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Junho/2011 Audiência Pública 040/2010 - 2ª Fase Contribuições Endesa Brasil Taxa de Remuneração Regulatória - WACC
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Junho/2011
Audiência Pública 040/2010 - 2ª Fase
Contribuições Endesa Brasil
Taxa de Remuneração Regulatória - WACC
ÍNDICE
1. Taxa de Remuneração Regulatória - WACC ________________________________ 9
1.1. Análise de Consistência do Valor Proposto __________________________________ 9
1.2. Prêmio de Risco País ____________________________________________________ 17
1.3. Beta ___________________________________________________________________ 18
1.4. Prêmio de Risco Regulatório _____________________________________________ 19
1.5. Prêmio de Risco de Crédito ______________________________________________ 22
1.6. Tratamento da Reserva Global de Reversão - RGR __________________________ 24 a) Inconsistência Regulatória do Tratamento Dado aos Ativos Imobilizados Provenientes de Recursos da RGR ____________________________________________________________________ 25 b) Déficit do PLPT _________________________________________________________________ 26
2. Benefício Tributário SUDENE/SUDAM ___________________________________ 29
2.1. Origem dos Recursos ____________________________________________________ 30
2.2. Natureza do Incentivo ___________________________________________________ 30
2.3. Atribuições da ANEEL ___________________________________________________ 31
2.4. Titularidade do Benefício ________________________________________________ 32
3. ANEXOS – Emails Reguladores – WACC ___________________________________ 35
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Sumário Executivo
O 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de Distribuição ocorre no momento em que as atuais concessões encontram-se na metade de sua execução. Depois de quase 14 anos da assinatura dos primeiros contratos de concessão, e da realização de dois grandes ciclos de Revisões Tarifárias, pode-se dizer que a Regulação do Setor Elétrico Brasileiro obteve grandes avanços e amadurecimento ao longo destes processos.
Nesse período, a construção do marco regulatório permitiu à Aneel absorver uma grande quantidade de informações a cerca dos processos, complexidades e particularidades do serviço de distribuição de energia elétrica.
Este aprendizado permitiu ao regulador estabelecer regras mais adequadas ao processo de distribuição de energia, transferindo ao consumidor os ganhos de eficiência alcançados pelos agentes, como também permitiu às distribuidoras avançarem na melhoria dos seus processos, reduzindo custos e níveis de perdas, aumentando a qualidade na prestação do serviço, a eficiência nos processos técnico-comerciais e o atendimento da expansão da demanda de energia.
Há a expectativa, portanto, que o processo regulatório continue aperfeiçoando, corrigindo e incorporando, nas metodologias adotadas até então, os ganhos de eficiência verificados, tais como, expansão do processo do faturamento imediato, automação das redes e centros operativos, novas práticas no combate às perdas de energia, entre outros.
Numa direção oposta, verificamos nas propostas constantes da Audiência Publica 040/2010 uma forte ruptura nas metodologias desenvolvidas e aplicadas até então. Muitas contribuições foram encaminhadas a 1ª fase da AP040 pelos mais diversos tipos de entidades, pertencentes ao setor elétrico, a bancos entre outras. Contudo, para proposta da 2ª fase, não houve mudanças significativas de metodologia e de resultados, permanecendo ainda reduções abruptas do EBITDA das empresas de distribuição do setor elétrico.
Tal cenário, se mantido, poderá afetar drasticamente a capacidade de investimento das distribuidoras, o que seria crítico principalmente em regiões como o Ceará e o Interior do Estado do Rio de Janeiro, que vêm registrando grandes crescimentos de sua economia, requisitando constantemente a expansão de toda a infra-estrutura destas regiões, aceleradas ainda pela proximidade da realização da Copa do Mundo de Futebol em 2014, das Olimpíadas no Rio de Janeiro em 2016, além das expansões necessárias para atender a exploração de Petróleo no Pré-Sal (Rio), a Refinaria e a Siderúrgica no Complexo Portuário do Pecém (Ceará), o Metrô de Fortaleza, o Centro de Eventos em Fortaleza (que será o maior do Nordeste), o Acquario Ceará (primeiro aquário internacional da Amérida Latina), dentre outras obras relevantes dos Governos e de clientes particulares.
É importante comentar que a proposta da Aneel leva as distribuidoras a cortarem grande parte de seus investimentos, para que a sustentabilidade da Companhia fique mantida, fato que prejudicará a manutenção/melhoria da qualidade do serviço prestado (DEC, FEC e perdas), bem como a expansão do mercado, aquecido com as saudáveis práticas econômicas em que se encontra o País.
