, isso porque há pouca
margem para
capital), além do fato da não necessidade de captação de dívidas para investimentos adicionais ao
longo do período de concessão.
Assim, n , uma vez
que, o valor retido de caixa da deprec
.
Tem-se, portanto, que a abordagem proposta pela ANEEL não captura esse decaimento da
participação da dívida na estrutura de capital ao longo do período de concessão, específico do setor
de transmissão de energia elétrica, uma vez que adota apenas os primeiros cinco anos de operação
das empresas. Esse descasamento entre a proposta da ANEEL e a realidade das empresas está
ilustrado na figura a seguir.
2/3
0 15 30
Períododeconcessão
Estruturadecapital
18
Dessa forma, propõe-se a utilização, como estrutura de capital eficiente para o 3o CRP-T, a média
aritmética dos valores relativos aos últimos quatro anos das empresas licitadas. Tal abordagem faz
com que seja o valor definido esteja mais coerente com a realidade das empresas de transmissão
brasileiras.
3.7 Análise de Consistência do Valor Proposto
No que se refere à coerência do custo de capital calculado pela ANEEL quando comparado com taxas
de remuneração internacionais, tem-se que na Nota Técnica nº 075/2013 é apresentado um gráfico
onde o WACC proposto, de 6,55%, é comparado com o custo de capital de outros países e setores:
Com base no gráfico, a Agência conclui que o custo de capital por ela estabelecido para o setor de
transmissão de energia no Brasil está consistente com o valor calculado em países de renda per capita
e risco país comparáveis ao brasileiro, para indústrias relacionadas ao setor elétrico, bem como
outras indústrias de infraestrutura e monopólios naturais (saneamento, transporte de gás, etc).
Pode-se dizer que a situação dos agentes prestadores do serviço de transmissão de energia muito se
assemelha àquela encontrada nos setores rodoviário e ferroviário, onde o concessionário é
0 15 30
Períododeconcessão
EOCANEELvs.EOCReal
EOCpropostopelaANEEL EOCRealdastransmissoras
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remunerado para disponibilizar o serviço continuamente, obedecendo a níveis de qualidade
determinados. Além disso, assim como a energia, as rodovias e ferrovias também constituem bases
essenciais para o crescimento econômico, sendo setores de infraestrutura estratégicos para o país.
Conforme descrito em reportagem veiculada no Valor Econômico, em 16 de abril de 2013, transcrita
abaixo, a taxa de retorno estabelecida para as concessões ferroviárias e rodoviárias brasileiras,
inicialmente prevista como sendo entre 6% e 6,5%, está em processo de elevação para um patamar
entre 7% e 8% em função do baixo interesse dos investidores com relação às condições iniciais.
“Taxa de retorno de concessões sobe para 7% a 8% e a tarifa de pedágio aumenta
Após oito meses de resistência, o governo aumentará a taxa interna de retorno (TIR) das concessões de rodovias e
ferrovias para um patamar entre 7% e 8%, segundo auxiliares da presidente Dilma Rousseff. Para isso, as tarifas
máximas de pedágio definidas para os leilões de 7,5 mil quilômetros de estradas federais deverão aumentar, bem
como a receita garantida pela estatal Valec às futuras concessionárias de ferrovias. Uma nota técnica do Ministério da
Fazenda com a nova remuneração será anexada à versão preliminar dos editais e estudos de viabilidade econômica-
financeira, que foram discutidos em audiência pública no primeiro trimestre.
Quando lançou o pacote de concessões em logística de transportes, em agosto do ano passado, o governo falava em
reduzir a taxa interna de retorno para 6% a 6,5%. Depois, logo nos dois primeiros editais do pacote - as concessões da
BR-040 (Brasília-Juiz de Fora) e da BR-116 (no trecho de Minas Gerais) -, divulgou uma taxa de 5,5%. A reação do
mercado foi negativa e os dois primeiros leilões, que estavam marcados para janeiro, foram suspensos diante do risco
de falta de interessados.
Duas alternativas foram analisadas pelos técnicos do governo para elevar as taxas de retorno: o aumento das tarifas
máximas de pedágio ou a redução das exigências de investimentos. Dilma, no entanto, não abre mão de duas
"cláusulas pétreas": a duplicação das rodovias em um prazo de cinco anos e a cobrança de pedágio apenas fora dos
trechos urbanos. Sobrou apenas a opção de rever o valor das tarifas, cujo valor final dependerá da concorrência nos
leilões.
De acordo com assessores presidenciais, os editais preliminares divulgados no primeiro trimestre poderão receber
correções antes de seguir para a análise do Tribunal de Contas da União (TCU), dispensando novas audiências
públicas.
Embora haja intenção de fazer os primeiros leilões no início do segundo semestre, provavelmente em julho, a ênfase
agora é menos no cronograma e mais na garantia de que o governo conseguirá atrair interessados. "É melhor do que
não fazer as correções necessárias", diz um auxiliar da presidente.
Os empresários vinham reclamando, diretamente com o Palácio do Planalto, da baixa taxa de retorno. Na semana
passada, executivos de grandes empreiteiras - todas com forte interesse nas concessões de infraestrutura - levaram à
ministra Gleisi Hoffmann, chefe da Casa Civil, sua insatisfação. Nos bastidores, eles têm atribuído a demora à suposta
resistência do secretário do Tesouro, Arno Augustin.
