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Universidade de São Paulo Escola de Engenharia de São Carlos Departamento de Engenharia Elétrica
Trabalho de Conclusão de Curso
Avaliação de investimento em uma empresa do setor de energia no Brasil
Autor:
Arthur Hernandes
Número USP: 6452767
Orientador:
Prof. Dr. Aquiles Elie Guimarães Kalatzis
São Carlos, Junho de 2014.
Arthur Hernandes
Avaliação de investimento em uma empresa do setor de energia no Brasil
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado à Escola de Engenharia de São
Carlos da Universidade de São Paulo
Curso de Engenharia Elétrica com ênfase
em Sistemas de Energia e Automação
ORIENTADOR: Prof. Dr.Aquiles Elie Guimarães Kalatzis
São Carlos
2014
i
Dedicatória
Aos meus pais, Luiz Carlos e Mariza, meu
irmão, Leonardo, e minha avó, Adelcy, com
amor, admiração e gratidão, por tudo o que
sempre fizeram e fazem por mim.
ii
Agradecimentos
Ao professor Aquiles Elie Guimarães Kalatzis pela confiança em mim depositada, pela
excelente orientação, amizade e pelos valiosos conselhos.
Aos Departamentos de Engenharia Elétrica e Computação e de Engenharia de Produção
da EESC/USP.
iii
Índice
Dedicatória.............................................................................................................. i
Agradecimentos .................................................................................................... ii
Índice ..................................................................................................................... iii
Índice de Figuras ................................................................................................... v
Índice de Tabelas ................................................................................................. vi
Resumo ................................................................................................................ vii
Abstract .............................................................................................................. viii
Capítulo 1 ............................................................................................................... 1
Introdução .............................................................................................................. 1
1.1) Seleção do tema .............................................................................................. 2
1.2) Organização do Trabalho ................................................................................ 3
1.3) Objetivos e métodos ........................................................................................ 3
Capítulo 2 ............................................................................................................... 4
Revisão Bibliográfica ............................................................................................ 4
2.1) Setor Elétrico .................................................................................................... 4
2.2) Métricas Financeiras........................................................................................ 8
2.3) Revisão Tarifária ........................................................................................... 10
Capítulo 3 ............................................................................................................. 18
Métodos e dados utilizados ................................................................................ 18
Capítulo 4 ............................................................................................................. 21
Análises e resultados .......................................................................................... 21
4.1) Análise SWOT ................................................................................................ 21
4.2) Análise das 5 forças de Porter ........................................................................ 21
4.3) Projeções de crescimento .............................................................................. 22
iv
4.4 )Valuation e fluxo de caixa descontado ........................................................... 24
Capítulo 5 ............................................................................................................ 25
Conclusão e considerações finais ..................................................................... 25
Referências Bibliográficas ................................................................................. 27
Anexos ................................................................................................................. 29
Revisão Tarifária ................................................................................................... 29
v
Índice de Figuras
Figura 1 – Exemplificação da revisão tarifária. ................................................................. 5
Figura 2 - Evolução do Fator X ......................................................................................... 6
vi
Índice de Tabelas
Tabela 1- Cálculo da taxa de desconto........................................................................... 55
Tabela 2 - Valuation soma das partes. ........................................................................... 56
vii
Resumo
Hernandes, A. Avaliação de investimento em uma empresa do setor de energia no
Brasil.2014. 108p. Trabalho de Conclusão de Curso – Escola de Engenharia de São
Carlos, Universidade de São Paulo, São Carlos,2014
O presente trabalho tem por objetivo avaliar uma empresa brasileira do setor de energia
elétrica, no caso, a Equatorial Energia, uma “holding” com foco nos segmentos de
distribuição e geração de energia. Para tanto será considerada a teoria atual que versa
sobre o tema, revisando as métricas financeiras comumente utilizadas para a avaliação do
valor de empresas.
O método utilizado consiste em uma avaliação qualitativa, ou seja, um estudo e
caracterização do meio e ambiente competitivo que a empresa está inserida e suas
implicações. No caso, a Equatorial está sujeita às regras do setor elétrico brasileiro,
mercado extremamente regulado pelo governo e seus órgãos ao longo de toda a sua
cadeia. Foi feito uma pesquisa para saber de fato quais atividades vem sendo realizadas
pela companhia para entregar um maior valor tanto para os acionistas, quanto para seus
clientes, já que o serviço de distribuição de energia é um serviço público. Ferramentas
como a análise SWOT e as 5 forças de Porter foram utilizadas para a análise da estratégia.
Para a parte quantitativa, foi feita uma análise histórica dos balanços e demonstrações
de resultados da companhia, utilizado o método do DCF (Disconted Cash Flow) ou fluxo de
caixa descontado, para estimarmos um valor justo. A definição do custo de capital será
abordada através do Método de Precificação de Ativos (CAPM) após os detalhamentos de
suas variáveis.
Palavras-chave:Setor Elétrico, Distribuição, valuation, custo de capital, CAPM.
viii
Abstract
Hernandes, A. Evaluation of investment in a company of energy sector in Brazil.2009.
85p. Course FinalPaper – School of Engineering of São Carlos, University of São Paulo,São
Carlos, 2014
The aim of this study is to evaluate a Brazilian company in the electricity sector, in this case,
Equatorial Energia, a “holding” focusing on segments of distribution and power generation.
To support the study, the existing theory on the subject will be taken into consideration, such
as the most common financial.
The methodology consists of a quantitative assessment, a study and characterization of the
environment and competitive environment which the company operates and its implications.
Equatorial is subject to the rules of the Brazilian electricity sector. A highly regulatedmarket
by government and its agencies throughout its whole chain.A search was made for really
knowing what activities are being carried out by the company to deliver greater value for
both shareholders, and its customers, since the energy distribution service is a public
service. Tools like SWOT analysis and Porter's 5 forces were used to analyze the strategy.
For the quantitative part, a historical analysis of the balance sheets and income statements
of the company, used the DCF method (discounted Cash Flow) or discounted cash flows to
estimate fair value was taken. The definition of cost of capital will be addressed by the
method of Asset Pricing (CAPM) after the breakdown of their variables.
Keywords:Electricity Sector, Distribution, valuation, cost of capital, CAPM.
1
Capítulo 1
Introdução
Segundo Bodie, Kane e Marcus (2012, p.2) a riqueza material de uma sociedade é
determinada basicamente pela capacidade produtiva de sua economia, ou seja, as
mercadorias e os serviços que os membros da sociedade conseguem criar. Essa
capacidade é uma função dos ativos reais da economia: as terras, os imóveis, as máquinas
e o conhecimento usados para produzir mercadorias e serviços.
Em contrapartida a esses ativos reais, existem os ativos financeiros, como ações e
títulos de dívida. Esses títulos são simples pedaços de papel ou, mais provavelmente,
informações inseridas no computador, e não contribuem diretamente para a capacidade
produtiva da economia. Ao contrário, esses ativos são os meios pelos quais cidadãos detêm
direitos sobre ativos reais. Ativos financeiros são direitos sobre a receita gerada pelos ativos
reais. Se o cidadão não puder ser dono de uma fábrica de automóveis (ativo real), pode,
ainda assim, comprar ações da General Motors ou Toyota (ativos financeiros) e, dessa
forma, participar da receita proveniente da produção de automóveis.
Brigham e Ehrhardt (2008, p.19) ressalta que os diretores das empresas devem tentar
sempre maximizar o valor intrínseco da firma, que é determinado pelos fluxos de caixa
como apresentados nas demonstrações de resultados.
Damodaran (2002) afirma que todo ativo, tanto financeiro quanto real, tem seu valor. A
chave para se tenha sucesso nos investimentos e na administração destes ativos está em
entender não apenas qual o valor do ativo, mas sim suas fontes de valor. Todo ativo pode
ter seu valor analisado, mas uns são mais fáceis que os outros e os detalhes do valuation
mudam de caso para caso.
Ainda segundo Damodaran (2002), um postulado sobre investimento é que o investidor
não pague mais por um ativo do que ele realmente vale. Esta afirmação parece ser lógica e
óbvia, mas é esquecida e redescoberta de tempos em tempos a cada geração e em
diferentes mercados.