Assim, de modo simplificado destacamos os principais questionamentos e proposições contidas neste documento.
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i) CUSTO DE CAPITAL - WACC:
A comparação da Taxa Wacc aplicada à Distribuição entre diversos países fica
prejudicada dada as diversas considerações a cerca do custo de divida, estrutura de capital das empresas e tributos incidentes. Porem no caso Brasileiro, que utiliza no calculo do custo de capital próprio a rentabilidade no mercado dos Estados Unidos e só depois acrescenta o risco pais e os tributos nacionais para aplicação interna, torna-se interessante a comparação entre o custo de capital próprio aplicado as distribuidoras nos EUA e aquele que esta sendo apresentado nesta AP040. Apresentamos no nosso documento resultado de consulta realizada em diversos estados norte-americanos que apontam que o custo de capital próprio utilizado nas distribuidoras é em média de 10,41% a.a. Por outro lado a proposta de Wacc no Brasil, fazendo os devidos ajustes para comparação, é de 8,94%. O que demonstra que a apuração do custo de capital próprio, que é feito no mercado norte-americano, não está aderente ao que vem sendo praticado pelos próprios reguladores nos EUA. Logo é um item que merece atenção para os devidos aprimoramentos:
Cálculo do Prêmio de risco país: a utilização da mediana não é uma medida adequada, e representou neste ciclo uma ruptura em relação ao procedimento adotado até então, por outro lado verificamos que todos os demais componentes do calculo da Wacc utilizaram a média. Assim, para que se mantenha a coerência entre os parâmetros propõe-se a sua substituição pela média.
Correção da alíquota de impostos utilizada para desalavancar o beta dos EUA: foi utilizada equivocadamente a taxa de 35%, ao invés de 40%, conforme demonstrado pelos estudos da KPMG, que enviamos anexo a nossa contribuição.
Prêmio de risco regulatório: é necessário a consideração de premio que capture a diferença de risco existente entre os regimes regulatórios aplicado no Brasil e nos Estados Unidos, assim como os riscos adicionais específicos da regulação do setor de distribuição brasileiro.
Prêmio de risco de crédito: Propomos utilizar a média da faixa central de classificações de risco da Moody’s, ao invés da melhor classificação verificado nas empresas brasileiras.
Recursos da RGR:
o Não se aplica ao déficit do PLPT, pois: (i) o déficit do PLPT é calculado e repassado nas tarifas na forma de componente financeiro externo à tarifa econômica e, portanto, não será adicionado à Parcela B, não havendo atualização monetária posterior sobre tal valor; (ii) no cálculo do déficit do PLPT, os saldos dos investimentos realizados com recursos da RGR, não são atualizados monetariamente ao longo do período; (iii) a única atualização monetária verificada no cálculo do déficit é feita tão somente para trazer o valor do déficit líquido calculado do mês de competência de direito para o mês do repasse no IRT; (iv) a proposta da AP 40 leva em conta que a remuneração dos investimentos da RGR, no processo de revisão tarifária irá compor a base de remuneração regulatória que, por sua vez, compõe a Parcela B. E assim sendo,
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nos processos tarifários seguintes, haveria atualização monetária sobre tais valores.
ii) Benefício Tributário SUDENE/SUDAN: Estamos reapresentando nesta fase pareceres jurídicos a cerca da transferência deste beneficio apresentados na 1ª fase, e adicionalmente o Parecer do Prof. Bandeira de Mello. Estas opiniões são convergentes em afirmar que este beneficio, concedido por Lei, não pode ser revogado por ato administrativo, e que o mesmo tem como beneficiário o próprio concessionário. Para melhor ilustrar extraímos conclusão do parecer acima mencionado:
- “ Nesse contexto, conclui Celso Antônio Bandeira de Mello, em seu parecer jurídico sobre o tema1:
- O beneficiário do incentivo fiscal é a empresa e não o consumidor;
- Não é lícito à ANEEL capturar para modicidade tarifária o benefício tributário oferecido para as empresas com atuação nas áreas da SUDENE/SUDAM;
- O incentivo fiscal SUDENE/SUDAM não pode ser caracterizado como sendo equivalente a um aporte de recursos do governo federal em investimentos na concessão, de forma a permitir que pelas regras setoriais esse incentivo pudesse ser deduzido da Base de Remuneração Regulatória, eliminando, então, tanto a remuneração sobre os investimentos realizados com o valor dos incentivos fiscais, quanto a recuperação desse investimento por meio da depreciação, anulando assim o benefício tributário estabelecido em Lei;
- Para que tal exclusão fosse possível teria de ser alterada a redação da Lei no 5.655/1971 de maneira a estabelecer – e obviamente apenas daqui para o futuro – que o incentivos fiscais previstos no art. 1o da MP no 2.199-14/2001 fossem excluídos para fins de determinação do “investimento remuner|vel”, o que, de toda sorte representaria séria descaracterização da índole do incentivo fiscal em tela.
