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ANEXO III Nota Técnica nº 049/2006-SRT/ANEEL Brasília, 14 de Fevereiro de 2006 METODOLOGIA E CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL ANEXO DA NOTA TÉCNICA Nº 051/2006/SRT/ANEEL

METODOLOGIA E CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL III - Metodologia e cálculo... · A taxa de rentabilidade representa o custo de oportunidade dos recursos, compatível com um risco similar

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ANEXO III Nota Técnica nº 049/2006-SRT/ANEEL

Brasília, 14 de Fevereiro de 2006

METODOLOGIA E CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL

ANEXO DA NOTA TÉCNICA Nº 051/2006/SRT/ANEEL

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Nota Técnica no 049/2006–SRT/ANEEL Em 13 de fevere iro de 2006.

Processo nº 48500.000564/04-44 Assunto: Metodologia e critérios gerais para definição do custo de capital a ser utilizado no cálculo da remuneração das instalações de transmissão de energia elétrica.

I. DO OBJETIVO

O objetivo da presente Nota Técnica é apresentar a metodologia e os critérios a serem adotados pela ANEEL para determinação da taxa de desconto a ser utilizada no cálculo das remunerações das instalações de transmissão de energia elétrica pertencentes à Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão – DIT’s do sistema interligado nacional, a ser aplicada na revisão periódica das concessionárias que compõem a Rede Básica do sistema existente (RBSE), bem como na definição de receita-teto das instalações concedidas mediante licitação, na modalidade de leilão público, ou autorizadas por meio de resolução específica da ANEEL.

II. DOS FATOS 2. Nas empresas que prestam serviços básicos de infra-estrutura através de redes fixas (networking industries), em geral em condições de monopólio natural, como é o caso da transmissão de energia elétrica no Brasil, constata-se um alto nível de alavancagem operativa, o que significa que o capital imobilizado é elevado comparado com os ganhos anuais. Isto implica que a remuneração ao capital é relevante, constituindo aproximadamente 60% da remuneração total, se forem somados a amortização e o retorno sobre o capital. 3. A remuneração total ao capital dependerá da definição da base de capital e da taxa de rentabilidade aplicada sobre essa base. A taxa de rentabilidade representa o custo de oportunidade dos recursos, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade. A questão de como é medido o risco, como é recompensado e quanto risco assumir são fundamentais em cada decisão de investimento, desde a alocação de ativos até a avaliação. Essa questão define o retorno esperado de um investimento e por isso é de extrema importância o seu correto tratamento. 4. Em um negócio regulado, a determinação da taxa de retorno é de especial importância pois decorre não só do forte impacto que tem o valor da taxa nos fluxos de recursos como também do fato de que discrepâncias na determinação desse valor podem implicar que os investimentos não se mostrem atrativos ou não seja produzido um negócio sustentável, fazendo com que o investidor mantenha seus investimentos em

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(Fls. 2 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). um nível inferior ao do ponto ótimo, com o conseqüente impacto na qualidade do serviço prestado. Pelo contrário, se a taxa é fixada em níveis altos, superiores ao ponto ótimo, o negócio regulado ganhará acima do que obteria no mercado, gerando uma distorção de preços. Isto representa uma má alocação de recursos, que prejudica os consumidores do serviço e, indiretamente, toda a economia1. 5. Assim, em uma indústria regulada, a definição da taxa de retorno sobre o capital constitui um elemento fundamental para o seu funcionamento, pois é o sinal econômico que orienta, mediante os incentivos adequados, a direção do investimento produtivo. 6. A discussão regulatória desse assunto se concentra em dois aspectos: grau de discricionariedade da fixação e nível do custo de capital. A fixação do custo de capital e do risco regulatório, que estão implícitos na decisão (se o método de estimativa da taxa de retorno é excessivamente discricional), se constitui em ponto rele vante da regulação de monopólios, já que determina a atração de capital ao setor e, portanto, a sustentabilidade do mesmo. A determinação de valores destes parâmetros em níveis inapropriados pode provocar uma sinalização inadequada aos novos investimentos, a motivação para redução dos investimentos necessários pelos investidores estabelecidos ou a transferência indevida de ganhos ao investidor através de tarifas elevadas, imputadas aos consumidores finais. 7. Cabe mencionar que as práticas regulatórias de uso mais difundido no mundo recorrem à utilização de enfoques o menos discricionário possível. Existe um consenso cada vez maior em utilizar métodos padronizados, que seriam os mais adequados e, em conseqüência, a determinação discricional da taxa é uma opção progressivamente menos utilizada. Entre os procedimentos padronizados, o que obtém maior consenso é o método “Weighted Average Cost of Capital” em combinação com o “Capital Asset Pricing Model” para a estimativa do custo do capital próprio (CAPM/WACC).

III. DA ANÁLISE

III.1. METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL III.1.1 – Escolha do Modelo 8. Entre os métodos padronizados para determinar a taxa de retorno de um empreendimento, o que maior consenso adquiriu é o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC2) em combinação com o “Capital Asset Pricing Model” (CAPM). 9. De acordo com esse modelo, a taxa de retorno de um empreendimento é uma média ponderada dos custos dos diversos tipos de capital, com pesos iguais à participação de cada tipo de capital no valor total dos ativos do empreendimento. 10. Assim, o método WACC procura refletir o custo médio das diferentes alternativas de financiamento (capital próprio e de terceiros) disponíveis para o empreendimento. O modelo tradicional do WACC é expresso pela seguinte fórmula:

1 Nota Técnica nº 1 – CSPE. “Metodologia para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado”. Outubro, 2003. 2 WACC vem do inglês Weighted Average Capital Cost.

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(Fls. 3 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

)1( TrDP

Dr

DPP

r DPWACC −⋅⋅+

+⋅+

= (1)

onde: rwacc: custo médio ponderado de capital (taxa de retorno) rP: custo do capital próprio rD: custo da dívida P: capital próprio D: capital de terceiros ou dívida T: alíquota tributária marginal efetiva

11. Observa-se que, para determinar o WACC, é necessário conhecer, ou mesmo determinar, a estrutura de capital (proporções dos tipos de capital: próprio (P) e de terceiros (D)), os custos de capital próprio (rP) e de terceiros (rD) e alíquotas dos impostos sobre a renda (Imposto de Renda de Pessoa Jurídica e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido). 12. Já o CAPM, usado no cálculo do capital próprio, é construído sobre a premissa de que a variância de retornos é a medida de risco apropriada, mas apenas aquela porção de variação que é não -diversificável é recompensada, ou seja, parte do risco em qualquer ativo individual pode ser eliminado através da diversificação. Assim, pode-se dividir o risco em duas partes:

• Risco sistemático, proveniente do sistema, ou seja, que está relacionado com os ativos negociados no mercado. Também chamado de risco não-diversificável ou risco de mercado, que é inerente ao próprio negócio;

• Risco não sistemático, proveniente das características de cada ativo ou de um pequeno

grupo de ativos, sendo intrínseco à atividade. Também chamado de risco específico e risco diversificável.

III.1.2 – Fatores que Afetam o Custo de Capital III.1.2.1 – Estrutura de Capital 3 13. A estrutura de capital é definida como as proporções dos diversos tipos de capital próprio (por exemplo: ações ordinárias, ações preferenciais) e de capital de terceiros (diversos tipos de obrigações, dívidas) no ativo total da empresa. Entretanto, na maioria dos estudos realizados, toma-se a estrutura de capital numa forma mais simples, agregando os diversos tipos de capital próprio numa única conta de capital próprio e os diversos tipos de capital de terceiros numa outra conta única de dívidas. 14. Assim, quando são considerados apenas capitais próprios e de dívidas na estrutura de capital, pode-se definir a estrutura de capital pela razão capital de terceiros ou dívida (D) sobre capital total (P+D), ou seja, D/(P+D). 15. A estrutura de capital afeta a taxa de retorno de diversas maneiras. Primeiro, entra diretamente na fórmula do WACC, determinando os pesos dos diversos custos de capital que entrarão na

3 Para maiores detalhes, ver Nota Técnica nº 048/2006-SRT/ANEEL, fevereiro de 2006.

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(Fls. 4 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). determinação da taxa de retorno. Segundo, tem impactos sobre diversos riscos, como o risco financeiro, já que a presença de capital de terceiros eleva a volatilidade dos retornos sobre capital próprio do projeto. 16. Além desses efeitos diretos, a estrutura de capital tem um efeito importante sobre o retorno sobre o capital total, devido ao tratamento diferenciado que recebem os juros de dívida e os juros pagos a título de remuneração do cap ital próprio, para efeito de abatimento no cálculo dos impostos sobre a renda. Se uma concessionária toma emprestado para financiar suas atividades, os juros pagos são abatidos diretamente do lucro da empresa. 17. Por outro lado, se a concessionária financia tudo com capitais próprios, a Lei no 9.249, de 26 de dezembro de 1995, que “altera a legislação do imposto de renda das pessoas jurídicas, bem como da contribuição social sobre o lucro líquido, e dá outras providências”, faculta à empresa abater os juros pagos a título de remuneração do capital próprio do cálculo do imposto de renda, dependendo da estratégia contábil utilizada pela concessionária. Todavia, essa remuneração sobre capital próprio passível de ser abatida no imposto de renda não é, geralmente, igual ao custo do capital próprio. 18. Sobre este componente, a ANEEL propõe a adoção de um intervalo (banda) regulatório para a estrutura de capital, conforme nota técnica específica emitida pela Agência. Assim, recomenda-se para os empreendimentos em operação a adoção de um intervalo de estrutura de capital entre 55%-65%, adotando-se o limite inferior – 55% – para as empresas existentes definidas pela Resolução ANEEL nº 166/2000 e o limite superior – 65% – para os emp reendimentos a serem licitados. Por fim, destaca-se que as análises aqui realizadas quanto às transmissoras licitadas se aplicam apenas no caso da definição da receita-teto para os leilões III.1.2.2 – Impostos4 19. Os tributos afetam as taxas de retorno líquidas das empresas. Alguns podem ser calculados a partir da receita bruta do empreendimento, como PIS/PASEP e COFINS, enquanto outros, como o imposto de renda, cuja alíquota depende do lucro total da empresa, não pode ser calculado apenas sabendo-se o lucro do projeto, sendo necessário também conhecer o lucro total da concessionária. 20. É interessante observar que alguns reguladores, como os do Reino Unido, determinam a taxa de retorno antes dos tributos. Outros reguladores, como os da Argentina, calculam a taxa de retorno líquida após os tributos. É possível ainda fazer um caso intermediário, computando a taxa de retorno líquida com alguns tributos antes e outros após. Isso pode ser útil no caso de tributos cuja alíquota é determinada a posteriori, levando em consideração receitas e despesas não conhecidas pelo regulador, como, por exemplo, os impostos sobre a renda. Nesse caso, esses impostos sobre a renda são deixados de fora do cálculo da taxa de retorno. 21. Vale ressaltar que, do ponto de vista do potencial investidor, o que interessa é a taxa de retorno líquida após todos os juros e tributos pagos. Por essa razão, a proposta aqui defendida é a utilização da taxa de retorno após os impostos.

4 Coutinho, P. e A. Oliveira [2001]. “Critérios e Procedimentos para a Determinação da Taxa de Retorno usada no Cálculo das Remunerações das Concessões de Instalações de Transmissão de Energia Elétrica da Rede Básica”. ANEEL, 2002 (Nota Técnica).