Mauboussin (2013) aponta que empresas e investidores utilizam a análise da estratégia
competitiva por dois diferentes propósitos. Empresas tentam gerar retornos acima de seu
custo de capital, enquanto investidores tentam antecipar as revisões de expectativas da
2 Capítulo 1 – Introdução
performance financeira. Se a ação de uma companhia já captura esta expectativa de
criação de valor, os investidores devem esperar ganhar um retorno de mercado ajustado ao
risco.
Ainda segundo Mauboussin (2013), a indústria é o lugar certo para se começar uma
análise de valor criado sustentável. O autor recomenda um profundo entendimento do meio
em que a empresa está inserida, seus participantes e como eles interagem.
Para Porter (2008), as forças que regem um mercado são: (i) o poder de negociação dos
fornecedores, (ii) o poder de barganha dos clientes, (iii) a ameaça de produtos substitutos,
(iv) a ameaça de novos entrantes e (v) a rivalidade entre as empresas existentes.
Assim, para que o investidor tenha uma opção válida e realmente embasada sobre o
valor de uma companhia, não basta apenas realizar o valuation de forma displicente. O que
mais importa na hora da tomada de decisão e consequentemente da modelagem financeira,
são os inputs e o que o investidor realmente acha que vai acontecer com a companhia, e
não as métricas financeiras em si.
Neste estudo pretendemos demonstrar como se realizar uma análise de uma companhia
listada em bolsa, e a consequente tomada de decisão da realização do investimento ou
não. Neste caso em particular, como a empresa escolhida é do setor de energia, a análise
da indústria e o valuation são mais complicados devido aos aspectos regulatórios do setor,
como serão mostrados nos capítulos seguintes. Fica claro no estudo deste caso, os estudos
dos autores citados acima, já que a receita de uma distribuidora é definida pelo o órgão
regulador do governo, com sua taxa de remuneração pelos investimentos realizados no
segmento de distribuição, também definida pelo regulador, ou seja, sem um grande
aprofundamento de como todo o setor funciona e como se dá o mecanismo dos reajustes
tarifários, de nada adianta as métricas de análise financeira e o valuation em si.
1.1)Seleção do tema
Eco (2003, p.10) afirma que quanto mais se restringe o campo, melhor e com mais
segurança se trabalha.
Tachizawa e Mendes (2003, p.29) propõem os seguintes critérios para seleção do tema:
Corresponda ao gosto e interesse do aluno-pesquisador.
Propicie experiências duráveis e de grande valor para o pesquisador. Possua
importância teórica e, principalmente, prática.
Capítulo 1 – Introdução 3
Corresponda às possibilidades de tempo e recursos financeiros do pesquisador.
Seja viável em termos de levantamento de dados e informações.
O tema selecionado foi o de uma simulação de investimento através da avaliação do valor
intrínseco da empresa Equatorial Energia, devido ao benefício que a análise de uma
distribuidora de energia traz ao autor, já que este, é graduando em Engenharia Elétrica.
1.2) Organização do Trabalho
Este trabalho está organizado da seguinte maneira:
Capítulo 2: apresenta uma revisão bibliográfica do setor elétrico e mais
especificamente do cálculo da revisão tarifária.
Capítulo 3:discorre sobre a metodologia utilizada e os dados utilizados no presente
trabalho.
Capítulo 4: mostra a análise realizada e o resultado obtido com o modelo
Apêndice A: Metodologia de revisão tarifária periódica
1.3) Objetivos e métodos
Este trabalho de conclusão de curso tem por objetivo realizar um estudo de caso de uma
avaliação de investimento seguindo as métricas comumente utilizadas no ramo das
finanças, mais especificamente, da técnica de valuation.
Para isso serão realizadas extensas pesquisas qualitativas nos principais materiais
públicos disponibilizados pela companhia em questão, além de todo o material disponível
para a consulta de toda a população brasileira sobre o sistema elétrico, além da busca por
referências em livros já consagrados e amplamente reconhecidos nestas áreas.
Espera-se que o resultado deste estudo permita construir um conhecimento específico
sobre a união de dois setores: finanças e setor elétrico. A construção teórica que será
proposta tem por objetivo contribuir com outros estudos que associam estas áreas do
conhecimento.
4
Capítulo 2
Revisão Bibliográfica
2.1) Setor Elétrico
Na primeira metade do século XX o Brasil passou por um considerável crescimento da
demanda por energia elétrica. Com a urbanização crescente e a instalação de grandes
fábricas no país, o sistema de energia não acompanhava este crescimento. A recessão de
1930 diminuiu os investimentos no setor e a Segunda Guerra Mundial, em seguida,
dificultou a importação de equipamentos. Duas grandes empresas estrangeiras detinham
80% das concessões de energia, situação que permaneceu até os anos 1960, em um
período em que a economia brasileira crescia 2,5% ao ano, mas o setor de energia crescia
apenas 1,9% ao ano (Magalhães e Tomiyoshi, 2011).
Passou a ser monopólio estatal entre os anos 1960 e meados dos anos 1990 com a
compra ou expropriação das empresas estrangeiras. Período que coincidiu, boa parte, com
a ditadura militar brasileira (1964-1985). Desde então, iniciou-se um período de
privatizações, com novas orientações para regulação através de mecanismos de mercado
(Santana e Oliveira, 2000).
O modelo estatal começou a apresentar sinais de fadiga a partir dos anos 1980 por
conta de restrições orçamentárias dos governos estaduais e federal. O sistema era
caracterizado por ser um monopólio estatal verticalizado. A última década do século XX, no
entanto, foi marcada pelo esgotamento da capacidade de geração de energia elétrica e
pelo aquecimento da economia, o que aumentou a necessidade de investimentos em
expansão da capacidade de produzir energia.
O estímulo à concorrência nos mercados atacadistas é a principal característica dos
modelos que vem sendo implantados na indústria de energia elétrica em vários países. A
desverticalização das empresas que atuam em mais de um segmento, seja de geração,
transmissão, distribuição ou comercialização já foi adotada na Inglaterra, nos países
nórdicos e na Argentina (Leite e Castro, 2008). Além disso, a obrigatoriedade da
desverticalização é uma forma de restringir a prática de subsídios cruzados entre as
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica 5
cadeias de produção, limitando os repasses de maiores custos para os consumidores
cativos (Joskow, 2003).
O Setor de Energia Elétrica Brasileiro está passando por uma reestruturação profunda
cujos principais objetivos são introduzir a competição na geração, garantir a continuidade do
suprimento e atrair capital privado através da transferência de ativos de geração e
distribuição para a iniciativa privada. Além disso, o mercado competitivo deverá atrair novos
investimentos, principalmente na construção de usinas geradoras de eletricidade,
aumentando a capacidade de geração instalada no país. Assim, a oferta de eletricidade
poderá acompanhar a demanda crescente dos últimos anos e regularizar os atuais níveis
de déficit do sistema.
A hidroeletricidade é esperada permanecer como fonte dominante de potência elétrica,
mas também é esperado o aumento na participação de geração térmica na matriz
energética brasileira. Este fato deve ocorrer devido à disponibilidade de gás natural através
dos gasodutos que estão sendo implantados ao longo do país e dos desenvolvimentos e
avanços tecnológicos na construção de usinas termelétricas usando turbinas a gás / ciclo
combinado. Além disso, as usinas termelétricas são uma alternativa de curto prazo para o
Brasil, já que o tempo de construção reduzido permitiria o aumento da oferta durante a
transição para o mercado competitivo, minimizando com isto os riscos de déficit neste
período.
O caso brasileiro é bastante diferente de países onde centrais termelétricas são
dominantes, já que o sistema é predominantemente hidráulico, caracterizado por grandes
reservatórios com capacidade de regulação plurianual, estruturada em cascatas complexas
sobre várias bacias hidrográficas, Melo, A.C.G. (1999) e Pereira, M. V. F. (1998). Não se
pode separar o problema de despacho térmico do hidrelétrico. Aqui uma termelétrica será
despachada se o preço spot da eletricidade for maior do que o seu custo operativo, onde o
preço spot é calculado através da solução de um problema de otimização. Em sistemas de
base térmica, como o dos EUA, o preço spot que otimiza o sistema é dado pelo equilíbrio
entre a oferta competitiva de energia no mercado e a demanda.
A nova estrutura do setor elétrico brasileiro é baseada na introdução da concorrência nas
atividades de produção e comercialização de energia. Há o incentivo para a
desverticalização das concessionárias através da separação das atividades de geração,
distribuição, transmissão e comercialização de energia. Os ativos de transmissão e
distribuição são encarados como monopólios naturais, com preços regulados. A nova
estrutura abre espaço para a presença da empresa comercializadora de energia elétrica.