iii) FATOR X:
De modo anterior a discussão metodológica, a base de dados utilizados na proposta em audiência publica apresentam inúmeros erros, que necessitam ser corrigidas:
o Utilização dos ativos de geração para apuração do Custo de Capital Virtual; o Aplicação da relação verificada VNR/VOC no momento da revisão tarifaria em períodos
diferentes para realizar as extrapolações, entretanto esta relação e variável em cada ano, assim é necessário tratar separadamente base blindada e a incremental;
o Não foi efetuada a depreciação das adições; o As Bases de Remuneração da CPFL, AMPLA e ENERSUL não correspondem aos valores
homologados em definitivo; o Verificamos que esta sendo realizada a Depreciação de Bens 100% Depreciados.
1O referido parecer encontra-se anexo a esta contribuição.
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A metodologia apresentada resulta em modelos que não levam em consideração as necessidades especificas dos investimentos em cada concessão. Assim, dada a grande heterogeneidade das concessões, que se encontram em momentos distintos de maturação do mercado, qualidade e combate as perdas de Energia.
As simulações realizadas indicam que Ampla e Coelce deveriam reduzir seus investimentos em cerca de 45% para alcançar a Rentabilidade Regulatória definido pela taxa Wacc. Com os valores resultantes os investimentos seriam suficientes apenas para a expansão da rede no atendimento ao aumento de Demanda e conexão de novos consumidores. Sendo que Ampla e Coelce ainda possuem desafios no combate às Perdas de Energia, e melhoria e manutenção dos níveis de qualidade de fornecimento.
Podemos, portanto relacionar diversos pontos de preocupação com respeito a metodologia de FatorX:
o Não aborda a necessidade de investimentos e as especificidades da concessão; o Não garante o princípio básico da manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da
concessão ao longo do ciclo, dado que a TIR regulatória e o WACC regulatório não são equivalentes;
o A incipiente confiabilidade dos dados utilizados, e a heterogeneidade destes comprometem os resultados da regressão;
o Há problemas sistemáticos na metodologia de apuração dos insumos (sobretudo do Custo de Capital Virtual);
o Houve mudanças relevantes na proposta da 2ª etapa quando comparada à 1ª e, dada a exigüidade do prazo, há pontos que podem não ter sido explorados, o que aumenta a vulnerabilidade da metodologia;
Desse modo, diante de tantos problemas e riscos envolvidos, entende-se que, no
momento atual, a opção metodológica adequada para o Fator X é a manutenção do Fluxo de Caixa Descontado, onde é possível se discutir possíveis aperfeiçoamentos que se façam necessários na metodologia aprovada no 2º CRTP.
o Com relação aos investimentos, diante da proposta da ANEEL para o 3º CRTP, entende-se que a melhor opção, no sentido de atender as especificidades das concessões, é manter a sistemática do 2º CRTP, onde os investimentos são declarados pelas concessionárias e , ao final do ciclo, os investimentos propostos são comparados com os investimentos realizados e, caso a distribuidora não realize os investimentos propostos, estes são devolvidos aos consumidores atualizados e remunerados pelo WACC.
o Com relação ao mercado a ser considerado no fluxo de caixa, sugere-se a utilização da proposta da ANEEL de considerar o crescimento de mercado ao longo do ciclo, ressalvando-se apenas a possibilidade de serem consideradas ações específicas no mercado que poderiam ser consideradas como atípicas (exemplo, a migração de consumidores à rede básica).
o Com relação aos custos operacionais, aplicar a produtividade utilizada para a 1ª etapa na
definição dos custos operacionais regulatórios. Eliminando assim a componente T do fator X.