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(Fls. 5 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 22. Uma diferenciação importante entre os tributos (impostos e contribuições) é com relação à forma como tratam o custo de capital próprio e de terceiros. O PIS/PASEP, a COFINS, o Finsocial, o RGR e a CPMF, que incidem sobre a receita da empresa, afetam igualmente capital próprio e de terceiros. 23. Todavia, outros tributos tratam diferentemente capital próprio e de terceiros. Esse é o caso do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL). Na maioria dos países e no Brasil, até 31.12.1995, apenas os pagamentos de juros da dívida reduziam o lucro real, sobre o qual incidem o IRPJ e a CSLL. Esta realidade foi alterada pela Lei no 9.249, de 26/12/1995, nos termos dos arts. 9º e 100. 24. A referida Lei no 9.249/95 estabelece que, para efeito de apuração do lucro real, a partir de 01/01/1996, observado o regime de competência, poderão ser deduzidos os juros pagos ou creditados individualmente a titular, sócios ou acionistas, a título de remuneração do capital próprio , calculados sobre as contas do patrimônio líquido ajustado e limitados à variação, pro-rata dia, da taxa de juros de longo prazo (TJLP). 25. É garantido5, portanto, à pessoa jurídica a faculdade de destinação dos juros sobre o capital próprio, quer seja para capitalização, com a devida incidência da alíquota do IRPJ por conta da empresa, ou para pagamento, a título de remuneração de capital próprio, com a incidência do IRPJ, dessa feita, por conta do beneficiário, sendo exclusivamente na fonte (pessoa física ou jurídica não tributada com base no lucro real) ou antecipação do devido (pessoa jurídica tributada com base no lucro real). 26. Para o cálculo do montante referente ao IRPJ, deve-se considerar, nos termos da legislação vigente (Lei nº 9.249/95 e posteriores), as duas alíquotas: de 15% (quinze por cento), incidente sobre a parcela do lucro real, presumido ou arbitrado, de até R$ 240.000,00, e a adicional de 10% (dez por cento), incidente sobre a parcela que exceder a R$ 240.000,00. Observa-se, contudo, que a maioria dos empreendimentos em transmissão de energia elétrica são de grande volume de investimento, principalmente aqueles sujeitos ao processo licitatório, sugerindo que a alíquota de incidência do IRPJ resultante esteja muito próxima do valor máximo de 25% (vinte e cinco por cento). 27. Em relação a CSLL, determina a legislação, especialmente os art. 6º e 7º da Medida Provisória 2.158-34, de 27.7.2001, uma alíquota de 8% (oito por cento) incidente sobre os fatos geradores ocorridos a partir de 1º de janeiro de 1999, considerados um adicional de 4% (quatro pontos percentuais), quando tais fatos ocorrerem de 1º de maio de 1999 a 31 de janeiro de 2000, num total de 12% (doze por cento), ou adicional de 1% (um ponto percentual), quando ocorridos de 1° de fevereiro de 2000 a 31 de dezembro de 2002, num total de 9% (nove por cento). 28. Diante das mencionadas regulamentações tributárias, considera-se, neste trabalho, o seguinte procedimento para tratar devidamente a influência dos impostos e contribuições, especialmente o IRPJ e a CSLL incidentes sobre o lucro líquido (ou lucro líquido tributável), para a determinação da taxa de remuneração adequada dos empreendimentos em transmissão de energia elétrica no Brasil: 5 Lei nº 9.249, de 26.12.1995 , que “altera a legislação do imposto de renda das pessoas jurídicas, bem como da contribuição social sobre o lucro líquido, e dá outras providências” , alterada pela Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de 1996, Lei nº 9.779, de 19 de janeiro de 1999, Medida Provisória nº 1.807, de 28 de janeiro de 1999, reeditada 34 vezes, última edição: Medida Provisória 2.158-34, de 27.7.2001, que “altera a legislação das Contribuições para a Seguridade Social – COFINS, para os programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PIS/PASEP e do Imposto sobre a Renda, e dá outras providências.

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(Fls. 6 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

− PIS/PASEP, COFINS, Finsocial, RGR e Taxa de Fiscalização têm o pagamento de seus montantes retirados da receita anual permitida;

− Juros sobre Capital de Terceiros e Juros sobre Capital Próprio são retirados do Lucro

Bruto da transmissora para cômputo do lucro tributável;

− Os tributos pagos pela empresa são iguais ao IRPJ mais o CSLL somados ao produto dos Juros sobre Capital Próprio pela alíquota do Imposto de Renda Descontado na Fonte (15%).

29. A alíquota de imposto que aparece nas fórmulas nos 11 e 12 representa o benefício fiscal adicional que o capital de terceiros recebe como função do tratamento tributário dado o capital próprio e de terceiros pela legislação brasileira. Caso o tratamento tributário aos diferentes tipos de capital fosse simétrico, não haveria necessidade de ajustar as taxas de retorno de maneira a incorporar o benefício. Como o tratamento é assimétrico, no entanto, é necessário ajustar a taxa de retorno sobre dívida pelo benefício fiscal adicional que ela recebe. 30. Por fim, face ao exposto, a alíquota de impostos (T) a ser considerada na fórmula 1, apresentada anteriormente, será de 34%.

III.2. CUSTO DO CAPITAL PRÓPRIO III.2.1 – Aspectos Gerais 31. O custo do capital próprio é a taxa de retorno que um investidor requer para investir seu capital em uma empresa associada a uma determinada atividade. Este retorno deve incluir todos os dividendos, assim como qualquer perda ou ganho de capital. Existem diversos métodos para estimar o custo do capital próprio, dentre os quais podem ser destacados os seguintes:

− Capital Asset Pricing Model (CAPM); − Arbitrage Pricing Theory (APT); − Dividend Growth Model.

32. A opção feita pela ANEEL para o cálculo do custo de capital próprio, já adotada no segmento de distribuição de energia elétrica,é o modelo do CAPM (Capital Asset Pricing Model). O CAPM assume que o prêmio de risco requerido pela ação é proporcional ao seu coeficiente beta, o qual mede a volatilidade e indica a variação do retorno da ação de uma determinada empresa em relação ao comportamento do mercado acionário. 33. Assim, o beta de um título nada mais é do que uma medida de risco de um título em uma carteira ampla e significa o quanto esse título deverá variar quando o mercado variar de uma unidade, ou seja, é a sensibilidade das ações às variações do valor da carteira de mercado.

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(Fls. 7 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 34. Nesse modelo, o retorno esperado sobre o ativo será a soma de uma taxa livre de risco e um retorno associado a um risco não-diversificável, o que faz com que o retorno esperado varie linearmente com relação ao beta do ativo. Dessa forma, o CAPM relaciona um ativo com a carteira a que pertence através da linha de mercado de títulos, conforme a figura a seguir:

Figura 1: Linha de Mercado de Títulos

35. Matematicamente, o modelo CAPM tem como resultado fundamental a seguinte equação:

)( fMifi RRRR −+= β (2) onde:

iR : retorno esperado do ativo ou carteira i (ou custo do capital próprio) Rf : retorno do ativo sem risco (ou taxa livre de risco) ßi : beta do ativo ou carteira i (ou índice do risco sistemático)

MR : retorno esperado da carteira de mercado

)( fM RR − : prêmio de risco do mercado acionário

36. Essa equação , conhecida como linha de mercado de títulos, descreve a combinação de equilíbrio de retornos esperados e betas de todas as carteiras possíveis de serem construídas. O retorno esperado de um título ou carteira está linearmente relacionado ao prêmio de risco do mercado acionário. 37. Existem diversas dificuldades no uso do CAPM para calcular o custo de capital próprio. Primeiro, baseia-se em hipóteses bastante fortes sobre os agentes econômicos e as características dos mercados de capitais. Segundo, a grande maioria das concessionárias de serviços de transmissão de energia elétrica que têm ações cotadas em bolsa com liquidez são principalmente empresas de geração e/ou distribuição de energia elétrica (empresas verticalizadas). Por fim, como o beta de uma empresa é a média ponderada dos betas dos projetos desenvolvidos pela empresa, conforme a fórmula abaixo, fica muito difícil extrair o beta das atividades de transmissão.

∑=

⋅=n

iiicarteira x

1

ββ (3)

onde: ßi : beta do ativo i xi : é a porcentagem dos recursos que foram aplicados no ativo i

Beta do título

Linha de mercado de títulos

1

Rf

RM

Retorno esperado do título (%)

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(Fls. 8 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 38. Assim, devido às dificuldades acima explicitadas, um caminho alternativo para cálculo do custo de capital próprio para empreendimentos de transmissão de energia elétrica no mercado brasileiro é calcular o custo de capital próprio de uma maneira construtiva, começando pela taxa livre de risco, que representa o prêmio de liquidez, adicionando-se os prêmios referentes a cada risco associado ao capital próprio aplicado em um empreendimento de transmissão de energia elétrica (prêmios de risco do negócio, financeiro e outros prêmios de risco). O custo de capital próprio, no mercado doméstico (Brasil), em reais, é então calculado pela seguinte equação:

( ) rfmfCAPM rrrrr +−⋅+= β (4)

Onde:

CAPMr : custo de capital próprio (em reais)

fr : taxa de retorno do ativo livre de risco

β : beta do setor regulado

fm rr − : prêmio de risco do mercado de referência

rr : outros prêmios de risco 39. Como se deseja determinar o custo de capital para uma indústria regulada no Brasil, devem ser incorporados prêmios de risco adicionais, associados às especificidades do mercado local. Desse modo, ao CAPM padrão adicionam-se o prêmio de risco Brasil (rB), o prêmio de risco cambial (rx) e, dependendo da indústria em análise e do mercado de referência, o prêmio de risco regulatório (rR). A expressão do custo de capital próprio torna-se então:

( ) RXBfmfCAPM rrrrrrr +++−⋅+= β (5)

Onde:

Br : prêmio de risco Brasil

Xr : prêmio de risco cambial

Rr : prêmio de risco regulatório III.2.2 – Taxa Livre de Risco 40. A taxa livre de risco é a remuneração referente ao custo do tempo, isto é, a remuneração exigida pelo investidor por abrir mão da liquidez corrente em troca de liquidez futura. 41. Existe uma dificuldade para se determinar a taxa livre de risco da economia brasileira por ela não possuir, reconhecidamente, um ativo livre de risco. Uma alternativa seria estimar a taxa de retorno esperada de um ativo que tivesse correlação zero com o mercado. Para tal seria necessário estimar o modelo CAPM Beta Zero, uma tarefa não muito usual entre os analistas do mercado financeiro. 42. Assim, devido às características da economia brasileira (“emergente”) e a tendência de globalização da economia, o mais indicado para cálculo da taxa livre de risco é utilizar a taxa de um bônus zero cupom do governo dos EUA (referência do mercado global), compatível com a concessão do serviço de transmissão (longo prazo). Dessa forma, considerando que um projeto de transmissão de energia elétrica

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(Fls. 9 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). caracteriza-se por um empreendimento de longo prazo (maturidade) e uma duration6 de aproximadamente 7 anos, deve-se optar por trabalhar com títulos (bônus) do governo americano de características semelhantes. 43. Um bônus do governo dos EUA com prazo de 10 anos até o vencimento tem uma duration de aproximadamente 8 anos. Portanto, utiliza-se um título de renda fixa do bônus do tesouro americano tipo “USTB10”, para estimar a taxa livre de risco. Para esse título, utilizou-se uma série de dados anuais da cotação no período de 1928-2004, conforme mostrado na Figura 2, obtendo-se, através de média aritmética, uma taxa de juros média anual de 5,27%.

Evolução do Retorno da Taxa Livre de Risco

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

19281932193619401944194819521956196019641968197219761980198419881992199620002004

(%a.

a.)

Figura 2: Taxa de retorno do USTB10 entre 1928-2004

III.2.3 – Prêmio de Risco de Mercado 44. O prêmio de risco de mercado mede a diferença entre o retorno esperado no mercado acionário (investimento com risco) e o retorno de títulos livre de risco. Para se estimar o prêmio de risco de mercado, subtrai-se a taxa livre de risco do retorno médio anual da série histórica dos retornos do portfólio do mercado de referência. No caso de se usar os Estados Unidos como mercado de referência uma boa proxy de um portfólio de mercado é o S&P500, que consiste em um índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na Bolsa de Nova York. 45. Para a estimativa do prêmio por risco do mercado devem ser considerados dois aspectos importantes: o período que será tomado como referência e a técnica estatística utilizada para o cálculo das médias. 46. O período de tempo (momento inicial e final) considerado na determinação dos dados históricos utilizados é determinante sobre os resultados obtidos. Na determinação da taxa de prêmio por risco, através da utilização de valores históricos, assume-se implicitamente que o retorno médio realizado é um proxy apropriado do retorno esperado (ou seja, que as expectativas do investidor se realizam). Entretanto, isto pode não ocorrer, uma vez que as expectativas realizadas no futuro podem resultar muito distintas 6 Duration é um conceito financeiro moderno que representa a duração média ponderada dos fluxos de caixa de um ativo ou carteira.