Esta empresa, que tem de passar pela aprovação do órgão regulador, normalmente não
possui ativos de geração ou transmissão, ela simplesmente intermediará contratos de
6 Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
compra e venda de eletricidade. Outras entidades surgiram a fim de garantir o sucesso da
nova estrutura organizacional do setor elétrico brasileiro. Essas entidades têm funções bem
definidas e trabalham com os objetivos comuns de melhor atender o consumidor (através
da qualidade, desenvolvimentos tecnológicos e consequente diminuição dos custos),
garantir a expansão do setor elétrico e aumentar a competitividade do país. Os principais
são:
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) - é o órgão regulador do Setor
Elétrico Brasileiro, terá um papel importante na fiscalização e condução da nova
estrutura organizacional do setor;
Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos
(CCPE) - é um órgão ligado ao MME cuja principal atribuição é coordenar
aelaboração do planejamento indicativo da expansão da geração e determinativo da
expansão da transmissão do SEB;
Mercado Atacadista de Energia (MAE) – responsável pela formação do preço da
energia elétrica no mercado à vista (spot) e sua comercialização;
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) – responsável pelo despacho e
otimização do sistema, além de arrecadar os encargos de transmissão.
A atividade de distribuição de energia elétrica é um monopólio natural, ou seja, o
monopólio é a estrutura de mercado ótima para a sua execução em função dos elevados
custos fixos necessários para sua execução. Desta forma, esta atividade é regulada pelo
Estado, e ele autoriza uma concessionária a executá-la. Antes da reforma do setor elétrico
os grupos estratégicos capazes de exercer pressões competitivas ao único grupo
estratégico atuante nesta atividade – a concessionária de distribuição – eram: a
concessionária local de gás natural e os clientes que engendram medidas de conservação
de energia. Estes dois grupos eram vistos como produtos ou serviços substitutos. A
estrutura da indústria de distribuição de energia elétrica também mudou com a Reforma do
Setor Elétrico. Apesar de menos drásticas do que na indústria de comercialização de
energia elétrica, eles também refletem um cenário um pouco mais competitivo.
Não é trivial afirmar que existe competição em uma indústria de atividade principal
definida como um monopólio natural. Este trabalho argumenta que realmente não existe
competição no interior da atividade de distribuição de energia elétrica – monopólio exercido
pela distribuidora de energia local –, no entanto, existem pressões competitivas
representadas pelos grupos estratégicos que caracterizam claramente uma competição na
indústria de distribuição, principalmente após a reforma.
O único grupo estratégico que atua na distribuição de energia elétrica no segmento de
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica 7
clientes potencialmente livres da indústria em análise é a concessionária de distribuição.
Isto porque a Constituição brasileira impede que o consumidor invista em linhas de
distribuição e subestações, sob pena de quebrar um monopólio do Estado. Estes
investimentos cabem exclusivamente às distribuidoras. Existem, no entanto, alguns grandes
clientes ligados diretamente ao SIN (Sistema Interligado Nacional). A maior parte destes
consumidores ligados diretamente à rede básica de transmissão é alimentada com tensão
igual ou superior a 230 kV. Abaixo dessa tensão, estão ligados pela distribuidora, pagando,
consequentemente, pela Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD). Como
mencionado anteriormente, dois grupos estratégicos representam uma concorrência indireta
à concessionária de distribuição no segmento de clientes potencialmente livres, tendo em
vista que são produtos ou serviços substitutos à distribuição de eletricidade. São eles a
distribuidora local de gás natural e os clientes que engendram medidas de conservação de
energia.
No atual modelo do setor elétrico, o vencedor dos leilões para a expansão da oferta de energia é a empresa geradora que aceitar a menor tarifa para construir e operar a usina. Esta modalidade de leilão procura garantir um dos pilares do novo marco regulatório: a modicidade tarifária. O gerador, público ou privado, ganha um CCVE (Contrato de Compra e Venda de Energia) – conhecido internacionalmente como PPA (Power Purchase Agreement) –, um contrato de longo prazo de garantia de compra da energia gerada, que garante o fluxo de caixa do gerador e facilita o financiamento do empreendimento.
A escassez da oferta de recursos energéticos estrangula a geração de riquezas pelas
sociedades modernas. A sustentabilidade da oferta de energia elétrica no Brasil passa
necessariamente pela estabilidade financeira dos seus grupos de distribuição, tendo em
vista que são eles atualmente os responsáveis pela garantia dos financiamentos
concedidos para a construção das novas usinas. O banco ao qual for demandado o
financiamento do empreendimento de geração vai realizar uma avaliação criteriosa das
garantias propostas pelos vencedores dos leilões, ou seja, dos recebíveis das
distribuidoras. Isso significa dizer que além da avaliação de crédito convencional do grupo
de geração demandante do financiamento, a instituição financeira irá analisar a situação
econômico-financeira das distribuidoras do “pool”. O custo de capital deste financiamento
torna-se, portanto, altamente dependente da capacidade de pagamento das distribuidoras
brasileiras. Caso a situação econômico-financeira das concessionárias de distribuição
partícipes do “pool” seja delicada, o reflexo imediato será de um aumento considerável do
custo de capital para a construção do empreendimento ou até mesmo a não aceitação dos
recebíveis como garantia do empréstimo. A frágil situação financeira de poucas ou mesmo
de uma única distribuidora brasileira componente do “pool” pode representar a “maçã podre
da cesta” que vai contaminar a situação creditícia de todo o “pool” de distribuidoras. O
cumprimento dos CCVE estabelecidos entre o grupo vencedor do leilão e todas as
distribuidoras do “pool” resultaria, em um primeiro momento, em prejuízos consideráveis
8 Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
para o grupo de geração, que com a remuneração estabelecida em contrato não
conseguiria superar o seu custo de capital, inesperadamente onerado em função da frágil
situação financeira dos seus clientes cativos: as distribuidoras. No entanto, esses efeitos
deletérios não se restringem de modo algum aos grupos de geração, tendo em vista que
este risco seria imediatamente inserido na avaliação desses grupos nos próximos leilões e
os resultados seriam catastróficos para todo o setor elétrico brasileiro. Quer dizer que
haverá uma tendência de aumento da tarifa mínima aceita para o kWh gerado pelos novos
empreendimentos de geração a ser paga pelas distribuidoras, causando efeitos imediatos
de aumento das contas de energia dos consumidores cativos dessas distribuidoras.
Portanto, a estabilidade econômico-financeira das distribuidoras garante a sustentabilidade
do novo marco regulatório do setor elétrico brasileiro em função da segurança de que um
dos seus principais pilares – a modicidade tarifária – não será afetado.
2.2) Métricas Financeiras
Existe no mercado um número considerável de métricas. Dessa forma, é razoável admitir-
se que não é possível a utilização de um único indicador de desempenho em todas as
situações. A maioria das empresas utiliza mais de uma medida, cada uma gerando
benefícios variados e atendendo a diferentes propósitos. As várias métricas de
desempenho apresentam vantagens e desvantagens, e esse conhecimento é indispensável
para o desenho de sistemas de gestão – nas áreas de avaliação de desempenho, planos
de remuneração, orçamentos empresariais e comunicações interna e externa (Young;
O’Byrne, 2001).
As demonstrações financeiras compreendem todas as operações efetuadas por uma
empresa, traduzidas em moeda e organizadas segundo as normas contábeis. Em
consequência, há um grande número de informações que podem ser extraídas destas. Os
principais demonstrativos financeiros utilizados pelas empresas e que, através destes, se
pode medir os seus desempenhos, são o balanço patrimonial e o demonstrativo de
resultados do exercício.
O demonstrativo de resultados do exercício, também conhecido como demonstrativo de
lucros e perdas, retrata o resultado das operações da empresa durante um exercício social
que corresponde ao período decorrido entre as datas de dois balanços consecutivos. Sua
finalidade é apurar o lucro ou prejuízo do exercício. O lucro líquido, última linha do
demonstrativo, é o resultado da confrontação das receitas menos todos os custos e
despesas incorridos.