iv) Custo Operacional:
Assim como na metodologia de Fator X, o ponto crítico na metodologia apresentada está na qualidade da base de dados. Notadamente a variável salário apresenta inconsistências graves. O salário utilizado para a Coelce, obtido de base de dados
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confidencial, que não permite maiores avaliações sobre os possíveis erros, apresenta valores 50% menores do que o praticado no Rio de Janeiro(LIGHT). O que pode ser verificado por diversos meios e fontes, mostra que a diferença entre estas regiões é da ordem de 15 a 20%, tal qual a tabela abaixo:
FONTES DIFERENÇA
(CEARÁ / RIO)
Proposta ANEEL Ap040 -50%
Pesquisa Watson -16%
Salários Ampla / Coelce -15%
ER 2º CRTP -18%
Serviços Utilidade Publica (MTB) -22%
Ainda na questão dos salários há a ressalva na comparação de salários entre a
Ampla e a Light. A base de dados utilizada pela Aneel apresenta um salário na ampla 25% menor do que o salário na área da light. Entretanto, 60% do mercado da ampla se encontra na chamada área metropolitana do rio de janeiro (Niterói, São Gonçalo, Duque de Caxias, Magé, etc). Esta localização transforma estes municípios atendidos pela Ampla em cidades dormitórios, pois a maioria de sua população se desloca para trabalhar na cidade do rio de janeiro (atendido pela Light), deste modo o mercado de trabalho na Cidade do Rio de Janeiro é concorrente com as cidades do entorno, não havendo na prática uma diferenciação de salários entre elas. Adicionalmente há de se ressaltar as questões legais, uma vez que os salários na principal região atendida pela ampla esta no mesmo mercado de trabalho que a Light, é obrigado à ampla praticar o mesmo nível de salários a funcionários que realizam o mesmo trabalho, mesmo que em regiões diferentes. Deste modo é necessária a revisão dos salários, e para o qual propomos a utilização de pesquisas salariais, tal como utilizado nos processos de revisões anteriores.
Na verdade, os resultados da Etapa 2 só poderiam ser analisados e conseqüentemente avaliados quando não se tivessem mais dúvidas sobre a correção dos dados e sobre as variáveis utilizadas. Até que isso aconteça provavelmente a cada interação se tenha resultados bem diferentes, como foi o que aconteceu entre a 1ª e 2ª Fase da AP nº 040/2010.
Para ilustrar esta instabilidade, apresentamos exercício com a inclusão de duas
variáveis-produto fundamentais: Redução de Perdas e Nível de qualidade. Uma vez que maiores ou menores custos estão relacionados com as ações nestas duas frentes. A simples inclusão destas altera de modo significativo o ranking de eficiência apresentado. Deste modo a utilização desta ferramenta requer não só uma base de dados homogênea e confiável, como uma varredura extensa sobre as variáveis influentes no processo de distribuição.
Outro aspecto importante refere-se aos custos adicionais relativos ao crescimento dos processos e atividades comerciais e de operação e manutenção. No 2º CRTP o crescimento dos processos tinha a finalidade de fazer o ajuste entre a data base de ativos e consumidores e a data da revisão. Portanto, não considerar esse crescimento significa que os custos de partida do 2º Ciclo não estão na data daquela revisão, e sim num
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período anterior. Logo, é necessária a manutenção deste item, para que a Empresa de Referencia do 2º ciclo esteja efetivamente na Data da Revisão
A própria análise apresentada afirma que os resultados do 2º Estágio da Etapa 2 indicam
importância excessiva e contra intuitiva de algumas variáveis ambientais na determinação dos Custos Operacionais regulatórios, demonstrando uma inconsistência ainda não identificada. Logo, frente à impossibilidade de determinação das causas que levaram a tais resultados e da adoção de procedimentos não usuais na regulação internacional, o mais coerente é que o tratamento proposto para a Etapa 2 não seja aplicado, até que se tenha solução dos problemas apontados pela própria Agência.
v) OUTRAS RECEITAS:
As receitas oriundas de Ultrapassagem de Demanda e de Excedente de Reativo estão definidas no contrato de concessão como receitas extra-tarifarias, e que, portanto, não compõe a receita auferida para fins de definição tarifária, deste modo, assim como na 1ª fase da AP040/2010, estamos apresentando pareceres jurídicos que confirmam a ilegitimidade da captura destas receitas para a modicidade tarifária. Adicionalmente propomos que a ANEEL trate em processo distinto, os aperfeiçoamentos necessários aos instrumentos de aferição e cobrança destes itens.
Com respeito aos Serviços Cobráveis deve ser levado em consideração que já estava sendo abatida dos Custos da Empresa de Referência do 2o CRTP, assim ao ser considerado no item de outras receitas, deve ser ajustada a Empresa de Referencia na 1ª Etapa estornando a receita de serviços cobráveis.
As Receitas com Publicidade foram vetadas pela Resolução Normativa no414/2010, sendo assim não será possível a obtenção de receitas provenientes deste serviço, logo não há razão em compartilhamentos com os consumidores.