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(Fls. 10 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). daquelas esperadas originalmente pelos investidores. Por esta razão, deve-se considerar um período o mais extenso possível, havendo disponibilidade de dados, como uma maneira de eliminar estas anomalias, basicamente relacionadas com o ciclo econômico. Taxas determinadas sobre bases de períodos curtos de tempo podem ser extremamente voláteis, já que são muito sensíveis às alterações em aspectos tais como as condições do mercado de capitais, as expectativas de inflação e as políticas fiscais e monetárias. 47. Visando determinar as médias dos retornos, dispõe-se de duas opções: média aritmética ou média geométrica. Ambas são muito usadas e apresentam vantagens e limitações. Assim, a média aritmética é um estimador não enviesado do parâmetro. Entretanto, mostra-se sensível à duração do período; a média geométrica consiste na taxa de retorno composta, que ajusta os valores de início e fim do período considerado, por isso reflete melhor os retornos ocorridos no passado e não varia com a duração do período. Por esta razão, alguns autores recomendam a utilização da média geométrica, quando forem considerados períodos de longa duração. Pelo contrário, outros especialistas consideram que, devido ao fato de o CAPM se basear em expectativas, o único critério consistente com esse enfoque seria o uso da média aritmética, dado que a média geométrica trabalha com resultados possíveis. 48. Assim, a média aritmética é a metodologia que melhor reflete o prêmio exigido pelo investidor uma vez que captura de forma independente o retorno médio anual histórico, obtido pelo investidor, sem atribuir ponderações a qualquer evento, seja ele extremamente positivo, seja ele extremamente negativo. Essa média também captura a volatilidade apresentada pelo retorno das ações ao longo de todo o período histórico, sendo essa a principal variável na determinação do retorno exigido pelo investidor. 49. Dessa forma, com base nas séries históricas de 1928 a 2004, foi determinada a série mensal do retorno do mercado (“excedente”) como resultado da diferença entre a taxa de retorno do mercado acionário (S&P500) e a taxa do bônus do tesouro americano (USTB10), conforme se observa na Figura 3. Obtém-se, dessa forma, uma taxa anual média (aritmética) de retorno do mercado acionário de 6,53 % a.a..

S&P 500 e Taxa Livre de Risco

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

19281932193619401944194819521956196019641968197219761980198419881992199620002004

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Taxa Livre de Risco S&P 500

Figura 3: Taxa de retorno do mercado acionário EUA [S&P500 – USTB10]: 1926-2004 III.2.4 – Prêmios de Risco do Negócio, Financeiro e Regulatório

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(Fls. 11 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 50. É certo que do ponto de vista da consistência conceitual, o ideal seria estimar um CAPM local, determinando a taxa livre de risco, o prêmio de mercado e o beta sobre o mercado acionário local. Entretanto, em geral isto não é possível devido, entre outros, aos seguintes aspectos:

− a qualidade e quantidade das informações disponíveis não o permitem; − os mercados de capitais não são amadurecidos; − as séries de tempo não são suficientemente extensas; − os fortes desequilíbrios macroeconômicos geram altas volatilidades dos papéis; − tem-se baixa liquidez em muitos casos, etc.

51. Dessa forma, a alternativa que se coloca é estimar o beta também no mercado americano, assim como foi feito para a taxa livre de risco e o prêmio de mercado, fazendo-se, no entanto, os devidos ajustes para incorporar os riscos adicionais pertinentes. III.2.4.1 – Beta 52. O beta reflete os diversos tipos de risco: o risco do negócio e o risco financeiro. O risco do negócio pode ser definido como o grau de incerteza em relação à projeção do retorno sobre o ativo total inerente ao negócio , que não pode ser eliminado por diversificação. Em linguagem técnica, é o risco sistemático (não diversificável) quando todo o capital da empresa é capital próprio. O risco financeiro é o risco adicional devido ao uso de capital de terceiros no financiamento do projeto, isto é, o risco adicionado ao projeto devido à alavancagem financeira. 53. O cálculo do beta a ser utilizado para a determinação da taxa de retorno envolve os seguintes passos:

• Em primeiro lugar, calcula-se o beta de empresas pertencentes ao setor regulado de interesse e ao mercado de referência (ex.: empresas de energia elétrica nos Estados Unidos). Os betas encontrados são os betas alavancados (ßiAlavancado, onde i = empresa), isto é, os betas das empresas, considerando a estrutura de capital existente, que exprime os riscos do negócio e financeiro da empresa.

• O segundo passo é desalavancar os 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 beta associado ao risco do negócio (ßiDesalavancado), ou seja, o beta do negócio:

( )

−+

=TDP

P

ii

iAlavancadoi

adoDesalavanci 1

ββ (6)

onde: ßiAlavancado é o beta estimado, ßiDesalavancado é o beta desalavancado ou beta de negócio de cada empresa,

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(Fls. 12 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Pi é o valor da participação do capital próprio da empresa, Di é o valor da participação do capital de terceiros da empresa i da amostra utilizada e T é a alíquota de impostos de renda do mercado de referência.

• O terceiro passo é calcular a média ponderada desses betas, cujo resultado será o beta

desalavancado ou beta de negócio do setor regulado de interesse no mercado de referência. A ponderação é dada pela participação dos ativos da empresa (capital total) nos ativos totais das empresas da amostra. O beta desalavancado multiplicado pelo prêmio de risco do mercado, calculado abaixo, equivale ao risco do negócio.

( )

( )∑

=

=

⋅= n

ii

n

ii

adoDesalavanci

adoDesalavanc

Ativos

Ativos

1

1

ββ (7)

onde: n é o número de empresas da amostra.

• O quarto passo é realavancar esse beta de negócio usando a estrutura de capital média

brasileira e a alíquota de impostos, composta pelas alíquotas de imposto de renda da pessoa jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL). Representando por T a soma do IRPJ com a CSLL, o beta realavancado ou beta total é determinado pela fórmula a seguir:

( ) cadoDesalavancAlavancado

PTDP

ββ ⋅

−+

=1

(8)

54. Esse é o beta total 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:

( )fMAlavancado

FinanceiroNegócio rrRiscoRisco −⋅=+ β (9) 55. Torna-se necessário então a determinação do parâmetro beta médio do setor (ajustado pela estrutura de capital média das empresas). Quando se deseja utilizar o beta para estimar o custo de capital de uma empresa ou conjunto de empresas e não se dispõe de dados da empresa individual ou do conjunto, a alternativa é utilizar o beta de uma carteira de empresas similares, do mesmo setor, com o que os desvios típicos tendem a se anular. 56. Isto leva à consideração de vários aspectos fundamentais para o cálculo dos betas. É necessário encontrar fontes de informação com suficiente volume de dados para poder estimar betas com certa precisão, que essa informação tenha a transparência requerida e que seja aplicável ao caso em estudo. A este respeito, habitualmente se calcula o beta sobre a base da mesma fonte de informação daquela que se extraiam os parâmetros da taxa livre de risco e do prêmio de mercado. Considera-se em geral o mercado dos EUA, onde se dispõe de outras vantagens adicionais, tais como o volume, a quantidade de empresas do setor que negociam ações em bolsa, a liquidez dos papéis e a transparência. Para a determinação do parâmetro beta para fins regulatórios, deve-se utilizar uma amostra de empresas representativas do caso. Isto expõe o

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(Fls. 13 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). assunto da comparabilidade, isto é, a questão de se determinar quão representativa é a amostra que se pode escolher com respeito à empresa em particular. 57. No entanto, a principal dificuldade para se definir uma amostra representativa reside em se encontrar empresas similares àquela sob avaliação, ou que pelo menos operem unicamente em um setor. Esta situação em geral não ocorre na realidade. Mesmo no mercado mais líquido, o dos EUA, a maior parte das empresas constitui-se em conglomerados (holdings) operando em vários setores. 58. Para isso, foram escolhidas empresas americanas do setor elétrico que apresentassem a transmissão de energia elétrica entre suas atividades principais ou, na impossibilidade de identificação explícita dessa atividade, as empresas verticalizadas ou integradas do setor elétrico, descartadas aquelas tipicamente ou preponderante da atividade de geração ou de distribuição de energia elétrica. 59. A tabela a seguir apresenta, para 18 empresas selecionadas, o beta estimado com dados dos últimos 60 meses, com referência em setembro de 2005. Verifica-se que a média simples dos betas alavancados é de 0,52, enquanto o beta médio desalavancado é de 0,28. Se considerarmos uma amostra maior de empresas, incluindo empresas que atuam com maior intensidade nos segmentos de distribuição de energia elétrica, comercialização e até no setor de gás natural, tem-se um beta médio desalavancado de 0,25, como pode ser observado no anexo II.

Tabela 1: Beta e Estrutura de Capital de Empresas do Setor Elétrico dos EUA Empresas

Beta

Alavancado Capital Social

(US$) Estrutura de Capital (D/V)

Beta Desalavancado

Dominion Resources 0,28 25.343.000.000 62,00% 0,13 DQE 0,56 1.386.000.000 60,31% 0,28 DTE Energy 0,13 7.921.000.000 60,43% 0,06 FPL 0,10 14.962.000.000 55,69% 0,05 GPU 0,15 4.200.000.000 66,36% 0,07 Idacorp 0,55 1.197.000.000 51,43% 0,32 MDU Resources Group 0,46 3.267.000.000 36,28% 0,33 OGE Energy 0,26 2.431.000.000 56,00% 0,14 Public Servc Enterp 0,31 12.964.000.000 70,74% 0,12 Westar Energy 0,73 1.870.000.000 54,97% 0,40 Winsconsin Energy -0,04 4.153.000.000 57,78% -0,02 Xcel Energy 0,66 6.878.000.000 56,23% 0,36 PNM Resources 1,00 1.855.000.000 60,90% 0,49 Black Hills Corp 0,93 1.391.000.000 52,61% 0,54 Avista Corp 1,08 909.000.000 56,33% 0,58 Empire District Electric 0,83 596.000.000 51,69% 0,49 Unisource Energy Corp. 0,51 1.131.000.000 77,78% 0,15 Central Vermont Public Service 0,79 224.000.000 37,11% 0,57 0,52 92.678.000.000 56,92% 0,28

Fonte: Economática; Reuters 60. Estes resultados são coerentes com estudos realizados por diversos institutos e estudos americanos, conforme apresentado na tabela seguinte, onde o beta médio desalavancado de empresas americanas do setor elétrico é de 0,27.

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(Fls. 14 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Tabela 2: Beta dos Ativos (desalavancado) de Empresas do Setor Elétrico dos EUA Fonte Período Beta desalavancado

Value Line7 1999-2003 0,35 Value Line 1994-1998 0,26 Bloomberg8 2002-2003 0,27 Alexander9 1990-1994 0,33 Ibbotson10 1999-2003 0,12 Ibbotson 1993-1997 0,32 S & P11 1999-2003 0,18 S & P 1994-1998 0,19 S & P 1989-1993 0,34 Média 0,27

61. As figuras 4 e 5, a seguir, mostram o comportamento dos betas das empresas em função do Capital, onde se verifica que o valor do beta diminui com o aumento do capital, indicando que empresas com maior capital são menos voláteis às variações do mercado (menor beta).

Beta de Empresas Americanas (alavancado)

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0

Capital social (US$ bi)

beta

Figura 4: Betas alavancados em função do capital (US$ bi) das empresas da amostra

7Damodaran, A. 1998, 2003, 2004, “Levered and Unlevered Betas by Industry: US Firms”. www.stern.nyu.edu/~adamodar. Estimativa para 64 empresas americanas, com informações dos últimos 5 anos. 8 Estimativa para 68 empresas americanas. 9 Alexander, I., Mayer, C. and Weeds, H. 1996, ‘Regulatory Structure and Risk: An International Comparison’, prepared for The World Bank. 10 Ibbotson Associates. 1998 e 2004, Cost of Capital: 1998 Yearbook, Chicago. Estimativa para 41 empresas americanas, usando-se o ajuste de Vasicek. 11 Standard and Poors. Estimativa para 36 empresas (1989-1993), 37 empresas (1994-1998) e 42 empresas (1999-2003).

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(Fls. 15 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Beta de Empresas Americanas (desalavancado)

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0

Capital social (US$ bi)

beta

Figura 5: Betas desalavancados em função do capital (US$ bi) das empresas da amostra

62. No entanto, deve-se ainda fazer a ponderação do beta desalavancado das empresas apresentadas na tabela 1 pelo capital, conforme descrito na metodologia anterior. Este procedimento resulta um beta médio desalavancado de 0,16. Dessa forma, o beta de referência para a atividade de transmissão de energia elétrica a ser adotado será de 0,16. III.2.4.2 – Risco Regulatório 63. Uma questão a ser abordada na modelagem do custo de capital de setores regulados é o ajuste ao risco regulatório envolvido. Em geral, são identificadas três categorias de regimes regulatórios12:

− Regimes com alto poder de incentivo: price caps, revenue caps, etc.; − Regimes com médio poder de incentivo: esquemas regulatórios híbridos e estruturas

regulatórias menos explícitas; e − Regimes com baixo poder de incentivo: custo de serviço (cost plus), ou taxa de retorno

garantida (rate of return).