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica 9
O demonstrativo de resultados, apresentado abaixo, denomina de lucro operacional o
resultado após as receitas e despesas financeiras, entretanto, esta é uma representação
que atende a princípios contábeis. Para cálculos do NOPAT (lucro operacional pós-
impostos) e do EVA (valor econômico agregado), será utilizado o EBIT (earnings before
interest and taxes), que representa o verdadeiro lucro gerado pelas operações da empresa,
independente da estrutura financeira e ajustado, após impostos, para o regime de caixa. O
EBIT é o lucro operacional que a empresa teria, caso não possuísse dívidas. Ele inclui
todos os itens operacionais, inclusive a maioria das receitas e despesas. Em geral excluem-
se receitas e despesas financeiras, ganhos ou perdas de operações encerradas, eventos
extraordinários e receitas de investimentos não operacionais. Algumas empresas
consideram as despesas financeiras de curto prazo como operacionais e, por conseguinte,
estas fazem parte do cálculo do NOPAT. Os impostos sobre o EBIT representam o imposto
de renda atribuível ao EBIT. São os impostos que a empresa pagaria, se não possuísse
dívidas, títulos mobiliários em excesso e receitas ou despesas não-operacionais. O imposto
sobre o EBIT é igual ao total da provisão para o imposto de renda (corrente e diferida)
deduzido do imposto de renda atribuído às despesas e receitas financeiras e a itens não-
operacionais.
Young e O' Byrne (2001, p.162) definem como custo de capital de qualquer investimento,
em projetos, unidades de negócio, ou em toda empresa, a taxa de retorno que o provedor
de capital espera receber, caso este capital seja investido em outro projeto qualquer, ativo
ou companhia de comparável risco. Em outras palavras, o custo de capital é um custo de
oportunidade. O elemento risco é crucial para entendimento do custo de capital e como
este é calculado. Todos investidores são avessos ao risco, preferindo, sempre, o menor
possível. O que não significa não suportar riscos, mas sim, que, para tanto, exigem altos
retornos. A questão fundamental e que requer um maior conhecimento técnico é justamente
determinar o quanto mais estes investidores esperam de retorno para sentirem-se
adequadamente compensados. A média ponderada do custo de capital WACC (weighted
average cost of capital) é a média ponderada do custo marginal pós-impostos do capital de
terceiros e do capital próprio baseada na estrutura de capital empregada pela companhia.
Damodaran (1997: 15) coloca a abordagem de avaliação pelo FCD como utilizável para
empresas “cujos fluxos de caixa sejam atualmente positivos e que possam ser estimados
para períodos futuros com algum grau de confiabilidade, e onde exista um substituto para
risco que possa ser utilizado para a obtenção de taxas de desconto”. Excetuando-se os
anos iniciais de atuação de um fundo de financiamento, período de constituição de sua
carteira, os dois primeiros pontos apresentados acima são plenamente observados, já que a
operação de uma carteira estável de financiamento tende a gerar fluxos de caixa positivos,
10 Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
sem a necessidade de realização de grandes investimentos em ativos ou pesquisa e
desenvolvimento pelo fundo, sendo estes fluxos fortemente determinados pelas condições
operacionais do respectivo fundo. Quanto ao substituto para risco citado no parágrafo
anterior, pode-se considerar o rendimento de títulos ou investimentos com perfil de risco
semelhante à carteira de financiamento do fundo. No mercado brasileiro, este tipo de ativo
é restrito, especialmente em função da conjuntura econômica atual, que desestimula
investimentos financeiros de médio e longo prazo, como será o caso das carteiras de
financiamento consideradas, mas em mercados financeiros internacionais mais
desenvolvidos pode-se encontrar com certa facilidade ativos com prazos mais elevados e
com risco de crédito semelhantes aos presentes nestas carteiras de financiamento
educativo. As taxas presentes nestes ativos poderão ser consideradas para estimativa da
taxa de desconto do FCD, devendo-se apenas realizar ajustes em relação à variação
cambial entre a moeda do ativo considerado e o Real, como também em relação às
classificações de risco do ativo estrangeiro e da carteira de financiamento.
A literatura financeira coloca abordagens alternativas de análise de valor, como por
exemplo, a avaliação relativa, citada por Damodaran (1997:), ou a avaliação por opções
reais (ou direitos contingentes), mencionada por Damodaran (1997) e Copeland, Koller e
Murrin (2002). A primeira abordagem pode ser aplicada à avaliação de fundos de
financiamento educativo, mas não é considerada por este trabalho, que tem foco no
detalhamento dos impactos das variáveis operacionais no valor, mais evidentes quando se
usa a abordagem de FCD, e limitado com o uso da avaliação relativa como deixa claro
Damodaran (1997) ao comentar que “o uso de índices PL”, típico da avaliação relativa, ”é
uma forma (...) de não precisar ser explícito quanto às hipóteses a respeito do risco, do
crescimento e dos índices de pagamento (fluxos de caixa para o acionista)”. Já a
abordagem de avaliação por opções reais apresenta vantagem em relação ao método de
FCD quando os investimentos considerados apresentam “considerável flexibilidade no
futuro”, conforme Copeland, Koller e Murrin (2002), o que não é o caso do fundo de
financiamento educativo, um modelo de negócio altamente focado em uma atividade
específica relativamente simples e bem definida, sem grandes caminhos alternativos.
2.3) Revisão Tarifária
A receita da Companhia vem do pagamento dos consumidores pelo uso da energia.
Os consumidores pagam por meio da conta recebida da sua empresa distribuidora, um
valor correspondente à quantidade de energia elétrica consumida, no mês anterior,
estabelecida em kWh (quilowatt-hora) multiplicada por um valor unitário, denominado tarifa,
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica 11
medida em R$/kWh (reais por quilowatt-hora), que corresponde ao preço de um quilowatt
consumido em uma hora.
Cabe à ANEEL estabelecer tarifas que assegurem ao consumidor o pagamento de uma
tarifa justa, como também garantir o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária de
distribuição para que ela possa oferecer um serviço com a qualidade, confiabilidade e
continuidade necessárias. Ou seja, a receita ‘’justa’’ da concessionária, é determinada pelo
órgão regulador. Se a concessionária conseguir ser mais eficiente do que o determinado
pelo regulador, haverá uma margem de ganho e a concessionária realizará lucro. Por
eficiente, podemos destacar: i) Alocação de capital; ii) Planejamento; iii) Redução de custos.
A ANEEL define o valor da tarifa nas revisões tarifárias, que é um processo de
reconstrução completa da tarifa que ocorre em prazo determinado que varia de 3 a 5 anos,
dependendo do contrato de concessão. No caso de Cemar e Celpa, a revisão se dá a cada
4 anos, sendo que a última revisão da Cemar ocorreu em 2013 e da Celpa em 2011. Além
das revisões em ciclos, todo ano há um reajuste na tarifa, que é um ajuste da inflação. Nas
revisões, há a determinação de um fator de desconto, chamado fator X, que é subtraído da
inflação para o calculo do reajuste anual, que será explicado mais a frente.
A ANEEL busca sempre o equilíbrio econômico financeiro das distribuidoras, visando
sempre o menor preço para o consumidor final e uma remuneração “justa” para as
empresas.
Figura 1 - Exemplificação da revisão tarifária
A revisão tarifária periódica é realizada em duas etapas: Reposicionamento do valor da
tarifa e estabelecimento do “Fator X”.
Reposicionamento do valor da tarifa
O reposicionamento tarifário é dado da seguinte forma:
12 Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
( ) ( )
Receita verificada é a receita anual de fornecimento, ou seja, o montante de energia que
os consumidores da distribuidora consumiram multiplicado pela tarifa já existente.
Receita requerida é a nova receita que será determinada pela ANEEL.
Como a ANEEL chega no valor da receita requerida
A tarifa é divida em duas parcelas, A e B:
Parcela A – O montante da parcela A visa cobrir os custos chamados de não
gerenciáveis por parte da distribuidora. Estão incluídos nesta parcela, o custo de aquisição
de energia elétrica comprada, o custo com conexão e o uso do sistema de distribuição e/ou
transmissão e os encargos setoriais.
Parcela B – Compreende os custos próprios da atividade de distribuição e de gestão
comercial dos clientes, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas
pela concessionária.
2.2.1 Cálculo da Parcela B
A parcela B é composta pela soma:
Onde:
VPB: Valor da parcela B;
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos.