Um dos riscos levantados pelos executivos, com o qual o governo finalmente concordou, é que havia grande chance de
a remuneração das concessões despencar por causa de problemas fora do alcance dos investidores.
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Pelas regras já divulgadas, a cobrança de pedágio nas estradas só será permitida quando a duplicação tiver sido feito
em 10% do trecho licitado, mas o risco ambiental é da concessionária. Se houver dificuldade em obter o licenciamento,
por exemplo, cai a equação financeira montada para o projeto. Por isso, ao elevar a TIR, o governo aumenta a
"gordura" para eventuais imprevistos nas obras.
No "road show" organizado pelo Palácio do Planalto para promover os leilões de infraestrutura junto a investidores
estrangeiros, apenas o conceito de taxa de retorno alavancada vinha sendo usado, e a TIR, a taxa interna de retorno,
não foi foco.
A taxa alavancada se refere à remuneração do capital próprio dos investidores. Como melhoraram as condições de
financiamento do BNDES, bem como a vigência dos contratos de concessão, ela acabou subindo. A duração dos
contratos de rodovias aumentou de 25 para 30 anos; nas ferrovias, de 30 para 35 anos. O banco também deu mais
tempo de carência e de amortização. Com isso, a taxa de retorno alavancada subiu para até 12% a 15%, dependendo
do projeto, sem que a TIR tivesse mudado. (http://www.valor.com.br).”
Tem-se, portanto, que a incompatibilidade do retorno definido com as necessidades e os riscos dos
setores ferroviário e rodoviário levou à necessidade de revisão da taxa de retorno inicialmente
prevista (entre 6% e 6,5%) para patamares mais elevados (7% e 8%).
Por sua vez, para o setor de transmissão de energia elétrica, a ANEEL propõe a adoção da taxa de
remuneração real de 6,55%. Comparando esse valor com o praticado nos setores rodoviário e
ferroviário, que também consistem em serviços de disponibilização de rede, observa-se que está
próximo daquele inicialmente definido para as ferrovias e rodovias, valor esse que necessitou ser
revisado dado o desinteresse dos investidores para retornos dessa magnitude nesse tipo de atividade.
Com base no exposto, entende-se que o valor ora proposto para as transmissoras de energia está
subavaliado e pode resultar em problemas futuros para o setor, à semelhança do que ocorreu nos
setores ferroviário e rodoviário. Consequentemente, solicita-se a correção dos pontos levantados ao
longo desse documento.
4 Conclusão e Proposta
A remuneração do capital é um fator muito importante para o funcionamento, atratividade e
sustentabilidade do setor de transmissão. A subavaliação do Custo de Capital regulatório reduz a
atratividade do negócio, e com isso pode levar a uma redução no nível de investimentos,
comprometendo a expansão do setor.
Dada sua importância, o mesmo deve ser definido com cautela e sempre acompanhado de uma sólida
análise de consistência. Os resultados obtidos por meio das ferramentas estatísticas e de finanças não
devem ser aplicados mecanicamente nas tarifas sem uma análise de sua adequação à realidade do
setor em análise.
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No que se refere à metodologia proposta pela ANEEL, na AP nº 31/2013, para o cálculo do Custo de
Capital regulatório para o 3º CRP-T, foram encontrados os seguintes pontos que necessitam
adequação ou aprimoramentos:
No que se refere ao tratamento dado aos recursos da RGR, entende-se que o tratamento
proposto não está alinhado com a política de governo. Para garantir o alinhamento é
necessário revisar o cálculo do custo real dos financiamentos RGR considerando uma
estimativa de inflação alinhada com as metas governamentais fixadas pelo CMN.
A respeito do prêmio de risco país calculado pela ANEEL, entende-se que a mediana não é
uma medida adequada e propõe-se a sua substituição pela média, a exemplo do que a própria
ANEEL fez para os demais parâmetros do custo de capital regulatório.
Necessidade de inclusão, na formulação do CAPM, de um prêmio de risco regulatório, que
capture os riscos adicionais específicos da regulação do setor de transmissão brasileiro.
Recálculo do prêmio de risco de crédito considerando os ratings das empresas de transmissão
com classificação de risco n M y , retirando da amostra as distribuidoras de energia.
Além disso, que seja utilizada a média dos spreads das empresas com ratings Baa3 e Ba1, ao
invés de utilizar apenas o spread da melhor classificação de risco obtida.
No cálculo da estrutura de capital regulatória, entende-se mais correta a utilização do Passivo
Oneroso para estimar a participação da dívida no capital total das empresas, ao invés do
Passivo Exigível. Além disso, se mostra necessária a alteração do período de apuração dos
dados, de forma a se aproximar mais da realidade enfrentada pelas empresas. Sugere-se,
assim, a consideração da média dos valores relativos aos quatro anos mais recentes das
empresas licitadas.
Como consequência dos problemas encontrados na metodologia proposta, tem-se que os valores de
WACC propostos para o 3º CRP-T estão subavaliados e não são compatíveis com a realidade setorial.
Assim sendo, entende-se necessária a correção dos problemas encontrados e a consequente alteração
dos custos do capital para valores coerentes com a realidade atual do setor de transmissão de energia
elétrico brasileiro.