64. Em algumas situações, somos obrigados a utilizar um mercado de referência, cujo setor regulado em análise esteja sob regulação distinta do mesmo setor no Brasil. Por exemplo, se o setor regulado brasileiro apresenta uma regulação com alto poder de incentivo e o mesmo setor no mercado de referência estiver sob regulação com baixo ou médio poder de incentivo, faz-se necessário o ajuste a esse maior risco regulatório13. 65. Dessa forma, para o cálculo do prêmio de risco regulatório, considerou-se que o risco regulatório dos EUA estava refletido no beta daquele mercado. Contudo, é reconhecido que o regime de regulação por “preços máximos” apresenta maiores riscos que o de taxa de retorno adotado nos EUA. Nesse

12 Revista do BNDES, Rio de Janeiro, V. 11, N. 21, P. 139-164, Jun. 2004 153. 13 É o caso de se estimar o custo de capital do setor elétrico brasileiro a partir do norte-americano, cujo mercado de energia apresenta uma regulação rate of return, enquanto no setor elétrico brasileiro a regulação é price cap.

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(Fls. 16 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). caso, torna-se necessário determinar o risco adicional derivado do regime regulatório brasileiro. Além do risco adicional associado ao regime regulatório brasileiro, considera-se que há uma fonte adicional de risco associada à maior incerteza do ambiente regulatório brasileiro comparativamente aos EUA. 66. Por outro lado, é importante mencionar que quando os betas são determinados considerando uma amostra de empresas operando sob uma regulação de preços máximos, obtêm-se geralmente “betas desalavancados” compreendidos entre 0,4 e 0,8. Quando os betas são calculados a partir de informações do mercado acionário dos EUA, os valores obtidos são em geral inferiores. Segundo o procedimento estatístico utilizado, esses valores podem variar entre 0,1 e 0,414. 67. Reconhece-se internacionalmente que o método de regulação por preços máximos implica para as empresas regulad as um risco superior àquele sob um regime de taxa de retorno. Essa diferença se vê refletida ao examinar comparativamente os betas que podem ser obtidos em países com mercados de capitais desenvolvidos e regulação por “price cap”, como o caso inglês ou o australiano. No reconhecido estudo teórico e empírico de Alexander, Mayer e Weeds15, os autores realizam uma análise exaustiva do tema e chegam à conclusão de que existe um diferencial entre os betas, entre ambos os tipos de regulação, compreendido entre 0,2 e 0,6, dependendo do setor. 68. O mencionado estudo é muito utilizado nas distintas experiências latino-americanas para ajustar os betas estimados sobre os resultados do mercado dos EUA. Em algumas ocasiões utiliza-se o diferencial para o caso do setor elétrico, que é de 0,22, enquanto que em outras situações se considera uma média dos setores analisados, o que resulta em um adicional de 0,41. 69. Uma maneira de estimar a diferença de risco existente entre os ambientes regulatórios distintos seria justamente pela diferença entre os betas. Para isso, existem duas possibilidades: a primeira seria considerar que esse maior risco regulatório envolve não só o risco de negócio, como também de preços; e a segunda seria considerar somente o risco do negócio. Entende-se que a segunda possibilidade é mais aderente aos princípios deste estudo. Dessa forma, o ajuste a um mercado price cap é feito somente para o risco do negócio, sem considerar a alavancagem financeira. 70. Para facilitar a explicação, suponhamos que o objetivo é estimar a diferença de risco regulatório existente entre um ambiente rate of return (RR) e outro price cap (PC). Teríamos então os seguintes cálculos:

• O primeiro passo é calcular a diferença entre os betas desalavancados de um mesmo setor (p.e.: o setor elétrico) nos dois regimes de regulação de interesse:

( ) adoDesalavancRRPC βββ −=∆ (10)

onde: ?ß é a diferença de risco entre ambientes regulatórios distintos; ßPC é o beta no regime price-cap; ßRR é o beta no regime rate of return.

14 Nota Técnica nº 1 – CSPE. “Metodologia para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado”. Outubro, 2003. 15 ALEXANDER, I., MAYER, C., WEEDS, H. Regulatory structure and risk: an international comparison. World Bank, 1996.

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(Fls. 17 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

• O segundo passo é definir um fator de ajuste de forma a refletir as características de um determinado segmento como, por exemplo, a distribuição, transmissão e geração. É reconhecido que o segmento de transmissão apresenta um risco menor que o de distribuição, o que pode resultar em um fator menor16.

( )fMgulatório rrRisco −⋅∆⋅= βγRe (11)

onde: γ é o fator de ajuste em função do segmento considerado e do tipo de instalação.

71. No Brasil, o modelo de regulação econômica das concessões de serviço público de transmissão e distribuição, por se tratarem de monopólios naturais, é o price cap, cujo teto de preços é definido pelo regulador. No entanto, é interessante ressaltar que existe uma diferença fundamental entre os regimes de price cap aplicados à distribuição e à transmissão no Brasil. No primeiro, toda a gestão do negócio cabe à distribuidora, que irá tentar maximizar seus lucros (minimizar seus custos) fazendo uma composição ideal entre capital (investimentos) e trabalho (operação), provendo um serviço adequado e recebendo, em contrapartida, a tarifa paga por seu consumidor17. 72. Já no caso da transmissão, cabe à concessionária apenas implementar seu projeto adequadamente, dentro de requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede, e gerir sua operação e manutenção de modo a garantir a disponibilidade de suas instalações durante o maior tempo possível, pois o único risco que corre a transmissora é a perda de parte da receita por sua indisponibilidade. 73. Pelo lado do custo do investimento no empreendimento de transmissão de energia elétrica, o maior componente é o investimento inicial. No entanto, essa despesa é bastante previsível e sofrerá muito pouca variabilidade durante sua construção, já que se tem uma idéia bastante precisa das características geológicas e climáticas e dos impactos sobre o meio ambiente, conforme estudos prévios, no caso de empreendimentos para licitação, e do conhecimento da própria concessionária, no caso de empreendimentos autorizados. 74. Além disso, a outra parcela de custo de interesse, os custos de O&M (operação e manutenção), é praticamente fixa e bastante previsível, envolvendo basicamente custo de pessoal para operação e manutenção das instalações de transmissão. Também, no caso da transmissão, praticamente não existe o risco de inadimplência pois os usuários do sistema são em número limitado e bem conhecidos, praticamente eliminando esse risco e, conseqüentemente, reduzindo o risco do negócio. 75. Resta, porém, para uma adequada definição do fator de ajuste em função do segmento considerado, uma análise dos tipos de instalações existentes no setor de transmissão no Brasil. Assim, identifica-se, atualmente, no serviço público de transmissão de energia elétrica, três situações características diferentes:

a) Instalações de Transmissão da Rede Básica Existentes

16 Commerce Commission. “The Weighted Average Cost of Capital for Electricity Lines Businesses”. September, 2005. New Zealand. 17 Nota Técnica no 001/2004–SRT/ANEEL, de 06 de janeiro de 2004: “Considerações para aperfeiçoamento do modelo de expansão da transmissão”.

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(Fls. 18 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Os contratos de concessão para transmissão de energia elétrica celebrados entre a União e as empresas transmissoras tratam, em cláusula específica, da receita do serviço de transmissão, especificando que na prestação do serviço público de transmissão, caracterizado pela disponibilização das instalações. É determinado, ademais, em dispositivo contratual, que a ANEEL procederá, após a data de assinatura do contrato de concessão, a cada 4 (quatro) anos, a revisão periódica da RAP, com objetivo de promover a eficiência e modicidade tarifária, conforme regulação específica. Assim, entende-se que as instalações de transmissão existentes (RBSE), dentro do negócio de transmissão de energia elétrica apresentam pouco risco, ou seja, é atividade do setor elétrico com o menor risco. Enquanto pode-se adotar um fator de ajuste para o segmento de Distribuição igual a 1,00, sugere -se a adoção de um fator de ajuste (γ ) para o segmento de transmissão igual a 0,50. b) Instalações de Transmissão da Rede Básica Autorizadas Diferentemente, para os empreendimentos de transmissão autorizados por resolução específica da ANEEL, conforme transcrito do contrato de concessão, corresponde uma receita anual (RBNI), como parcela da RAP referente às instalações de transmissão integrantes da Rede Básica determinada de modo a remunerar, adequadamente, o investimento realizado na implantação de novas instalações de transmissão da Rede Básica, bem como, de substituições ou alterações nas instalações existentes, recomendados pelo ONS, para aumento da capacidade de transmissão, ou da confiabilidade do sistema, ou ainda que resulte em alteração da configuração do sistema interligado. Considerando que no processo de autorização de implantação de novas instalações de transmissão da rede básica, ou de substituições ou de alterações nas instalações da rede básica existentes, fica dispensada a exigência legal de licitação pela modalidade de leilão, o valor da receita anual (RBNI) determinada para o empreendimento deverá representar a justa remuneração do investimento realizado pela transmissora. Sugere -se, portanto, a adoção de um fator de ajuste (γ ) igual ao adotado para as instalações existentes, ou seja, igual a 0,50. c) Instalações de Transmissão da Rede Básica Licitadas na Modalidade de Leilão

Na outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão da Rede Básica do sistema elétrico interligado, por meio de licitação na modalidade de leilão, a Receita Anual Permitida (RAP) da transmissora pela prestação do serviço será o valor da proposta financeira vencedora do leilão, para os primeiros 15 (quinze) anos de disponibilização das instalações de transmissão para operação comercial, e a partir do 16º (décimo -sexto) ano até o final do prazo da concessão (30 anos), a RAP será de 50% (cinqüenta por cento) da RAP do 15º (décimo-quinto) ano, sendo objeto de reajustes de acordo com o estabelecido no contrato de concessão .

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(Fls. 19 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Nesse caso, a ANEEL determina os valores máximos (limites superiores) para a Receita Anual Permitida de cada lote de empreendimentos de instalações de transmissão da Rede Básica licitados na modalidade de leilão, considerando a especificidade do perfil da RAP durante o prazo da concessão e o limite máximo para remuneração pela prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, compatível com o investimento a ser realizado pelo novo concessionário. Verifica-se, portanto, que após a licitação da concessão o regime de regulação a que está submetido o concessionário se assemelha ao de rate of return, uma vez que há competição apenas na entrada e, posteriormente, tem sua receita assegurada de forma a manter a remuneração do capital investido. Por isso, conclui-se que neste caso não deve ser feito nenhum ajuste no beta por tipo de regulação usando-se, portanto, o beta do mercado de referência. Sugere-se, portanto, a adoção de um fator de ajuste (γ ) igual a 0,00.

76. Para o cálculo da diferença entre os regimes regulatórios propõe-se a adoção do beta do Reino Unido como referência para o regime price cap. Isso resulta em um beta alavancado de 1,00 sendo que a estrutura de capital adotada na última revisão do setor de transmissão é de 60% para capital de terceiro. Sendo a alíquota de imposto igual a 30%, resulta um beta desalavancado (ßPC) de 0,488. Vale ressaltar que a adoção de um beta alavancado igual a 1,00 para o Reino Unido é bastante conservadora, o que é reconhecido pelo regulador inglês18 (OFGEM), sendo que o beta médio do setor situa-se em torno de 0,5019, conforme apresentado no anexo III. 77. Sendo o beta do mercado de referência (ßPC) igual a 0,16, tem-se a diferença entre os regimes de regulação do setor de transmissão (?ß) igual a 0,328. III.2.4.3 – Prêmio de Risco do Negócio, Financeiro e Regulatório 78. Conforme exposto anteriormente, o prêmio de risco total do negócio, financeiro e regulatório pode ser expresso pelo cálculo de um beta que reflita todos esses riscos, que será dado por:

βγββ ∆⋅+= AlavancadoRR (12)

onde: ßRRAlavanado é o beta no mercado de referência (regime rate of return) alavancado pela estrutura de capital adotada.

79. Assim, a fórmula do CAPM fica reduzida a:

( ) XBfmfCAPM rrrrrr ++−⋅+= β (13) 80. Calculando-se o beta para os diferentes tipos de instalações conforme descrição feita no item anterior, obtêm-se os seguintes resultados: 18 OFGEM. The transmission price control review of the National Grid Company from 2001. Transmission asset owner. Final proposals. Pg. 34. September 2000. 19 Smithers & Co. Ltd. “Beta Estimates for: Scottish Power, Scottish & Southern Energy, Viridian Group, Centrica, International Power, National Grid Transco, United Utilities, Kelda Group, Severn Trent”. Provided to Ofgem. March, 2004.

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(Fls. 20 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

a) Instalações Existentes (RBSE) e Autorizadas (RBNI) ßRRAlavanado = 0,289 (calculado a partir da fórmula 8 com: ßRRDesalavanado = 0,16; Estrutura de capital (D/V) = 55%); γ = 0,50 ?ß = 0,328

O beta final resultante é igual a 0,453, o que resulta um prêmio total do risco do negócio, financeiro e regulatório ( ( )fm rr −⋅β ) de 2,96% (em termos nominais).

b) Instalações Licitadas ßRRAlavanado = 0,356 (calculado a partir da fórmula 8 com: ßRRDesalavanado = 0,16; Estrutura de capital (D/V) = 65%); γ = 0,00 ?ß = 0,328

O beta final resultante é igual a 0,356, o que resulta um prêmio total do risco do negócio, financeiro e regulatório ( ( )fm rr −⋅β ) de 2,33% (em termos nominais).