CAOM – Custos de administração, Operação e Manutenção
A ANEEL busca determinar um ‘’nível eficiente’’ de custos para os gastos com a
operação. A definição dos custos operacionais é feita em duas etapas:
Etapa 1 - Os valores dos custos são atualizados em relação ao definido no 2º ciclo de
revisão (ocorrido em 2009), considerando-se a variação de preços dos insumos (custos
operacionais), o crescimento dos produtos (redes de distribuição, unidades consumidoras e
mercado faturado), e subtrai-se o ganho médio de produtividade (definido pela ANEEL e
igual para todas as concessionárias);
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica 13
Etapa 2 – É realizado um processo comparativo de eficiência das distribuidoras com o
intuito de se definir um intervalo de valores esperados para os custos operacionais, dado o
nível de custos das distribuidoras e as características de suas áreas de concessão.
O intervalo resultante da etapa 2, será o direcionamento para o resultado da etapa 1, ou
seja, se o valor dos custos operacionais calculado estiver dentro da faixa estabelecida pelo
benchmarking com outras distribuidoras, ele não se altera. Caso o valor ultrapasse os
intervalos, a ANEEL aplica um fator de correção, chamado Fator X, que reduz ou aumenta o
valor dos custos operacionais e impacta o valor anualmente, já que é utilizado nos reajustes
anuais. Então, se uma concessionaria operar de forma mais eficiente que as distribuidoras
comparadas, aplica-se o Fator X que reduz o disponível para custos operacionais, fazendo
com que a distribuidora tenha que ser ainda mais eficiente nos próximos anos. Para esta
análise comparativa, a ANEEL levanta características que afetam os custos operacionais
que consistem em características externas às empresas, como: nível salarial praticado na
região, intensidade de chuvas, densidade do mercado atendido.
O objetivo deste componente é estabelecer uma trajetória na definição dos custos
operacionais regulatórios, e que também pode ser enxergado como uma transição, já que
eventualmente os custos reconhecidos vão migrando para o nível definido na análise
comparativa.
Figura 12– Evolução do Fator X
A ANEEL disponibiliza em seu site a tabela com os valores calculados para as
distribuidoras. As tabelas de Celpa e Cemar podem ser encontradas nos Anexos.
CAA -Custo Anual dos ativos = Remuneração do capital + quota de reintegração
regulatória
14 Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
A renumeração do capital corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela
concessionária e depende fundamentalmente da base de remuneração regulatória e do
custo de capital.
Onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de remuneração regulatória líquida;
WACC: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos.
A quota de reintegração regulatória corresponde à parcela que considera a depreciação
e a amortização dos investimentos realizados. O total da quota se dá multiplicando a Base
regulatória por uma taxa média de depreciação, definida pela ANEEL.
Como a ANEEL determina a Base de Remuneração Regulatória
A base é composta por: Ativo Imobilizado em Serviço, almoxarifado de operação e ativo
diferido. São considerados os seguintes grupos de contas de ativos: intangíveis, terrenos,
reservatórios, barragens e adutoras, edificações, obras civis e benfeitorias, máquinas e
equipamentos, veículos, móveis e utensílios.
A ANEEL considera apenas a parte desses ativos que são diretamente ligados à
atividade de distribuição de energia. Há o MCSE – Manual de contabilidade do setor
elétrico, que discrimina qual tipo de ativo entra na base de remuneração.
Esta decisão sobre o que o regulador irá considerar como investimento e
consequentemente entrar na base de remuneração, é discutida com a concessionária,
sendo que cabe a concessionária contestar a decisão da ANEEL e negociar a inclusão de
ativos.
Para a avaliação dos ativos no 3º ciclo de revisões, foram seguidas as seguintes
diretrizes:
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica 15
A base de remuneração aprovada no 2º ciclo de revisão deve ser ‘’blindada’’1;
As inclusões entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão, compõe a
base incremental.
Logo, o valor a ser considerado se dá pela soma dos valores atualizados da base
blindada e a base incremental. As empresas buscam ‘’ativar e incluir’’ o máximo de base
incremental possível antes do próximo ciclo de revisão. As tabelas apresentadas pela
ANEEL estão nos Anexos.
Cálculo do custo de capital
( )
Para o cálculo, a ANEEL considera uma estrutura de capital de 45% de capital próprio (E) e
55% de capital de terceiros (D).
Para o custo de capital próprio (Ke), é utilizado o CAPM, e a taxa resultante é de 13,43%
nominal. Para o custo de capital de terceiros a taxa resultante é de 11,26%.
Para a alíquota de impostos(T), a taxa usada é de 34%, o que resulta em um WAAC real
de 7,5% para as distribuidoras.
A metodologia detalhada do cálculo de Ke e Kd estão nos Apêndices.
2.2.2 Cálculo da Parcela A
O valor da parcela A é calculado considerando-se o mercado de referência e as
condições vigentes na data da revisão. Como mencionado, compreende os custos com
aquisição de energia elétrica, os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e
os custos com encargos setoriais.
Custos com aquisição de energia elétrica
Apesar de a tarifa englobar este custo tido como não gerenciável, há riscos de a
concessionaria arcar com mais custos.
O processo de compra de energia já foi detalhado no capítulo anterior. Nesta seção
abordaremos como a qualidade da energia oferecida pode influenciar nos custos da
distribuidora.
Consideração das perdas
1 Entende-se por blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, incluindo as
atualizações ocorridas.
16 Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar
que nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia
são inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de
energia elétrica. Cabe à ANEEL definir a cada revisão tarifária um referencial regulatório de
perdas que leve em consideração o desempenho da concessionária.
As perdas podem ser segmentadas entre perdas na rede básica, que são externas ao
sistema de distribuição e tem origem técnica, e as perdas na distribuição, que podem ser
técnicas ou não técnicas.
As perdas não técnicas representam as perdas como furtos de energia, erros de
medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, entre outros.
A abordagem da ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é
novamente a comparação com o resultado de outras concessionárias que atuem em áreas
semelhantes. Leva em conta também o desempenho passado da própria distribuidora.
O ponto de partida para o referencial regulatório é definido pelo menor valor entre a meta
definida no 2º ciclo e o mínimo histórico alcançado pela distribuidora, e em seguida
considera o desempenho de distribuidoras que atuem em áreas tão ou mais complexas e
que tenham desempenho melhores.
Como a distribuidora pode ganhar/perder dinheiro com a compra de energia
Há duas possibilidades:
Como mencionado no capítulo anterior, a distribuidora precisa prever 100% de sua
demanda para compras nos leilões. A ANEEL estabelece o limite de 5% acima para
repasse na tarifa, ou seja, caso a distribuidora compre energia em excesso de 5%,
precisará vender esta energia no mercado de curto prazo, onde os preços geralmente são
maiores que nos leilões;
Caso o nível de perdas da distribuidora seja maior do que o nível estabelecido, a compra
desta energia não faturada não é repassada. Caso ocorra o contrário, a distribuidora
consiga diminuir o nível de perdas, ela realiza o lucro desta compra;
2.2.3 Fator X
O Fator X tem por objetivo garantir o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se
mantenha ao longo do ciclo tarifário. É empregado nos ajustes anuais quando o valor da
parcela B é corrigido pelo IGP-M menos o fator X.
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica 17
O fator X é composto por 3 fatores:
O fator Pd é relativo ao ganho de produtividade que a concessionaria venha a ter, e
assim, conseguir repassar para o consumidor. É calculado na revisão tarifária.
O fator Q tem a finalidade de incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado
pelas distribuidoras e serão considerados os indicadores DEC e FEC. O componente Q é
calculado a cada ano para inclusão na fórmula do fator X.
O componente T é o que o objetivo de estabelecer uma trajetória na definição dos custos
operacionais regulatórios, como foi explicado na seção de custos, da parcela B.
As fórmulas para o cálculo de cada fator e as premissas estabelecidas pela ANEEL
estão nos Anexos.
18
Capítulo 3
Métodos e dados utilizados
Todo ativo pode ser avaliado. Esta é a máxima dos analistas quando dizem que todo o
ativo por mais complexo que possa ser pode ser avaliado, desde algo de pequeno valor até
as maiores empresas mundiais. Para uma empresa do setor elétrico, toda a teoria que
versa sobre a revisão tarifária e conseqüente remuneração das distribuidoras devem ser
levadas em conta para a estimação dos fluxos de caixas futuros da companhia.