Convênios: foi vedada, pela REN nº 414/2010, a celebração de contratos de prestação de
serviços para arrecadação na fatura, bem como limitada até setembro de 2011 a arrecadação dos convênios já existentes;
O conceito de Outras Receitas previsto no Contrato de Concessão prevê o compartilhamento parcial com a modicidade tarifária, assim qualquer atividade enquadrada como tal, deve possuir uma reversão apenas parcialmente, em nenhuma hipótese deverá haver devolução integral da receita.
Em nosso documento apresentaremos em detalhes as análises e propostas que em resumo foram apresentadas neste sumário. Assim, este trabalho apresenta contribuições a cerca de: - Taxa de Remuneração Regulatória – WACC - Benefício Tributário SUDENE/SUDAM
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1. Taxa de Remuneração Regulatória - WACC
1.1. Análise de Consistência do Valor Proposto A remuneração do capital é um fator determinante para o setor. A subavaliação do custo de capital reduz a atratividade do negócio, e com isso pode levar a uma redução no nível de investimentos, comprometendo a manutenção e expansão do setor, a qualidade do serviço prestado, etc. Por outro lado, a sobrevalorização do custo capital constitui uma transferência injusta de recursos dos consumidores para o prestador do serviço regulado. Assim, a boa adequação de seu valor é de extrema importância. Segundo a metodologia adotada pela ANEEL nas revisões tarifária, a taxa de remuneração regulatória é determinada por meio de parâmetros que, após serem estimados, são aplicados na fórmula do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) para a obtenção do resultado final. Contudo, embora a teoria de finanças forneça ferramentas úteis para o cálculo do WACC, seus resultados não devem ser aplicados mecanicamente. Uma vez que existem diversas formas de se proceder à escolha dos parâmetros e de se calcular os mesmos, que muitas vezes levam a valores diferentes, torna-se extremamente importante a análise de consistência dos resultados obtidos. Uma boa forma de avaliar a adequação do WACC estimado é compará-lo com outras taxas de remuneração, nacionais e internacionais. É de se esperar, por exemplo, que o custo de capital do setor de transmissão de energia elétrica brasileiro seja menor que o da distribuição, uma vez que os dois são executados no mesmo país, estão sujeitos à mesma Agência Reguladora, mas os riscos associados à transmissão são consideravelmente menores que os da distribuição. Isso porque existem diferenças fundamentais entre os regimes price cap aplicados nos dois setores, entre as quais cabe destacar:
Na distribuição, toda a gestão do negócio cabe à concessionária, que irá tentar maximizar seus lucros, recebendo, em contrapartida, a tarifa paga por seus consumidores. Já na transmissão, cabe à concessionária apenas implementar seu projeto adequadamente e realizar sua operação e manutenção de modo a garantir a disponibilidade de suas instalações durante o maior tempo possível;
Em um empreendimento de transmissão de energia elétrica, o maior componente é o
investimento inicial, que é uma despesa bastante previsível e que sofrerá muito pouca variabilidade durante sua construção. Além disso, os custos de O&M são praticamente fixos e bastante previsíveis;
O risco de inadimplência na transmissão é praticamente inexistente, pois os usuários do
sistema correspondem a número limitado e são bem conhecidos (distribuidores, geradores e grandes clientes);
A receita anual permitida não sofre influência de eventuais perdas não técnicas;
A receita anual permitida de cada concessionária de transmissão é fixada em função da
disponibilização das instalações e não do fluxo de potência, aumentando a
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previsibilidade do fluxo de caixa da empresa, o que se traduz em segurança para o negócio.
O gráfico a seguir faz uma comparação entre os custos regulatórios de capitais dos setores de transmissão e distribuição de energia elétrica historicamente:
No ano de 2007, ocorreu a determinação dos custos de capital regulatórios a serem aplicado na 1ª RTP das transmissoras e na 2ª RTP das distribuidoras de energia elétrica. Conforme apresentado no gráfico, o custo de capital adotado na 1ª RTP das transmissoras (9,18%) foi menor que o custo de capital da 2ª RTP das distribuidoras (9,95%). Tais valores estão de acordo com a análise de risco feita anteriormente. Dado que o risco associado ao setor de distribuição de energia é maior que o associado ao setor de transmissão, aquele deve oferecer uma remuneração maior para seus investidores. Contudo, quando analisamos os custos de capital referentes à 2ª RTP das transmissoras e à 3ª RTP das distribuidoras, determinados respectivamente em 2009 e 2011, tem-se que os resultados são muito próximos, apesar do maior risco associado ao setor de distribuição. Segundo afirma a ANEEL na Nota Técnica nº 095/2011, a comparação dos resultados de custo de capital definidos para o 2o ciclo das transmissoras e para o 3o ciclo das distribuidoras não pode ser feita, uma vez que as duas taxas foram calculadas para períodos diferentes. Contudo, além da proximidade de valores mencionada, tem-se que, quando comparamos a metodologia e os valores regulatórios dos parâmetros adotados nos dois setores nas mencionadas revisões, observa-se que eles são, erroneamente, quase idênticos, como se destaca no quadro a seguir.