III.2.4 – Prêmio de Risco País 81. O diferencial da paridade coberta das taxas de juros é comumente conhecido como risco país, pois afeta os rendimentos de todos os ativos financeiros emitidos em um dado país. Dessa forma, o risco país pode ser entendido como o risco adicional que um projeto incorre ao ser desenvolvido em um determinado país de economia emergente (mercado doméstico) ao invés de em um país com economia estável (geralmente, o mercado dos EUA). 82. As variações do risco país podem estar associadas à mobilidade de capitais. Frankel20 conclui que fluxos de capitais equalizam as taxas de juros entre os países, quando denominadas em uma mesma moeda. O risco país deve captar todas as barreiras à integração dos mercados financeiros: custos de transação, custos de informação, controle de capitais, leis sobre tributação que discriminam por país de residência e o risco de futuros controles cambiais. O risco de moratória ou de default deve ser separado do risco país, porque o que é relevante para o investidor é o risco de default da empresa para quem ele emprestou, e não o risco de default do país onde a empresa se localiza. 83. O risco país procura então medir a desconfiança dos investidores quanto ao cumprimento ou não do reembolso prometido pelo devedor soberano na data de vencimento dos títulos por ele emitidos, ou seja, o investidor está interessado em quanto deveria ser recompensado por aplicar em papéis que embutem certa possibilidade de default (não recebimento). Considerando-se o risco dos Estados Unidos como “zero”, a taxa paga pelo governo desse país será a base comparativa de cálculo utilizada pelo investidor. 84. O risco país deve captar todas as barreiras à integração dos mercados financeiros: custos de transação, custos de informação, controle de capitais, leis sobre tributação que discriminam por país de residência e o risco de futuros controles cambiais. O risco de moratória ou de default será separado do risco país, porque o que é relevante para o investidor é o risco de default da empresa para quem ele emprestou, e não o risco de default do país onde a empresa se localiza. 20 Frankel, J. [1991], "Quantifying International Capital Mobility in the 1980s". Em: Bernheim, Douglas, e Jonh Shovers (EDS.): National Saving and Economic Performance. The University pf Chicago Press, Chicago.

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(Fls. 21 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 85. O prêmio de risco país é definido como a diferença entre o prêmio de risco soberano do Brasil e o prêmio de risco de crédito do Brasil. O prêmio de risco soberano é o spread que um título de renda fixa do governo brasileiro denominado em dólares paga sobre a taxa livre de risco dos EUA relevante. O prêmio de risco de crédito Brasil é computado como o spread sobre a taxa livre de risco que estão pagando os bônus emitidos por empresas dos EUA, com mesma classificação de risco que o Brasil (B1). Representando por rs o prêmio de risco soberano e por rc

B o prêmio de risco de crédito Brasil, o prêmio de risco Brasil (rB), é dado por:

BcsB rrr −= (14)

86. Na determinação do prêmio de risco país, é crucial a escolha do papel ou carteira, que será utilizada para definir o prêmio de risco soberano. O C-bond, um bônus do governo brasileiro com bastante liquidez no mercado internacional, emitido em 1994, tem sido bastante usado. Todavia, devido ao fato de sua emissão ter sido realizada no passado e não ter havido mais nenhuma emissão desde 1994, essa opção torna-se cada vez menos interessante. 87. Uma outra alternativa, é o Global BR, um título de 27 anos de maturação a partir da data de emissão e emitido pelo governo brasileiro bianualmente com boa liquidez. Entretanto, o mercado financeiro internacional tem adotado cada vez mais o índice EMBI – Emerging Markets Bond Index, ou Índice de Títulos dos Mercados Emergentes, calculado pelo banco JP Morgan desde 1992. Este índice tenta medir com maior precisão o risco país diário para 20 países21. A metodologia de cálculo desse índice considera o spread soberano – que é o diferencial do yield (i.e rendimento) do título doméstico do país de interesse em relação ao título norte-americano de prazo equivalente. 88. Para o Brasil existe o EMBI+BR. Embora a duração deste índice seja menor que 8 anos, ele é utilizado para medir o prêmio de risco país. As vantagens da utilização desse índice são inúmeras e baseiam-se nas qualidades por ele apresentadas, dentre as quais destacam-se: o fato de refletir de forma mais fidedigna o risco soberano país do que um só papel, tem uma série consistente, que deve perdurar e é muito utilizado pelo mercado como o indicador do prêmio de risco soberano. Esse índice já é cotado como o spread sobre a taxa de juros de títulos do governo dos EUA com mesma duration. 89. Assim, para o cálculo do prêmio de risco soberano, utilizou-se a série histórica diária do índice Emerging Markets Bonds Index relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), de janeiro de 1995 a dezembro de 2004, resultando no valor médio de 8,47%. O gráfico a seguir apresenta a série de spread soberano Brasil representado pelo EMBI+ BR.

21 México, Argentina, Nigéria, Venezuela, Colômbia, Rússia, Turquia, Ucrânia, Peru, Filipinas, Panamá, Polônia, Malásia, Coréia do Sul, Bulgária, Equador, África do Sul, Marrocos, Egito e Brasil.

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(Fls. 22 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Evolução do Spread Soberano Brasil - EMBI+BR

0

5

10

15

20

25ja

n-96

jul-9

6

jan-

97

jul-9

7

jan-

98

jul-9

8

jan-

99

jul-9

9

jan-

00

jul-0

0

jan-

01

jul-0

1

jan-

02

jul-0

2

jan-

03

jul-0

3

jan-

04

jul-0

4

jan-

05

Spre

ad s

obre

US

Bon

d

Figura 6: Spread Soberano Brasil (1996-2005)

90. No cálculo do prêmio de risco de crédito Brasil, foram selecionadas empresas com classificação de risco B1 que tinham série de títulos de longo prazo com liquidez desde 1996. Calculando a média dos spreads dessas empresas ao longo da série, determina-se a taxa de 4,50% como prêmio de risco de crédito Brasil. 91. Dessa forma, o prêmio de risco Brasil ( Br ), calculado pela fórmula 14, é igual a 3,97%. III.2.5 – Prêmio de Risco Cambial III.2.5.1 – Descrição Teórica 92. A estimação do prêmio de risco cambial tornou-se mais relevante no Brasil a partir da adoção do regime de câmbio livre a partir de 1999. O risco cambial é o risco de que, no momento das movimentações financeiras que envolvam troca de moeda, a taxa de câmbio não reflita uma situação de equilíbrio, como a condição de paridade coberta da taxa de juros. Para mercados emergentes como o Brasil, a taxa doméstica de juros pode ser assim representada, de acordo com a definição de paridade coberta da taxa de juros acrescida do risco país22:

Brsfii +−+= )(* (15)

onde: i é a taxa de juros doméstica i* é a taxa de juros externa F é o (logaritmo do) valor futuro do dólar S é o (logaritmo do) valor do dólar hoje

22 Usa-se aqui o regime de capitalização contínua. Isto faz-se necessário para garantir que as partes somem o todo, pois só nos regimes de capitalização contínua e simples as taxas equivalentes são proporcionais (ou seja, 1% ao mês corresponde a 12% ao ano, por exemplo).

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(Fls. 23 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

rB é o prêmio de risco Brasil 93. O segundo termo da decomposição acima )( sf − é chamado de forward premium, observável no mercado futuro de dólar, podendo ser decomposto em duas partes:

xtT rssEsf +−=− )()( (16)

onde: sT é a taxa de câmbio do dólar a vista no futuro; st é a taxa de câmbio do dólar a vista hoje; rX é o risco cambial a ser analisado

94. O primeiro termo do lado direito corresponde à depreciação esperada hoje , isto é, a diferença entre o valor do (logaritmo do) dólar à vista hoje (t), e o valor do (logaritmo do) dólar à vista no final do período em questão (T). O segundo termo, (rX) corresponde ao prêmio de risco cambial envolvido, que seria a cunha entre o preço do dólar futuro e a expectativa do dólar pronto no vencimento, sendo o primeiro geralmente maior que o segundo. Medição do prêmio de risco cambial através do Filtro de Kalman 95. A metodologia de cálculo do prêmio de risco cambial, devida a Wolff23 (1997, 2000) foi aplicada pela primeira vez para dados brasileiros em Garcia & Olivares24 (2000). Essa metodologia pode ser resumida em três passos:

1. Definir o prêmio de risco cambial como a diferença entre o spread do câmbio no mercado futuro e a expectativa de desvalorização cambial:

)()( tTx ssEsfr −−−= (17) 2. Observar que a realização da mudança cambial é a expectativa de desvalorização mais um “ruído branco”25:

)())1()(()( tetstftrx −=−= (18) onde o problema resume-se a extrair o sinal )(trx da presença do “ruído branco”; e

23 Wolff, Christian C. P. (1997). "Forward Foreign Exchange Rates, Expected Spot Rates, and Premia: A Signal-Extraction Approach". The Journal of Finance, 42,395-406. -----------------------------(2000). "Measuring the Exchange Risk Premium: Multi-Country Evidence from Unobserved Components Models". Journal of International Financial Markets, Institutions and Money, 10, 1-8. 24 Garcia, M. G. P., E Olivares Leandro, G. A. (2000). “O Prêmio de Risco da Taxa de Câmbio no Brasil durante o Plano Real”. Texto para discussão no 409, Departamento de Economia PUC-Rio, Rio de Janeiro. Revista Brasileira de Economia. 25 O ruído branco é um fator transitório atípico, que tende a se dissipar ao longo do tempo. Na linguagem estatística, um processo estocástico é definido como ruído branco, quando a média é nula e a volatilidade constante, de acordo com as seguintes condições: (i) yt = εt; (ii) E[εt] = 0; (iii) Var(εt) = σ2; (iv) E[εt , εt-k] = 0, ∀k>0 Em geral, considera-se também que εt , εt -k são independentes para todo k ≠ 0.

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(Fls. 24 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

3. Aplicar um procedimento estatístico denominado “filtro de Kalman” para eliminar o “ruído branco”. Para aplicar o filtro de Kalman, o modelo deve ser apresentado na forma espaço-estado como se segue:

[ ]

[ ] )()1()(

)()())1()((

tutrTtr

tetrHtstf

xx

x

+−⋅=

+⋅=+− (19)

onde: a primeira equação é chamada de equação de observação e a segunda de transição de estado; (f(t) – s(t + 1)) é um vetor de variáveis observáveis; H é uma matriz de constantes conhecidas (H = 1);

)(trx é o vetor de variáveis-estado não observáveis; T é uma matriz de transição de estado, e u(t) e e(t) são “ruídos brancos”. Dadas as observações de (f(t) – s(t + 1)), o objetivo é estimar os parâmetros H e T e as variâncias dos “ruídos brancos” e fazer inferências sobre o vetor-estado. O filtro de Kalman é um algoritmo recursivo para atualizar seqüencialmente o vetor-estado, dada a informação passada.

III.2.5.2 – Aplicação da Metodologia 96. Para as observações, utilizam-se dados do mercado futuro de contratos cambiais da BMF, mais especificamente a taxa de câmbio de um contrato futuro de um mês no primeiro dia útil de seu lançamento, assim como a PTAX prevalecente na data de vencimento do contrato futuro. 97. Em resumo, o prêmio de risco cambial é calculado da seguinte maneira: aplica-se o filtro de Kalman sobre a diferença entre a taxa de câmbio de um contrato futuro de um mês no primeiro dia útil de seu lançamento e a taxa de câmbio à vista (PTAX) prevalecente na data de vencimento do contrato futuro. O resultado do risco cambial é fruto, então, da aplicação do filtro de Kalman a (f(t) – s(t + 1)), onde f(t) é a taxa de câmbio do contrato de câmbio futuro de um mês e s(t + 1) é a PTAX na data de vencimento do contrato de câmbio futuro 26. 98. Assim, foram feitas estimativas para o período posterior à adoção do câmbio livre, com dados mensais do mercado futuro de câmbio e da cotação do dólar comercial. O programa econométrico utilizado para calcular o prêmio de risco cambial foi o Eviews, amplamente utilizado pelos econometristas. 99. O prêmio de risco cambial calculado a partir dos dados mensais do mercado futuro cambial da BMF de julho de 1999 a junho de 2002 foi de 2%, cujo resultado é apresentado a seguir:

26 Para maiores informações, ver Nota Técnica nº 122/2005-SRE/ANEEL, Anexo I. Brasília, 19 de abril de 2005.

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(Fls. 25 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Figura 7: Prêmio de Risco Cambial

III.2.7 – Resultados sobre o Custo de Capital Próprio 100. Tendo sido calculado todos os componentes, pode-se encontrar o custo de capital próprio a ser aplicado ao setor de transmissão de energia elétrica a partir da fórmula 5, conforme os resultados consolidados apresentados na tabela seguinte. 101. Como as tarifas são reajustadas por um índice de inflação (IGP-M ou IPCA), interessa-nos ter o custo de capital deve ser expresso em termos reais. Para deflacionar o custo de capital, basta descontar a taxa de inflação média anual dos EUA, de acordo com a fórmula abaixo:

π++

=1

1 NOMINALREAL

rr (20)

102. A taxa de inflação média anual dos EUA no período de 1995-2004 foi de 2,46%, o que resulta em um custo de capital próprio de 11,40%27 e 10,79%28 para as instalações existentes e licitadas respectivamente.