De acordo com Damodaran (2000, p. 2-4) a avaliação deve procurar seguir
algumas normas, tais como: a avaliação não é algo certo e objetivo e sim caracterizado pela
subjetividade, uma vez realizada a avaliação ela pode mudar constantemente de acordo
com as variáveis utilizadas na sua avaliação, haverá sempre incertezas quanto à avaliação
precisa, a qualidade da avaliação está na busca de dados confiáveis e certos e não
somente no método quantitativo, ou seja, toda a pesquisa qualitativa anterior é de extrema
importância para gerar os inputs do modelo a ser construído.
A avaliação por fluxo de caixa descontado, relaciona o valor de um ativo ao valor
presente dos fluxos de caixa futuros esperados relativos aquele ativo. Copeland, Koller &
Murrin (2000, p.135) sustentam que o valor de uma empresa é movido por sua capacidade
de geração de fluxo de caixa no longo prazo. A capacidade de geração de fluxo de caixa de
uma empresa (e, portanto, sua capacidade de criação de valor) é movida pelo crescimento
no longo prazo e pelos retornos obtidos pela empresa sobre o capital investido em relação
ao custo do seu capital. Será esta a abordagem discutida no trabalho.
O presente trabalho utiliza a abordagem de fluxos de caixa descontados (DCF) por
entender que este método é ainda o mais eficiente para avaliar ativos, no caso empresas.
Esta abordagem tem sua fundamentação na regra de valor presente, onde o valor de
qualquer ativo é o valor presente dos fluxos de caixa futuros dele esperados.
O valor da empresa é obtido descontando-se os fluxos de caixa esperados para a
empresa, ou seja, os fluxos de caixa residuais após a realização de todas as despesas
operacionais e impostos, mas antes do pagamento de dívidas, pelo custo médio ponderado
Capítulo 3 – Métodos e dados utilizados 19
de capital, que é o custo dos diversos componentes de financiamento utilizados pela
empresa, com pesos em conformidade com suas proporções de valor de mercado.
∑
( )
onde:
n = Vida do ativo
r = taxa de desconto que reflete o grau de risco dos fluxos de caixas estimados
CFt = Fluxo de caixa no período t.
3.1) Estimativa de Fluxos de Caixa
Para se estimar os fluxos de caixas futuros da companhia, foram criados três
modelos de valuation, para as duas distribuidoras e para a geradora. Os modelos foram
criados com base na metodologia de revisão tarifária da ANEEL para as estimativas das
receitas futuras da companhia. Tabelas com as estimativas do modelo estão apresentados
nos Anexos do documento.
3.2) Estimativa da Taxa de Desconto
O elemento risco é crucial para entendimento do custo de capital e como este é
calculado. Todos investidores são avessos ao risco, preferindo, sempre, o menor possível.
O que não significa não suportar riscos, mas sim, que, para tanto, exigem altos retornos. A
questão fundamental e que requer um maior conhecimento técnico é justamente determinar
o quanto mais estes investidores esperam de retorno para sentirem-se adequadamente
compensados. A média ponderada do custo de capital WACC (weighted average cost of
capital) é a média ponderada do custo marginal pós-impostos do capital de terceiros e do
capital próprio baseada na estrutura de capital empregada pela companhia.
3.3) Dados
Todos os dados utilizados para a construção dos modelos de valuation são
disponibilizados pela companhia. A Equatorial é uma companhia listada no segmento do
20 Capítulo 3 – Métodos e dados utilizados
Novo Mercado da BMF&Bovespa. Neste segmento, a companhia é regida por um
calendário anual, que consiste de uma lista de eventos que a Companhia se obriga a
divulgar ao mercado contendo, no mínimo, menção e respectiva data dos atos e eventos
societários, da reunião pública com analistas e da divulgação de informações financeiras da
Companhia, conforme modelo divulgado pela BM&FBOVESPA.
21
Capítulo 4
Análises e resultados
Anteriormente ao modelo quantitativo de valuation, foram realizados as análises
SWOT e das 5 forças de Porter para a companhia em questão:
4.1) Análise SWOT
Forças
• Distribuidoras são monopólios naturais, logo, não possuem concorrentes;
• Boa reputação do time de gestão;
• Experiência em reestruturação de distribuidoras;
• Competência na gestão;
• Orientada para performance financeira.
Oportunidades
• Crescimento de consumo acima da média do país no Norte e Nordeste;
• Pará ainda conta com alto índices de perdas;
• Aquisição de novas distribuidoras;
• Aumento do parque gerador brasileiro (novas plantas geradoras);
• Sinergia Celpa/Cemar (compra de equipamentos, callcenter);
Fraquezas
• Tarifa cobrada é determinada pelo regulador;
• Remuneração do capital determinada pelo regulador;
Ameaças
• Mudanças regulatórias / Ciclo de revisão tarifário com menor remuneração;
• Para o longo prazo, mudanças legislativas em relação à concessões;
• Perdas de consumidores livres;
• Preço da energia no mercado de curto prazo;
• Por ter a matriz de geração essencialmente de hidroelétricas, níveis atípicos de chuvas como em 2014 podem causar racionamento.
4.2) Análise das 5 forças de Porter
Concorrentes: favorável
Distribuidoras: Por se tratar de concessões de serviço público, não há concorrência em suas
áreas de concessão e os clientes são cativos.
22 Capítulo 4 – Análises e resultados
Novos Entrantes: neutro
Aquisições: A competição é por novos ativos do setor que a Equatorial venha a ter
interesse de adquirir controle. Grupos que recentemente demonstraram interesse em aquisições foram COPEL (Estadual) e J&F que busca uma porta de entrada no setor.
Fornecedores: neutro
Energia As distribuidoras não tem controle – e não faz diferença – de onde vem a
energia, que é feita pelo ONS através do parque gerador brasileiro. Falta de chuvas podem aumentar o preço no mercado de curto prazo e afetar o caixa da empresa no curto prazo.
Equipamentos: Possui vários para cada tipo de equipamento – e são muitos equipamentos.
O importante é comprar por um preço que seja considerado ‘’justo’’ pela ANEEL, ou seja, que seja comparável com as empresas usadas como benchmarking, porque assim a compra é considerado na base de remuneração.
Clientes: favorável
Cemar: Nível de perdas em um patamar bem abaixo do histórico do estado, mas
ainda com possibilidades de redução. Crescimento do estado eleva o consumo de energia.
Celpa: Nível de perdas muito alto. Espaço muito grande para redução.
Produtos Substitutos:
Placas de energia solar nas residências.
4.3) Projeções de crescimento
Elaboramos abaixo os fundamentos das projeções de crescimento da Equatorial tendo
em vista as seguintes premissas:
CEMAR
Receita: A receita da companhia sai de R$1,9 bilhão em 2014 para R$7,89 bilhões em
2029, o que equivale a um potencial crescimento médio de 9,2% a.a. Abrindo a receita
temos:
Capítulo 4 – Análises e resultados 23
Tarifa cobrada: O modelo projeta reajustes tarifários que variam de acordo com um percentual abaixo do IPCA. Cada segmento de cliente (residencial, industrial..) possui uma tarifa diferente.
Custo da Energia varia de 102,73 R$/MWh em 2014 para 223 R$/MWh em 2029, um crescimento de 5,5% a.a, acompanhando a projeção de IPCA.
Volume de Energia; O volume de energia projetado para 2029 é de 10.197 GWh, onde podemos observar um cagr de 4,3% em relação a 2013. As premissas levaram em conta um crescimento dos setores residencial e comercial maior que os setores industrial, rural e público.
Margens
Margem Bruta constante em torno de 63%.
Margem EBITDA crescendo de 24,2% em 2014 para 30% em 2020 e ficando assim constante até o final da concessão.
Crescimento dos investimentos de acordo com o crescimento do volume de energia entregue;
CELPA
Receita: A receita líquida da companhia sai de R$2,3 bi em 2013 para R$8,6 bi em 2028,
o que equivale a um potencial crescimento médio de 8,9% a.a. Abrindo a receita temos:
Volume vendido: Por estar em uma reunião onde o consumo tem crescido acima do restante do país, projetamos a variação do consumo maior para as classes residencial, comercial e industrial.
Tarifa de energia: O preço médio da tarifa sai de R$ 419,51 em 2013 para R$ 801,34 em 2028.
Margens
Margem Bruta caindo para 30% nos primeiros anos, visto que é uma empresa que quebrou e passa por uma reestruturação. Para o longo prazo, temos um crescimentoe estabilização em torno de 45%.
Margem EBITDA acompanhando a margem bruta, com uma queda nos primeiros anos, se recuperando no longo prazo e atingindo 22%.