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3º CRTP Distribuidoras 2º CRTP Transmissoras
Custo de Capital Regulatório
Custo de Capital Regulatório
Custo do Capital Próprio
Valor nominal: 12,98%
Custo do Capital Próprio
Valor Nominal: 13,74%
Custo do Capital de Terceiros
Valor nominal: 11,26%
Custo do Capital de Terceiros
Valor Nominal: 12,25%
Estrutura de Capital Regulatória
50%
Estrutura de Capital Regulatória
63,55%
WACC real depois de impostos
7,57%
WACC real depois de impostos
7,24%
Como se pode observar, as formulações adotadas para o Custo de Capital dos dois setores são iguais, se diferenciando entre si apenas nas referências utilizadas para a determinação de alguns dos parâmetros e na extensão das séries consideradas. Consequentemente, os valores globais são muito parecidos. Contudo, como já mencionado, há diferenças fundamentais de risco entre os dois setores que não estão sendo contempladas. Aliás, a própria ANEEL explicita que são setores que requerem prêmios de risco diferenciados, conforme afirma na Nota Técnica nº 49/2007-SRE/ANEEL: “Como o beta calculado encontra-se refletido no mercado dos EUA, deve-se ainda avaliar o diferencial de risco em função do regime regulatório, uma vez que temos no Brasil o regime price cap. Contudo, no caso específico do setor de transmissão, a remuneração da concessionária se dá através de uma receita máxima (revenue cap) que independe do fluxo de energia e não está sujeita a variações de mercado. Logo, não há justificativa para inclusão de um adicional de risco em função do regime de regulação.” Cabe destacar ainda que, quanto maior o peso do capital de terceiros na estrutura de capital menor o WACC resultante, uma vez que o custo do capital de terceiros é menor que o custo do capital próprio. Nesse contexto, tem-se que a participação da dívida no capital regulatório total é mais elevada para o caso da transmissão (63,55%) que para o da distribuição (50%). Assim sendo, a diferença entre os WACCs calculados para os dois setores se deve em parte à diferença de estrutura de capital. Assim sendo, pode-se observar que existe uma incompatibilidade entre o tamanho do WACC proposto pela ANEEL e os riscos envolvidos no segmento de distribuição.
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No que se refere à coerência com taxas de remuneração internacionais, tem-se que na Nota Técnica nº 095/2011 é apresentado um gráfico onde o WACC proposto, de 7,57%, é comparado com o custo de capital de outros países e setores:
(Fls. 23 da Nota Técnica no 95/2011-SRE/ANEEL, de 13/04/2011).
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Superintendência de Regulação Econômica – SRE/ANEEL
Processo n.º 48500.007100/2009-07
Obs.: pesquisa realizada pela ANEEL. Quando necessário, ajustou-se o custo de capital antes para depois de impostos à alíquota de impostos local.
Figura 3: Comparação internacional - WACC real depois de impostos
81. Tendo em vista que a análise de consistência do resultado foi realizada individualmente para a estrutura de capital (comparação com a estrutura de capital das empresas mais eficientes e de menor custo de financiamento) e capital de terceiros (comparação com o custo real), resta necessária a análise específica do item custo de capital próprio.
82. O custo de capital próprio regulatório em termos reais líquido de impostos resultou em 10,28%. Para efeito de comparação, deveria ser utilizada a taxa de retorno exigida pelo investidor para o aporte de recursos em negócios de risco semelhante à distribuição de energia elétrica no Brasil. Dada a dificuldade prática de medir o risco de diferentes atividades da economia, foi demonstrada nesta nota técnica a comparação internacional de custos de capitais regulatórios de indústrias do setor elétrico ou de estrutura de custos parecidas, em países de renda per capita ao nível e melhores que o Brasil, assim como países de risco país maior e menor. Essa comparação, no entanto, é feita para o custo de capital médio (WACC), e não para o custo de capital próprio, como seria desejável.
83. Como contribuição encaminhada à AP, a CEMAR e ENDESA BRASIL comparam o WACC proposto à época, 7,15%, com o custo de capital regulatório do setor de transmissão de energia, de 7,24%. Segundo as empresas, como o setor de transmissão é considerado menos arriscado que a distribuição, o valor proposto para o último pela ANEEL encontrava-se inadequado. Também questiona a consistência da taxa proposta a empresa NEOENERGIA, argumentando que o custo médio de 7,15% estaria abaixo inclusive de alternativas de investimento de risco menor, como por exemplo títulos públicos domésticos de vencimento longo.
