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.

13

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.