24 Capítulo 4 – Análises e resultados
4.4 )Valuation e fluxo de caixa descontado
Para o valuation da Equatorial foi utilizado a soma das partes de Celpa, Cemar, Geramar
e Holding.
Para a perpetuidade, foi descontado o valor da firma contábil, já que se trata de uma
concessão. As taxas para este cálculo foram:
Tabela 1 – Cálculo da taxa de desconto
O preço da ação da companhia se encontra em R$ 20,41. Chegamos a um valor de R$
18,25, um downside de 10,59%.
Tabela 2 –Valuation soma das partes
25
Capítulo 5
Conclusão e considerações finais
Como a principal fonte de criação de valor virá do sucesso do turnaround, tentamos
detalhar as diferentes ações que os gestores estão tomando para retomar as margens,
sendo os principais fatores-chave são: i) redução para um baixo nível de perdas; ii) rígido
controle de custos e iii) gestão eficiente de investimentos diretos em distribuição. O que
pesa em favor desta companhia é sua i) Obstinação pelo lucro, ii) Experiência com
reestruturação e Bons padrões de governança corporativa aliado a boa reputação do time
de gestão. Esses pontos fortes são fatores endógenos que perduram desde a entrada da
Vinci Partners no controle da companhia e se tornaram o principal diferencial competitivo da
Equatorial.
O setor elétrico tem nos mostrado que devemos sempre estar atentos aos fatores
exógenos à cia. O setor de distribuição de energia é totalmente regulado, sendo que o valor
de tarifa cobrado é definido pelo regulador, que também determina os níveis de indicadores
operacionais aceitáveis para cada distribuidora. Em 2012, após a promulgação da MP 579,
que estabeleceu as condições na qual seriam renovadas as concessões por um período de
30 anos, obrigando diversas distribuidoras a reajustar seu preço de energia para uma
redução média de 16,7% naquele ano. Passado todo o imbróglio da renovação, estamos,
mais uma vez, diante de um velho problema que afeta todo o sistema baseado em
hidroelétricas: as deficientes condições hidrológicas.
Enquanto redigimos este trabalho, estamos do meio para o final da estação das chuvas
no Brasil (dezembro a abril) e mais uma vez estamos enfrentando uma das maiores
estações secas da história. Os níveis dos reservatórios do Sudeste e Centro Oeste
(responsáveis por ~70% do total de armazenamento de água do Brasil) apresentavam em
fevereiro apenas ~32% da sua capacidade e, mantida a atual estiagem, esse nível pode
chegar a 25% ao final de 2014. Com uma menor geração de energia hídrica, as
distribuidoras precisam recorrer às termoelétricas cujo custo é significativamente maior.
Embora seja um acréscimo de um custo “não administrável” pelas distribuidoras, (logo
passível de reembolso), investidores temem como as distribuidoras serão compensadas por
esse custo adicional. Uma combinação de crescimento de PIB com nível de reservatórios
abaixo de um valor mínimo pode levar o governo a adotar o racionamento de energia. Não
26 Referências bibliográficas
sabemos se isso é factível para 2014, mas acreditamos que este é um capitulo à parte que
merece traçarmos diferentes cenários para avaliarmos quais os efeitos nas distribuidoras na
ocorrência de: (i) nenhum déficit de geração de energia, (ii) com déficit porém sem
racionamento e (iii) com racionamento. No pior dos cenários, a Equatorial será afetada
embora não saibamos quantificar essa situação. No entanto, um cenário com racionamento,
afetaria diversas cadeias da indústria além da cadeia de energia.
O processo de avaliação da Companhia foi realizado com forte embasamento qualitativo.
Pode-se dizer que o modelo de valuation criado consegue refletir a dinâmica de uma
empresa de energia (geradora e distribuidora).
Koller et al(1990) chama a atenção para um problema de circularidade do CAPM. Esta
circularidade resulta da utilização das ponderações a valor de mercado para determinar o
CAPM. Essencialmente, não podemos saber o valor do CAPM sem possuirmos o valor de
mercado da companhia e não podemos saber o valor da companhia sem antes saber o
CAPM.
O método utilizado para quebrar esta barreira foi iterar as ponderações usadas no CAPM
e o valor resultante do patrimônio líquido. Utiliza-se o fluxo de caixa para determinar a nova
composição patrimonial e determina-se um novo custo de capital.
Vale ressaltar que o valuation depende de fluxos de caixas futuros, que dependem das
previsões realizadas através de premissas assumidas no modelo.
27
Referências Bibliográficas
[1] DAMODARAN, ASWATH. Investment Valuation.2nd ed. Nova York: Wiley 2002.
[2] EHRHARDT, M.; BRIGHAM, E.Financial Management. 13th ed. [S.1] Mc Graw-Hill.
2010.
[3] BODIE, ZVI.; KANE, ALEX.; MARCUS, ALAN.; Essentials of Investments.5th ed.
Mc Graw-Hill. 2003
[4] MAUBOUSSIN, MICHAEL..Measuring the moat – Assesing the Magnitude and
Sustainabilility of Value Creation. Global Financial Strategies – Credit Suisse.
2013.
[5] OSTERWALDER, ALEXANDER.; PIGNEUR, YVES. Business Model Generation: a
handbook for visionaries, game changers, and challengers.Wiley Finance. 2010.
[6] KOLLER, T; GOEDHART,M; WESSELS, D.. Valuation - Measuring and managing
the value of companies. 5th ed.,New Jersey; Wiley. 1990.
[7] NASSIF, A, FEIJÓ, C. & ARAUJO, E. Structural change and economic development:
is Brazil catching.
[8] Nota Técnica n° 0111/2013-SRD/ANEEL - Revisão tarifária Cemar.
[9] Nota Técnica no 240/2012–SRE/ANEEL - Revisão Tarifária Celpa.
[10] Plano Decenal de Expansão de Energia 2022 / Ministério de Minas e Energia.
Empresa de Pesquisa Energética. Brasília: MME/EPE, 2013.
28 Referências bibliográficas
[11] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.1 - Procedimentos Gerais.
[12] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.2 - Custos Operacionais.
[13] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.3 - Base de remuneração regulatória.
[14] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.4 - Custo de capital.
[15] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.5 - Fator X.
[16] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.6 - Perdas de Energia.
[17] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.7 - Outras receitas.
[18] PRORET Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 2.8 - Geração Própria de Energia.
[19] PRORET Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição.
Submódulo 3.1 - Procedimentos Gerais.
[20] Relatório Anual de Sustentabilidade, Cemar, 2012.
[21] Relatório Anual de Sustentabilidade, Celpa, 2012.
29
Anexos
Revisão Tarifária
Aprofundamento do cálculo da tarifa
Nesta seção, serão detalhados os cálculos realizados pela ANEEL no terceiro
ciclo de revisão, de acordo com suas notas técnicas.
Custos operacionais
Etapa 1:
Para fins de reposicionamento tarifário, o valor de custos operacionais a ser considerado na data-base do 3CRTP considera o custo definido no 2CRTP, a variação dos índices de inflação, o crescimento do produto e os ganhos médios de produtividade observados no período de análise, conforme equação a seguir.
Onde:
: custo operacional a ser reconhecido pra fins de reposicionamento no 3CRTP;
: custo operacional definido no 2CRTP, com os ajustes a seguir descritos, corrigidos até a data de revisão tarifária do 3CRTP;
: variação total do produto; e
n: número de anos entre as datas-base do 2CRTP e 3CRTP.
O índice de produtividade a ser utilizado para atualização dos custos
operacionais definidos no 2CRTP tem por base os ganhos médios de produtividade
observados associados aos custos operacionais no período avaliado para definição
da metodologia. O valor a ser considerado é de 0,782% ao ano e é único para todas
as empresas.
30 Anexos
O valor definido por meio do modelo de Empresa de Referência no 2CRTP para
os custos operacionais eficientes deve ser ajustado de modo a compatibilizar o valor
a ser atualizado com as demais metodologias propostas para o 3CRTP. Nesse
sentido, são procedidos os seguintes ajustes:
Dedução dos custos relativos à geração própria, que são tratados na Parcela
A. Portanto, devem ser excluídos da Parcela B;
Dedução das receitas com serviços taxados, que são tratadas na
metodologia de Outras Receitas;
Exclusão dos custos de capital associados às anuidades relativas a veículos,
sistemas de informática e aluguel de móveis e imóveis administrativos, que
são tratados como Base de Anuidade Regulatória – BAR na metodologia de
definição dos Custos Anuais dos Ativos;
Exclusão dos custos adicionais relativos ao crescimento dos processos e
atividades comerciais e de operação e manutenção. Esses custos têm por
finalidade contemplar despesas adicionais entre o momento em que é
simulada a Empresa de Referência, que é a data-base dos dados de
consumidores e ativos, e a data da revisão tarifária. Como a atualização dos
custos do 2CRTP se dá desde a data de referência de consumidores e
ativos, se faz necessário excluir tais valores.