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
Com base no gráfico, a Agência conclui que o custo de capital por ela estabelecido para o setor de distribuição de energia no Brasil está consistente com o valor calculado em países de renda per capita e risco país comparáveis ao brasileiro, para indústrias relacionadas ao setor elétrico, bem como outras indústrias de infraestrutura e monopólios naturais (saneamento, transporte de gás, etc). A ANEEL afirma ainda que realizou análise de consistência do resultado individualmente para a estrutura de capital (comparação com a estrutura de capital das empresas mais eficientes e de menor custo de financiamento) e capital de terceiros (comparação com o custo real), restando necessária somente a análise do item custo de capital próprio. Contudo, não procede à análise específica desse item, destacando a dificuldade prática de se realizar as comparações desejadas. Nesse contexto, conclui que os valores estão consistentes apenas com base na comparação internacional do WACC apresentada no gráfico anterior. Conforme mencionado, custo de capital calculado pelo WACC é dado pela fórmula:
Onde:
custo do capital próprio; custo do capital de terceiros;
capital próprio;
capital de terceiros; e
alíquota tributária. Ou seja, seu valor é influenciado diretamente pelos custos do capital próprio e de terceiros, pela estrutura de capital e pela alíquota tributária. É sabido que a alíquota tributária marginal efetivamente aplicada varia consideravelmente entre os países. O mesmo ocorre para a
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participação da dívida no capital total das empresas, que pode ser bastante diferente entre os setores. Consequentemente, tem-se que a diferença de WACC entre países e setores pode se dar em grande parte pela diferença existente de alíquotas tributárias efetivamente aplicadas no país e as participações da dívida no capital total das empresas dos setores. Dessa forma, a comparação de custos médios ponderados de capital entre países e setores, sem qualquer detalhamento sobre os valores de seus parâmetros, não pode ser utilizada para avaliar a consistência dos resultados obtidos por determinada metodologia. Tais diferenças podem se dar simplesmente pela estrutura de capital e pela alíquota tributária. Suponha que a análise de consistência houvesse mostrado que uma empresa comparável de outro setor tinha exatamente o mesmo WACC definido pela ANEEL para as distribuidoras no 3o CRTP, de 7,57%. Nesse caso, uma análise superficial poderia concluir que, portanto, o valor proposto pela ANEEL estava consistente com o praticado neste outro setor da economia. Contudo, isso não necessariamente é verdade. Essa empresa poderia, por exemplo, estar localizada em um setor onde a estrutura média de capital fosse de 65%, e não de 50% como no setor elétrico. Nesse caso, essa diferença deveria estar sendo compensada em um ou mais parâmetros, para que o resultado final fosse o mesmo. Suponha que, com exceção do custo de capital próprio, todos os demais parâmetros fossem idênticos entre os setores. Dessa forma , teríamos o apresentado na tabela a seguir:
Parâmetro Empresa A
(outro setor)
Empresa B
(setor elétrico) Diferença
Custo do Capital Próprio 15,36% 12,98% 2,4 p.p.
Custo do Capital de Terceiros 11,26% 11,26% -
Participação da Dívida (D/V) 65% 50% 15 p.p.
Alíquota de Impostos 34% 34% -
WACC nominal 10,21% 10,21% -
Inflação 2,45% 2,45% -
WACC real depois de impostos 7,57% 7,57% - Observa-se que, apesar ambas as empresas apresentarem um WACC semelhante, uma não pode ser usada para comprovar a consistência da outra. A empresa A possui um custo de capital próprio 2,4 p.p. maior que o da empresa B, sendo os seus WACC’s iguais apenas devido { diferença na estrutura de capital entre os setores. O mesmo poderia acontecer na comparação com outros países, onde, além da estrutura de capital, a alíquota de impostos também poderia ser diferente da praticada no Brasil. Nesse caso, poderia ocorrer de os custos de capital serem semelhantes, mas as remunerações sobre os capitais próprios e de terceiros serem muito diferentes, como no exemplo a seguir:
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Parâmetro Empresa A
(outro setor)
Empresa B
(setor elétrico) Diferença
Custo do Capital Próprio 17,66% 12,98% 4,7 p.p
Custo do Capital de Terceiros 11,26% 11,26% -
Participação da Dívida (D/V) 65% 50% 15 p.p.
Alíquota de Impostos 45% 34% 11 p.p.