Tabela 4: Custo do Capital Próprio para Instalações Existentes Componente Prêmio

Taxa livre de risco 5,27% Prêmio de risco do negócio, financeiro e regulatório 2,96% Prêmio de risco Brasil 3,97% Prêmio de risco cambial 2,00% Custo de Capital (nominal) 14,20% Custo de Capital (real) 11,46%

27 rP (real) = 1,1414/1,0246 = 11,40% 28 rP (real) = 1,1351/1,0246 = 10,79%

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(Fls. 26 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Tabela 5: Custo do Capital Próprio para Instalações Licitadas Componente Prêmio

Taxa livre de risco 5,27% Prêmio de risco do negócio, financeiro e regulatório 2,33% Prêmio de risco Brasil 3,97% Prêmio de risco cambial 2,00% Custo de Capital (nominal) 13,57% Custo de Capital (real) 10,84%

III.3. CUSTO DO CAPITAL DE TERCEIROS 103. O custo do capital de terceiros é o retorno específico que os credores da dívida da empresa demandam ao realizar novos empréstimos a esta, podendo ser observado nos mercados financeiros, seja de forma direta ou indireta e deve refletir da forma mais realista possível o mercado local de financiamento. 104. Dessa maneira, pode-se calcular o custo de capital de terceiros nominal a partir das últimas emissões de dívida feitas por empresas do setor de interesse. Uma forma alternativa de estimá-lo, caso não haja um número considerado suficiente de emissões, seria a partir da taxa livre de risco mais os prêmios associados aos diversos riscos de empréstimos ao setor regulado brasileiro de interesse: risco de crédito, risco cambial, custo de emissão e colocação de dívidas e risco Brasil menos risco de default Brasil, pois já está sendo considerado o risco de inadimplência das empresas que buscam financiamento. 105. Assim, existem duas grandes linhas de ação para estimar o custo do capital de terceiros:29

c) “Benchmarking” financeiro: O custo do financiamento de uma empresa pode ser estimado através dos preços correntes dos títulos de dívida privada do setor ao qual pertence a empresa, comercializados nos mercados de financiamentos internos e externos.

d) CAPM da dívida: é um método de uso generalizado, tanto em práticas regulatórias

como em finanças, que resulta consistente com o modelo geral do CAPM utilizado para o cálculo do custo do capital próprio. Pode ser estimado a partir da seguinte expressão:

CXBfD rrrrr +++= (21)

Para estimar o spread sobre a taxa livre de risco (rC) pode-se utilizar informação das qualificadoras Standard & Poor’s ou Moody’s, que elaboram matrizes dos valores de spread a partir de bônus corporativos de distinta qualificação e maturação. Os valores calculados pela qualificadora põem em evidência uma das críticas habituais à internacionalização do CAPM. Se as empresas que operem dentro de um país podem conseguir sistematicamente taxas de juros para seu endividamento mais baixas que o governo (ou, ao menos, melhor qualificação creditícia), o CAPM da dívida para países emergentes perde consistência.

29 Nota Técnica nº 1 – CSPE. “Metodologia para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado”. Outubro, 2003.

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(Fls. 27 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 106. No entanto, em função da presença marcante de um órgão financiador do setor elétrico com recursos públicos – o BNDES – através do “Programa de Financiamento de Linhas de Transmissão”, que tem o objetivo de apoiar investimentos das concessionárias de serviços públicos de transmissão de energia elétrica, no âmbito da licitação, para a construção e operação de Linhas de Transmissão, realizada pela ANEEL em 200530, será utilizada, como base de cálculo do custo de capital de terceiros, a metodologia para definição da taxa de juros desse programa do BNDES, adaptada aos propósitos regulatórios31. 107. Através deste programa é possível o financiamento de até 80% dos investimentos fixos financiáveis, sendo a participação do capital próprio de pelo menos 30% do investimento total. No caso do “Programa de Financiamento de Linhas de Transmissão” há duas possibilidades para a taxa de juros:

§ Para operação direta: Custo Financeiro + Remuneração do BNDES. § Para operação indireta: Custo Financeiro + Remuneração do BNDES + Remuneração da

Instituição Financeira Credenciada. 108. Quanto ao custo financeiro, este é baseado em parte na Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP e em parte em debêntures subscritas pelo BNDES, mais um spread que varia de acordo com a linha de financiamento e inclui a comissão do agente repassador, conforme a seguir:

§ 80% mediante aplicação da Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP e um spread de 3% a 4% a.a.;

§ 20% mediante subscrição pelo BNDES de debêntures em emissão privada pelo tomador

de recursos, sendo composta por uma taxa referencial de mercado (igual à taxa interna de retorno, para o prazo de referência, das Notas do Tesouro Nacional do tipo B – indexadas ao IPCA) e uma margem fixa de 3% a.a.

109. Assim, no cálculo da taxa de juros para definição do custo de capital de terceiros será simulada adotando-se a formulação descrita a seguir, sendo a taxa de juros é dada por:

Taxa de juros (rD) = Custo Financeiro + Spread 110. O custo financeiro será definido pela composição das seguintes parcelas:

− Até 80% do valor da operação: Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP; − Mínimo de 20% do valor da operação: IPCA.

111. Dessa forma, o custo de capital de terceiros será dado pela fórmula seguinte:

( ) ( )[ ]21 *2,0*8,0 sIPCAsTJLPrD +++= (22)

onde:

Dr : custo de capital de terceiro;

30 Fonte: BNDES (página na internet: www.bndes.gov.br), “Programas – Infra-estrutura – Programa de Financiamento de Linhas de Transmissão”, acesso em: 30.11.2005. 31 Nota Técnica no 020/2001–SRT/ANEEL, de 17 de setembro de 2001: “Critérios e procedimentos para determinação da taxa de desconto para remuneração das concessões de instalações de transmissão de energia elétrica pertencentes à rede básica”.

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(Fls. 28 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

TJLP: Taxa de juros de Longo Prazo (valor real); IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo; S1: spread máximo para operação direta de 4%; S2: spread fixo de 3%;

112. A TJLP32 tem vigência de três meses, sendo expressa em termos anuais, sendo fixada pelo Conselho Mone tário Nacional e divulgada até o último dia do trimestre imediatamente anterior ao de sua vigência. A metodologia de cálculo é definida pela Medida Provisória no 1.921/99, transformada na Lei no 10.183/01, após sucessivas reedições, e regulamentado pela Resolução BACEN no 2.654/99, sendo obtida a partir de dois componentes básicos:

i) a meta de inflação, calculada pro rata para os doze meses seguintes ao primeiro mês de vigência da taxa, inclusive, baseada nas metas anuais fixadas pelo Conselho Monetário Nacional (CMN); e

ii) o prêmio de risco, que incorpora uma taxa de juro real internacional e um componente de

risco Brasil numa perspectiva de médio e longo prazo. 113. Nesse sentido, o cálculo da TJLP para o período de 01/07/2005 a 30/09/2005, fixado em 9,75% a.a., foi obtido através da seguinte ponderação:

( ) ( )R

mesesmesesImesesI

TJLP +×+×

=12

6200662005 (23)

onde: I(2005) é a meta de inflação fixada pelo CMN para o ano de 2005; I(2006) é a meta de inflação fixada pelo CMN para o ano de 2006; R é o prêmio de risco.

114. A tabela a seguir, mostra a série histórica da TJLP (% a.a.), vigência trimestral, para o período de janeiro de 1999 a setembro de 2005.

Tabela 6: TJLP (%a.a.), vigência trimestral, série histórica Período TJLP (%a.a.) Período TJLP (%a.a.)

jan/99 a mar/99 12,84 jul/02 a set/02 10,00 abr/99 a jun/99 13,48 out/02 a dez/02 10,00 jul/99 a set/99 14,05 jan/03 a mar/03 11,00 out/99 a dez/99 12,50 abr/03 a jun/03 12,00 jan/00 a mar/00 12,00 jul/03 a set/03 12,00 abr/00 a jun/00 11,00 out/03 a dez/03 11,00 jul/00 a set/00 10,25 jan/04 a mar/04 10,00 out/00 a dez/00 9,75 abr/04 a jun/04 9,75 jan/01 a mar/01 9,25 jun/04 a set/04 9,75 abr/01 a jun/01 9,25 out/04 a dez/04 9,75 jul/01 a set/01 9,50 jan/05 a mar/05 9,75 out/01 a dez/01 10,00 abr/05 a jun/05 9,75 jan/02 a mar/02 10,00 jul/05 a set/05 9,75 abr/02 a jun/02 9,50 --- ---

Fonte: BACEN

32 “Manual da Taxa de Juros de Longo Prazo”, publicado em 25/07/2005. BNDES.

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(Fls. 29 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 115. Por definição, a TJLP é uma taxa de juros nominal, que deve ser deflacionada por algum índice de inflação para ser utilizada como uma taxa de juros real. Nessa direção, o próprio BNDES estabeleceu Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, medido pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE e utilizado pelo Banco Central do Brasil – BACEN para o acompanhamento dos objetivos estabelecidos no siste ma de metas de inflação, como seu índice oficial de inflação. 116. Na tabela 7 e na Figura 8, são apresentadas as evoluções da TJLP acumulada em 12 meses, em termos nominais e deflacionada pelo IPCA, e do próprio IPCA, acumulado nos últimos 12 meses, para o período de janeiro de 2004 a junho de 2005.

Tabela 7: Evolução da TJLP (% a.a.), acumulado em 12 meses, nominal e deflacionada pelo IPCA TJLP (%)¹ IPCA (%)² TJLP Deflacionada (%)³ Mensal Acumulado

últimos 12 meses Mensal Acumulado

últimos 12 meses Mensal Acumulado

últimos 12 meses jan/04 0,83 11,58 0,76 7,71 0,07 3,60 fev/04 0,77 11,54 0,61 6,69 0,16 4,54 mar/04 0,82 11,45 0,47 5,89 0,35 5,25 abr/04 0,78 11,26 0,37 5,26 0,41 5,70 mai/04 0,80 11,07 0,51 5,16 0,29 5,62 jun/04 0,78 10,88 0,71 6,06 0,07 4,54 jul/04 0,80 10,69 0,91 6,81 -0,11 3,63

ago/04 0,80 10,50 0,69 7,19 0,11 3,09 set/04 0,78 10,31 0,33 6,71 0,45 3,37 out/04 0,80 10,20 0,44 6,87 0,36 3,12 nov/04 0,78 10,09 0,69 7,24 0,09 2,66 dez/04 0,80 9,99 0,86 7,60 -0,06 2,22 jan/05 0,80 9,96 0,58 7,41 0,22 2,38 fev/05 0,73 9,91 0,59 7,39 0,14 2,35 mar/05 0,80 9,89 0,61 7,54 0,19 2,19 abr/05 0,78 9,89 0,87 8,07 -0,09 1,68 mai/05 0,80 9,89 0,49 8,05 0,31 1,70 jun/05 0,78 9,89 -0,02 7,27 0,80 2,45

(1) Valor divulgado pelo BACEN. (2) Índice de Preços ao Consumidor Amplo, divulgado pelo IBGE (3) Calculada deflacionando-se pelo IPCA.