Uma vez definidos os custos operacionais ajustados do 2CRTP, os custos de
pessoal são corrigidos pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA,
enquanto os custos com materiais e serviços pelo Índice Geral de Preços de
Mercado – IGP-M, entre as datas das revisões tarifárias do 2CRTP e 3CRTP.
O cálculo da variação total do produto é feito da seguinte forma:
Para a Cemar, o resultado do cálculo é o seguinte:
Anexos 31
Para a Celpa:
Custos operacionais – Etapa 2
Além da análise dos ganhos de produtividade, é procedida uma segunda
avaliação comparativa da eficiência das distribuidoras. Essa segunda análise tem
por fundamento não só consistir os resultados da avaliação da produtividade, mas
32 Anexos
também introduzir elementos que permitam caracterizar melhor as áreas de atuação
de cada concessionária.
Para a análise comparativa dos custos operacionais, é utilizada uma abordagem
Top-Down, que parte dos custos realizados pela distribuidora nos anos que
antecederam a definição da metodologia e se efetua uma análise de eficiência
comparativa com outras concessionárias, mediante o uso de indicadores de
eficiência.
A estimativa da eficiência das empresas é feita em dois estágios. No primeiro, os
parâmetros de eficiência são definidos avaliando-se a relação insumo/produto.
Como insumos são considerados os custos operacionais reais das distribuidoras.
Os produtos incluem o número de unidades consumidoras, a extensão das redes de
distribuição e o consumo faturado de energia (cativo, livre e suprimento), segregado
por nível de tensão (AT, MT e BT).
O segundo estágio consiste em avaliar as características específicas de cada
área de concessão que afetam os custos das distribuidoras a fim de definir um
intervalo esperado de custos que considere essas especificidades. Para avaliar as
características específicas de cada área de concessão que afetam os custos
operacionais são levantadas variáveis denominadas “Variáveis Ambientais” que
consistem, via de regra, em características externas às empresas, que afetam os
custos unitários de operação e manutenção, os custos unitários de comercialização
de energia elétrica e custos administrativos. As variáveis ambientais consideradas
no 3CRTP são: o nível salarial praticado nas diferentes regiões do país; a
intensidade de chuvas, que afeta os custos de operação e manutenção das redes; a
densidade do mercado atendido, ou seja, se o mercado é concentrado numa
pequena área ou se o nível de dispersão das redes é elevado; além do nível de
complexidade enfrentado para combater as perdas não técnicas, considerado
apenas nas concessionárias de maior porte, onde esta problemática se mostrou
mais relevante.
O objetivo do segundo estágio é construir intervalos de valores em torno dos
percentuais de eficiência definidos no primeiro estágio, de acordo com as
características ambientais de cada área de concessão. Dessa forma, para
concessionárias que atuem em áreas onde as variáveis ambientais justifiquem um
Anexos 33
custo médio mais alto, essa realidade é considerada na construção desse intervalo
de valores esperados, valendo o contrário para concessionárias em que as variáveis
ambientais justifiquem um custo médio mais baixo. As equações a seguir sintetizam
o procedimento para construção desses intervalos.
( )
( ( ))
( )
( ( ))
onde:
: limite inferior de custos operacionais, na data-base do 3CRTP;
: limite superior de custos operacionais, na data-base do 3CRTP;
: custo operacional contábil de 2009 atualizado até a data de revisão tarifária;
: parâmetro de eficiência considerado no primeiro estágio;
( ): limite superior do intervalo sobre o parâmetro de eficiência; e
( ): limite inferior do intervalo sobre o parâmetro de eficiência.
Para o cálculo da Cemar, temos:
E para a Celpa:
34 Anexos
Calculo de WAAC ANEEL
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno
CAPM (Capital AssetPricingModel). O modelo CAPM construído para o cálculo da
remuneração de ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como
resultado fundamental a seguinte equação:
( )
Onde:
rp: custo do capital próprio;
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
: beta do setor regulado;
Rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e
Rb: prêmio de risco país.
Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital
próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco
adicionais exigidos para se emprestar recursos a uma concessionária de
distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo método
CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:
Anexos 35
Onde:
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
rc: prêmio de risco de crédito;e
rb: prêmio de risco país.
Considerando alíquota de 34% a título de IRPJ2 e CSLL3, temos:
Como Celpa e Cemar estão na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, o que dá um WACC nominal de 10,19%.
Tabelas da Base de remuneração regulatória
Para a Cemar:
2 Imposto de renda pessoa jurídica
3 Contribuição social sobre o lucro líquido
36 Anexos
Para a Celpa:
Fator X
Cálculo do Pd:
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária
é definido a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento
médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da
Anexos 37
concessionária entre as revisões tarifárias do 2CRTP e do 3CRTP, conforme
equação a seguir:
Onde:
PTF: Produtivade média do setor de distribuição, de 1,11% a.a;
VarMWh(i):Variação anual média de mercado da concessionária i, entre as revisões
tarifárias do 2CRTP e 3CRTP;
VarMedMWh: Variação anual média de mercado de todas as distribuidoras no período
considerado nas simulações para o 3CRTP, de 4,25% a.a;
VarUC(i)(i):Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da
concessionarária i, entre as revisões tarifárias do 2CRTP e 3CRTP;e
VarMedUC: Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas de
todas as distribuidoras no período considerado nas simulações para o 3CRTP, de 3,58%
a.a.;
O valor componente Pd a ser considerado nos reajustes subsequentes da Cemar
é de 1,31% e para a Celpa, de 0,46%.
Cálculo do componente Q:
O valor do Componente Q dependerá do desempenho relativo das distribuidoras.
Para definição do Indicador de Qualidade do Serviço de cada distribuidora serão
comparados, a cada ano civil, os indicadores apurados DEC e FEC, contra os
limites definidos pela ANEEL, conforme a seguinte equação:
( )
(
( )
( )
( )
( ))
Onde:
Ind.Qual: Indicador de qualidade do serviço para fins tarifários;
DECapurado: Apuração de DEC do último ano civil disponível;
FECapurado:Apuração de FEC do último ano civil disponível;
DEClimite: Limite de DEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado;e
FEClimite: Limite de FEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado.
38 Anexos
Para efeito de comparação do desempenho relativo, as distribuidoras serão
segregadas em dois grupos de acordo com seu porte. As distribuidoras com
mercado faturado superior a 1TWh/ano no ano da apuração dos indicadores serão
denominadas de grande porte, sendo as demais denominadas de pequeno porte.
Uma vez definidos os indicadores de qualidade do serviço de cada
concessionária, serão consideradas as de melhor desempenho aquelas cujo
indicador for inferior ao primeiro quartil dos indicadores individuais das
concessionárias de seu grupo. No sentido oposto, as concessionárias com pior
desempenho serão aquelas cujo indicador superar o terceiro quartil. Os quartis
serão calculados assim que as apurações de DEC e FEC das distribuidoras
estiverem disponíveis.
O Componente Q será especificado em cada reajuste tarifário de acordo com a
variação dos indicadores apurados DEC e FEC, já expurgadas as causas externas
à distribuidora, levando-se em consideração o desempenho da distribuidora com
relação à qualidade do serviço prestado, conforme tabela a seguir.
A variação anual dos indicadores DEC e FEC será calculada conforme a equação
a seguir e considerará os indicadores expurgando interrupções decorrentes de
causas externas ao sistema de distribuição da concessionária.
(
( )
( ) ) (
( )
( ) )
Onde:
VarDEC/FEC: Variação anual média de DEC e FEC da concessionária i, expurgadas as
causas externas ao sistema de distribuição;
Anexos 39
DEC(t):DEC apurado do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao
sistema de distribuição da concessionária.
DEC(t-1):Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior;
FEC(t): FEC do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao sistema de
distribuição da concessionária.
FEC(t-1): Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior.