Evolução das Taxas (TJLP, IPCA) Jan/04 -Ago/05

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

jan/

04

fev/

04

mar

/04

abr/0

4

mai

/04

jun/

04

jul/0

4

ago/

04

set/0

4

out/0

4

nov/

04

dez/

04

jan/

05

fev/

05

mar

/05

abr/0

5

mai

/05

jun/

05

jul/0

5

ago/

05

[ % ]

TJLP Acumulada nos últimos 12 mesesIPCATJLP Deflacionada pelo IPCA - Acumulada nos últimos 12 meses

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(Fls. 30 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Figura 8: Evolução da TJLP (% a.a.), acumulado em 12 meses, nominal e deflacionada pelo IPCA 117. No entanto, com a edição da Lei no 10.183/01, o BACEN passou a publicar a inflação acumulada nos próximos 12 meses com base na projeção do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, tomado como índice oficial para acompanhamento dos objetivos estabelecidos no sistema de metas de inflação, do Conselho Monetário Nacional (CMN). 118. A partir do novo regulamento do BACEN, atualiza-se o procedimento de cálculo do custo de capital de terceiros pela utilização da inflação projetada com base na projeção do IPCA nos próximos 12 meses, para deflacionar a série da TJLP (nominal, % a.a.) dos últimos 24 meses. 119. Assim, a tabela 8 apresenta a série mensal dos valores do IPCA acumulado nos próximos 12 meses (IPCA projetado 12 meses, % a.a.), enquanto a figura 9 mostra as evoluções da TJLP (nominal, % a.a.), do IPCA (projetado 12 meses, % a.a.) e da TJLP deflacionada, além do valor médio (aritmético) da TJLP deflacionada (igual a 6,386 % a.a.), para o período atualizado de junho de 2003 a maio de 2005 (24 meses).

Tabela 8: IPCA (% a.a.), projetado 12 meses, série histórica Mês/ano IPCA projetado 12

meses (% a.a.) Mês/ano IPCA projetado 12

meses (% a.a.) set/03 6,4309 set/04 6,2719 out/03 6,3145 out/04 6,2130 nov/03 5,9710 nov/04 6,2316 dez/03 5,8385 dez/04 6,1324 jan/04 5,9490 jan/05 5,8838 fev/04 5,8883 fev/05 5,6683 mar/04 5,5857 mar/05 5,6177 abr/04 5,5635 abr/05 5,7045 mai/04 5,7333 mai/05 5,5952 jun/04 6,1633 jun/05 5,1218 jul/04 6,3427 jul/05 4,9205

ago/04 6,2886 ago/05 4,8239 Fonte: BACEN

Evolução das Taxas (TJLP, IPCA) Set/03-Ago/05

-4,0

-2,0

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

set/0

3

out/0

3

nov/

03

dez/

03

jan/

04fe

v/04

mar

/04

abr/0

4

mai

/04

jun/

04

jul/0

4ag

o/04

set/0

4

out/0

4

nov/

04

dez/

04ja

n/05

fev/

05

mar

/05

abr/0

5

mai

/05

jun/

05jul

/05

ago/

05

[ %

]

TJLP Acumulada nos últimos 12 meses

IPCA Projetada 12 mesesTJLP Deflacionada pelo IPCA

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(Fls. 31 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Figura 9: Evoluções da TJLP (nominal, % a.a.), do IPCA (projetado 12 meses, % a.a.) e da TJLP deflacionada período: setembro/2003 a agosto/2005 (24 meses)

120. Os valores médios resultantes atualizados (período de setembro de 2003 a agosto de 2005) são os seguintes:

• Média da TJLP (nominal) = 10,63 % a.a. • Média do IPCA (projetado 12 meses) = 5,84 % a.a. • Média da TJLP deflacionada (real) = 4,52 % a.a. • Prêmio de risco – spread 1 = 4,00 % a.a. • Prêmio de risco – spread 2 = 3,00 % a.a.

121. Portanto, o custo de capital de terceiros ou dívida (rD) resultante, em valores reais, considerando o resultado deflacionado da TJLP (nominal) pelo IPCA (projetado 12 meses), o IPCA projetado mais os spreads definidos de 4% e 3%a.a., para a série de 24 meses correspondente ao período de setembro de 2003 a agosto de 2005, é igual a:

Dr = [ 0,8 x (4,52 + 4,0) + 0,2 x (5,84 + 3,0)] % a.a.

Dr = 8,58 % a.a. (valor real) (24)

III.4. TAXA DE DESCONTO PARA CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL 122. A partir dos resultados apresentados anteriormente pode-se enfim calcular a taxa de retorno adequada para os serviços de transmissão de energia elétrica no Brasil, através do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC), dado por:

)1( TrDP

Dr

DPP

r DPWACC −⋅⋅+

+⋅+

= (25)

123. Aplicando-se a fórmula (20) para deflacionar o custo nominal pela taxa de inflação média anual dos EUA no período de 1995-2004 de 2,46% e, finalmente, aplicando-se a equação 25 e adotando-se a alíquota de imposto (T) igual a 34%, obtém-se o custo de capital para as duas alternativas de estrutura de capital sugeridas (D/V=55%; D/V=65%), para as instalações existentes e licitadas respectivamente. Os resultados finais são mostrados na tabela 9.

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(Fls. 32 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

Tabela 9: Custo Médio Ponderado do Capital – WACC Componente Fórmula Instalações

Existentes Instalações

Licitadas

Estrutura Ótima de Capital Capital Próprio = (P/V) 45% 35%

Capital de Terceiros = (D/V) 55% 65%

Custo de Capital Próprio Taxa livre de risco = rf 5,27% 5,27%

Prêmio de risco de Mercado = rm - rf 6,53% 6,53% Beta médio desalavancado = ßRR

Desalav 0,160 0,160 Beta médio alavancado = ßRR

Alav 0,289 0,356 Beta desalavancado – price cap = ßPC

Desalav 0,488 0,488 Ajuste por risco regulatório = ?ß=(ßPC -ßRR)Desal 0,328 0,328

Fator de ajuste = γ 0,50 0,00 Beta ajustado alavancado = ßRR

Alav +γ. ?ß 0,453 0,356 Risco do negócio = ß.( rm - rf) 2,96% 2,33%

Prêmio de risco país = rB 3,97% 3,97% Prêmio de risco cambial = rX 2,00% 2,00%

Custo de capital próprio nominal = rP 14,20% 13,57% Custo de capital próprio real após impostos = rP 11,46% 10,84% Custo de capital próprio real antes impostos = rP 17,36% 16,42%

Custo de Capital de Terceiros

Custo real = rD 8,58% 8,58%

Custo Médio Ponderado WAAC real antes de impostos = rWACC 12,53% 12,97%

WAAC real depois de impostos = rWACC 8,27% 7,47%

IV – DO FUNDAMENTO LEGAL 124. O atual modelo de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica estabeleceu o denominado regime de preços máximos, cuja finalidade precípua é a eficiência na prestação do serviço e a modicidade tarifária, com vantagens para os usuários do serviço. Dessa forma, a revisão tarifária periódica constitui o instrumento regulatório do novo regime econômico e financeiro mediante o qual se assegura que os ganhos de eficiência empresarial se expressem em modicidade tarifária. 125. A previsão de realização de revisão tarifária periódica está consignada em lei e nos contratos de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, portanto, trata-se de obrigação legal e contratual, cabendo à ANEEL sua implementação, conforme disposto no §2º do art. 9º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995:

“Art. 9... § 20 Os contratos poderão prever mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro.”

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(Fls. 33 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 126. Da mesma forma, o art. 29 da referida Lei estabelece que:

“Art. 29. Incumbe ao poder concedente: V - homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas na forma desta Lei, das normas pertinentes e do contrato”.

127. Já o inciso X, do art. 4º, do Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar, na forma da lei e do contrato, nos processos de definição e controle de preços e tarifas, homologando seus valores iniciais, reajustes e revisões, e criar mecanismos de acompanhamento de preços. 128. Neste sentido, a Sétima e a Oitava Subcláusulas da CLÁUSULA SEXTA dos contratos de concessão definem o meio da outorga de reajustes e revisões da RAP, bem como a periodicidade da revisão, a cada 4 anos.

“CLÁUSULA SEXTA – RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (...) Sétima Subcláusula - A fixação de novos valores de RECEITA ANUAL PERMITIDA para a TRANSMISSORA, decorrentes de reajustes e revisões, conforme definidos na legislação e nesta Cláusula, para prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, somente será feita por meio de resolução da ANEEL. Oitava Subcláusula - A ANEEL procederá, após a data de assinatura deste CONTRATO, a cada 4 (quatro) anos, a REVISÃO PERIÓDICA da RECEITA ANUAL PERMITIDA com objetivo de promover a eficiência e modicidade tarifária, conforme regulamentação específica.”

129. Outro aspecto a ser considerado é a apropriação de ganhos de produtividade. De fato, é inerente ao regime econômico e financeiro das concessões de serviços públicos de energia elétrica a fixação das tarifas no contrato e seu posterior reajuste ou revisão pela agência reguladora, nos termos do contrato, com a devida apropriação de ganhos de produtividade, conforme dispõem os artigos 14 e 15, da referida Lei 9.427/96:

“Art. 14. O regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica, conforme estabelecido no respectivo contrato, compreende: I - a contraprestação pela execução do serviço, paga pelo consumidor final com tarifas baseadas no serviço pelo preço, nos termos da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; [...] IV - apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade; [...] Art. 15. Entende-se por serviço pelo preço o regime econômico-financeiro mediante o qual as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica são fixadas: I - no contrato de concessão ou permissão resultante de licitação pública, nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; [...] IV - em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato.”

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(Fls. 34 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). 130. Coerente com essas diretrizes, a ANEEL fez constar dos contratos a obrigação de redução de custos para permitir diminuição de tarifas por ocasião dos reajustes e revisões, conforme se observa na Primeira Subcláusula da CLÁUSULA TERCEIRA dos contratos:

“CLÁUSULA TERCEIRA – CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DO SERVIÇO (...) Primeira Subcláusula - A TRANSMISSORA, na prestação do serviço, compromete-se a empregar materiais, equipamentos de qualidade e a manter instalações e métodos operativos adequados que garantam bons níveis de regularidade, eficiência, segurança, atualidade, cortesia, modicidade das tarifas, integração social e preservação do meio ambiente, que para maior clareza ficam conceituados a seguir: [...] II - eficiência - caracterizada pela consecução e preservação dos parâmetros constantes deste CONTRATO com o mínimo custo e pelo estrito atendimento do usuário do serviço nos prazos previstos na regulamentação específica; [...] VI - modicidade das tarifas: caracterizada pelo esforço permanente da TRANSMISSORA em reduzir os custos, criando condições para a redução das tarifas quando dos reajustes e revisões;”

131. Dos ditames legais explicitados, identifica-se, atualmente, no serviço público de transmissão de energia elétrica, três situações características diferentes, no que diz respeito à determinação da tarifa/receita pela prestação do serviço público de transmissão (serviço pelo preço) e explicitados nos respectivos contratos, quais sejam:

a) Concessão das instalações de transmissão existentes, quando da prorrogação ou desestatização, conforme contratos de concessão para transmissão de energia elétrica, celebrados entre a União e as empresas transmissoras, e principalmente as Resoluções ANEEL nos 166 e 167 que, respectivamente, “atualiza a composição da rede básica do sistema elétrico interligado, suas conexões e as respectivas empresas usuárias das instalações” e “estabelece as receitas anuais permitidas vinculadas às instalações de transmissão de energia elétrica, o valor da tarifa de uso da rede básica e os encargos de conexão”;

b) Autorização às concessionárias existentes, mediante resolução específica da ANEEL,

para implantação de novas instalações de transmissão da rede básica, bem como para substituições ou alterações nas instalações existentes da rede básica, recomendados pelo ONS, para aumento da capacidade de transmissão, ou da confiabilidade do sistema, ou ainda que resulte em alteração da configuração do sistema interligado, com a correspondente parcela de receita anual permitida a ser acrescida à receita anual da empresa transmissora;

c) Outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para

construção, operação e manutenção de novas instalações de transmissão da rede básica do sistema elétrico interligado, por meio de licitação na modalidade de leilão, para a empresa ou consórcio que apresentar a “Menor Valor de Tarifa de Transmissão correspondente à Menor Receita Anual”.

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(Fls. 35 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006). V – DA CONCLUSÃO 132. Apresentou-se, neste trabalho, uma metodologia visando à determinação do custo de capital próprio a ser utilizado no cálculo da remuneração das concessões de instalações de transmissão de energia elétrica integrantes da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão – DIT’s, tendo em vista uma remuneração justa e adequada para a eficiência dos agentes regulados e um baixo custo regulatório. 133. Foram analisados os principais fatores para determinação do retorno do investimento em transmissão de energia elétrica no Brasil, do ponto de vista de um mercado mundial globalizado refletindo, assim, a denominada oportunidade do negócio, em âmbito internacional. Para tanto, foram utilizados modelos para determinação dos custos de capital próprio e de terceiros, bem como da estrutura de capital, que procuram representar a melhor opção de composição de capitais em um mercado regulado, de modo a minimizar os custos do serviço concedido e, conseqüentemente, o preço (tarifa) pago pelos usuários finais. 134. Por fim, considera-se que a metodologia aqui apresentada cumpre o seu papel dentro da regulação econômica dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica sem contudo pretender esgotar as possibilidades e necessidades de aperfeiçoamento dos instrumentos regulatórios do poder concedente.

CLAUDIO ELIAS CARVALHO Matrícula 1496691

De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão

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(Fls. 36 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

ANEXO I TAXA DE RETORNO ANUAL DO USTB10 E S&P 500

ANO

ÍNDICE DO S&P

500 RETORNO DO

S&P 500 TAXA DO USTB10

RETORNO DO USTB10

1927 17,66 3,17% 1928 24,35 43,81% 3,45% 0,84% 1929 21,45 -8,30% 3,36% 4,20% 1930 15,34 -25,12% 3,22% 4,54% 1931 8,12 -43,84% 3,93% -2,56% 1932 6,92 -8,64% 3,35% 8,79% 1933 9,97 49,98% 3,53% 1,86% 1934 9,5 -1,19% 3,01% 7,96% 1935 13,43 46,74% 2,84% 4,47% 1936 17,18 31,94% 2,59% 5,02% 1937 10,55 -35,34% 2,73% 1,38% 1938 13,14 29,28% 2,56% 4,21% 1939 12,46 -1,10% 2,35% 4,41% 1940 10,58 -10,67% 2,01% 5,40% 1941 8,69 -12,77% 2,47% -2,02% 1942 9,77 19,17% 2,49% 2,29% 1943 11,67 25,06% 2,49% 2,49% 1944 13,28 19,03% 2,48% 2,58% 1945 17,36 35,82% 2,33% 3,80% 1946 15,3 -8,43% 2,24% 3,13% 1947 15,3 5,20% 2,39% 0,92% 1948 15,2 5,70% 2,44% 1,95% 1949 16,79 18,30% 2,19% 4,66% 1950 20,43 30,81% 2,39% 0,43% 1951 23,77 23,68% 2,70% -0,30% 1952 26,57 18,15% 2,75% 2,27% 1953 24,81 -1,21% 2,59% 4,14% 1954 35,98 52,56% 2,51% 3,29% 1955 45,48 32,60% 2,96% -1,34% 1956 46,67 7,44% 3,59% -2,26% 1957 39,99 -10,46% 3,21% 6,80% 1958 55,21 43,72% 3,86% -2,10% 1959 59,89 12,06% 4,69% -2,65% 1960 58,11 0,34% 3,84% 11,64% 1961 71,55 26,64% 4,06% 2,06% 1962 63,1 -8,81% 3,86% 5,69% 1963 75,02 22,61% 4,13% 1,68% 1964 84,75 16,42% 4,18% 3,73% 1965 92,43 12,40% 4,62% 0,72% 1966 80,33 -9,97% 4,84% 2,91% 1967 96,47 23,80% 5,70% -1,58% 1968 103,86 10,81% 6,03% 3,27% 1969 92,06 -8,24% 7,65% -5,01%

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(Fls. 37 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

1970 92,15 3,56% 6,39% 16,75% 1971 102,09 14,22% 5,93% 9,79% 1972 118,05 18,76% 6,36% 2,82% 1973 97,55 -14,31% 6,74% 3,66% 1974 68,56 -25,90% 7,43% 1,99% 1975 90,19 37,00% 8,00% 3,61% 1976 107,46 23,83% 6,87% 15,98% 1977 95,1 -6,98% 7,69% 1,29% 1978 96,11 6,51% 9,01% -0,78% 1979 107,94 18,52% 10,39% 0,67% 1980 135,76 31,74% 12,84% -2,99% 1981 122,55 -4,70% 13,72% 8,20% 1982 140,64 20,42% 10,54% 32,81% 1983 164,93 22,34% 11,83% 3,20% 1984 167,24 6,15% 11,50% 13,73% 1985 211,28 31,24% 9,26% 25,71% 1986 242,17 18,49% 7,11% 24,28% 1987 247,08 5,81% 8,99% -4,96% 1988 277,72 16,54% 9,11% 8,22% 1989 353,4 31,48% 7,84% 17,69% 1990 330,22 -3,06% 8,08% 6,24% 1991 417,09 30,23% 7,09% 15,00% 1992 435,71 7,49% 6,77% 9,36% 1993 466,45 9,97% 5,77% 14,21% 1994 459,27 1,33% 7,81% -8,04% 1995 615,93 37,20% 5,71% 23,48% 1996 747,74 23,82% 6,30% 1,43% 1997 970,43 31,86% 5,81% 9,94% 1998 1229,23 28,34% 4,65% 14,92% 1999 1469,25 20,89% 6,44% -8,25% 2000 1320,28 -9,03% 5,11% 16,66% 2001 1148,09 -11,85% 5,05% 5,57% 2002 879,82 -21,98% 3,82% 15,12% 2003 1111,91 28,41% 4,25% 0,38% 2004 1211,92 10,74% 4,22% 4,49%

Page 39: METODOLOGIA E CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL III - Metodologia e cálculo... · A taxa de rentabilidade representa o custo de oportunidade dos recursos, compatível com um risco similar

(Fls. 38 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

ANEXO II EMPRESAS DO SETOR ELÉTRICO AMERICANO

Tabela : Beta e Estrutura de Capital de Empresas do Setor Elétrico dos EUA (Geração, Transmissão e

Distribuição) Empresas

Beta

Alavancado¹ Capital Social

(US$) Estrutura de Capital (D/V)

Beta Desalavancado

Allegheny Energy 0,92 2.840.000.000 77,53% 0,28 Allete 0,39 1.248.000.000 39,09% 0,27 Alliant Energy 0,33 3.111.000.000 48,85% 0,20 American Elec Power 0,46 13.483.000.000 60,28% 0,23 CenterPoint Energy 0,81 3.711.000.000 89,44% 0,12 CINergy 0,16 7.598.000.000 52,53% 0,09 DPL 0,61 3.163.000.000 66,45% 0,26 Energy East 0,52 3.857.000.000 57,86% 0,27 Exelon 0,69 36.210.000.000 60,78% 0,34 CH Energy Group 0,84 737.980.000 35,48% 0,62 First Energy 0,07 13.837.000.000 56,04% 0,04 Hawaiian Electric 0,18 2.060.000.000 51,75% 0,11 Notheast Utilities 0,39 2.490.000.000 58,26% 0,20 NSTAR 0,35 2.896.000.000 65,71% 0,15 Pepco Holdings 0,17 3.963.000.000 60,70% 0,08 Pinnacle West Cap 0,45 3.914.000.000 51,72% 0,26 Progress Energy 0,21 10.320.000.000 56,72% 0,11 Puget Energy 0,25 2.202.000.000 57,11% 0,13 Scana 0,27 4.315.000.000 59,06% 0,14 Southern Co. -0,54 23.692.000.000 54,92% -0,30 TECO Energy 0,37 3.244.000.000 72,07% 0,14 TXU -0,30 19.092.000.000 93,23% -0,03 WPS Resources 0,15 1.994.000.000 48,91% 0,09 UIL Holdings Corp. 0,95 755.000.000 48,19% 0,59 Sierra Pacific Resources 1,20 1.731.000.000 73,33% 0,43 Northwestern Corporation 0,16 1.075.000.000 64,57% 0,07 Green Mountain Corp. 0,14 168.000.000 48,45% 0,09 Consolidated Edison 0,58 11.824.000.000 49,24% 0,35 Cleco Corporation 1,05 1.133.000.000 47,37% 0,66 Dominion Resources 0,28 25.343.000.000 62,00% 0,13 DQE 0,56 1.386.000.000 60,31% 0,28 DTE Energy 0,13 7.921.000.000 60,43% 0,06 FPL 0,10 14.962.000.000 55,69% 0,05 GPU 0,15 4.200.000.000 66,36% 0,07 Idacorp 0,55 1.197.000.000 51,43% 0,32 MDU Resources Group 0,46 3.267.000.000 36,28% 0,33 OGE Energy 0,26 2.431.000.000 56,00% 0,14 Public Servc Enterp 0,31 12.964.000.000 70,74% 0,12 Westar Energy 0,73 1.870.000.000 54,97% 0,40 Winsconsin Energy -0,04 4.153.000.000 57,78% -0,02 Constellation Eng 0,37 9.143.000.000 51,17% 0,22 PG&E Corp. 0,54 14.203.000.000 50,49% 0,32 Aquila 0,49 925.983.000 67,97% 0,20

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(Fls. 39 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

CMS Energy 1,84 2.549.000.000 77,87% 0,55 Duke Energy 0,59 26.825.000.000 53,36% 0,34 Entergy -0,01 15.061.000.000 51,11% -0,01 PPL 0,64 10.211.000.000 64,41% 0,29 Reliant Resources 1,29 4.106.000.000 53,70% 0,73 Edison Intl 0,46 11.312.000.000 63,48% 0,21 Xcel Energy 0,66 6.878.000.000 56,23% 0,36 PNM Resources 1,00 1.855.000.000 60,90% 0,49 Black Hills Corp 0,93 1.391.000.000 52,61% 0,54 Avista Corp 1,08 909.000.000 56,33% 0,58 Empire District Electric 0,83 596.000.000 51,69% 0,49 Unisource Energy Corp. 0,51 1.131.000.000 77,78% 0,15 Central Vermont Public Service 0,79 224.000.000 37,11% 0,57 0,49 373.677.963.000 58,28% 0,25

¹ Economática. Setembro, 2005. Disponível no site www.economatica.com.br Reuters. Setembro, 2005. D isponível no site www.reuters.com

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(Fls. 40 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

ANEXO III EMPRESAS DO SETOR ELÉTRICO INGLÊS

Tabela : Beta e Estrutura de Capital de Empresas do Setor Elétrico do Reino Unido

Empresas

Beta alavancado (Smithers¹)

Beta alavancado (Reuters²)

Capital Social (libras)

Estrutura de Capital (D/V)

Beta Desalavancado

(Reuters) Scottish Power 0,6978 0,56 10.509.310.000 57,26% 0,29 Scottish & Southern 0,4872 0,49 8.832.840.000 46,52% 0,30 Viridian 0,1842 0,42 1.067.370.000 59,35% 0,21 Centrica 0,6794 0,49 9.319.470.000 51,69% 0,28 International Power 0,7099 0,75 3.675.810.000 64,91% 0,33 National Grid 0,6304 0,54 14.771.030.000 88,97% 0,08 United Utilities 0,5907 0,45 3.684.580.000 59,02% 0,22 Kelda Group 0,302 0,32 2.639.240.000 51,69% 0,18 0,5352 0,5025 54.499.650.000 59,93% 0,255

¹ Smithers & Co. Ltd. Março, 2004 ² Reuters. Setembro, 2005. Disponível no site www.reuters.com

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(Fls. 41 da Nota Técnica no 049/2006-SRT/ANEEL, de 13/02/2006).

ANEXO IV VARIAÇÃO DO RISCO PAÍS

Data

Índice EMBI

Variação % EMBI

Data

Índice EMBI

Variação % EMBI

Mar/05 463 Jul/02 2307 41,27% Fev/05 391 -15,55% Jun/02 1527 -33,81% Jan/05 417 6,65% Mai/02 976 -36,08% Dez/04 383 -8,15% Abr/02 857 -12,19% Nov/04 410 7,05% Mar/02 717 -16,34% Out/04 471 14,88% Fev/02 786 9,62% Set/04 466 -1,06% Jan/02 865 10,05% Ago/04 516 10,73% Dez/01 870 0,58% Jul/04 591 14,53% Nov/01 978 12,41% Jun/04 646 9,31% Out/01 1179 20,55% Mai/04 698 8,05% Set/01 1163 -1,36% Abr/04 662 -5,16% Ago/01 952 -18,14% Mar//04 557 -15,86% Jul/01 972 2,10% Fev/04 571 2,51% Jun/01 841 -13,48% Jan/04 501 -12,26% Mai/01 857 1,90% Dez/03 463 -7,58% Abr/01 821 -4,20% Nov/03 528 14,04% Mar/01 814 -0,85% Out/03 607 14,96% Fev/01 753 -7,49% Set/03 695 14,50% Jan/01 677 -10,09% Ago/03 701 0,86% Dez/00 749 10,64% Jul/03 793 13,12% Nov/00 829 10,68% Jun/03 788 -0,63% Out/00 758 -8,56% Mai/03 795 0,89% Set/00 705 -6,99% Abr/03 825 3,77% Ago/00 672 -4,68% Mar/03 1059 28,36% Jul/00 712 5,95% Fev/03 1178 11,24% Jun/00 722 1,40% Jan/03 1328 12,73% Mai/00 792 9,70% Dez/02 1439 8,36% Abr/00 742 -6,31% Nov/02 1585 10,15% Mar/00 679 -8,49% Out/02 1745 10,09% Fev/00 688 1,33% Set/02 2396 37,31% Jan/00 758 10,17% Ago/02 1633 -31,84%