WACC nominal 10,21% 10,21% -
Inflação 2,45% 2,45% -
WACC real depois de impostos 7,57% 7,57% - Analisando a tabela, tem-se que os WACCs reais continuam sendo iguais entre as empresas. Contudo, tem-se que os custos de capital próprio das empresas são muito diferentes, sendo o da empresa A cerca de 4,7 p.p. maior que o da empresa B. Nesse caso, conforme mencionado, as diferenças tanto na estrutura de capital quanto na alíquota de impostos estariam camuflando as divergências existentes entre as taxas de remuneração praticadas. Assim sendo, tem-se que a comparação dos resultados finais de WACC entre setores e países feita pela ANEEL não pode ser utilizada para comprovar a consistência dos valores propostos por ela. Analisemos, então, o custo do capital próprio, parâmetro para o qual a Agência não apresentou nenhuma análise de coerência. Segundo a metodologia proposta na Nota Técnica nº 095/2011, o custo do capital próprio é dado pela seguinte fórmula:
Onde:
Para calcular a taxa livre de risco e o prêmio de risco de mercado, a ANEEL utiliza como base o mercado de capitais dos EUA. Por sua vez, para o cálculo do beta, é utilizada uma amostra de empresas do setor energético também dos EUA. Em seguida, afim de considerar as particularidades do negócio brasileiro, a Agência opta por introduzir à formulação um prêmio de risco país, calculado com base no índice EMBI+BR. Os valores estimados para cada um desses parâmetros é apresentada a seguir:
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Parâmetro Valor Estimado
Taxa livre de risco 4,87%
Beta médio (alavancado para o Brasil) 0,663
Prêmio de risco de mercado 5,82%
Prêmio de risco país 4,25%
Custo de capital próprio 12,98%
Observa-se, portanto, que a vinculação do valor obtido com o Brasil ocorre por meio do prêmio de risco país e do beta, que é alavancado para a estrutura de capital e alíquota de impostos brasileiras. Excluindo o prêmio de risco país e utilizando o beta alavancado para a estrutura de capital e alíquota de impostos dos EUA, teríamos exatamente o que se utilizaria caso o modelo da ANEEL fosse aplicado para as empresas do setor de energia nos EUA:
Parâmetro Valor Estimado
Taxa livre de risco 4,87%
Beta médio (alavancado para os EUA) 0,70
Prêmio de risco de mercado 5,82%
Custo de capital próprio comparável 8,94%
Assim sendo, para analisar o valor do custo de capital proposto pela ANEEL, um bom ponto de partida é comparar o valor do custo de capital próprio calculado pela ANEEL sem a inclusão do prêmio de risco país e com o beta médio dos EUA (8,94%), com o custo do capital próprio efetivamente utilizado pelas agências reguladoras daquele país. A regulação do setor de distribuição dos EUA é descentralizada nos estados federados, de forma que cada agência reguladora estadual é responsável por definir o custo de capital próprio (return on equity - ROE) para as suas empresas. Tomemos por base então, os quatro estados mais populosos dos Estados Unidos, quais sejam: Califórnia, Texas, Nova Iorque e Flórida. Com base em informações fornecidas diretamente pelos próprios agentes reguladores do setor de energia elétrica desses estados, tem-se as remunerações do custo de capital próprio praticadas por eles apresentadas na tabela a seguir (as informações originais encaminhadas pelos referidos agentes reguladores encontram-se anexas a este documento):
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Agente Regulador Estado Empresa Data ROE
aprovada
California Public
Utilities Comission Califórnia
Pacific Gas & Electric (PG&E) 2009 11,3%*
Southern California Edison (SCE) 2009 11,5%*
San Diego Gas & Electric
(SDG&E) 2009 11,1%*
Public Utility
Commission of Texas Texas
SPS 06/2009 10,25%
Oncor 11/2009 10,25%
SWEPCO 04/2010 10,33%
El Paso 07/2010 10,125%
Entergy 12/2010 10,125%
TNMP 01/2011 10,125%
New York State Public
Service Commission
Nova
Iorque
Niagara Mohawk – Electric
Division 01/2011 9,3%
New York State Electric and Gas
– Electric and Gas Divisions 09/2010 10,0%
Rochester Gas & Electric –
Electric and Gas Divisions 09/2010 10,0%
Central Hudson Gas & Electric –
Electric and Gas Divisions 06/2010 10,0%
Consolidated Edison – Electric
Division 03/2010 10,15%
Florida Public Service
Commission Flórida
Florida Power & Light Company 03/2010 10,0%
Florida Public Utilities Company 05/2008 11,0%
Progress Energy Florida, Inc. 03/2010 10,5%
Tampa Electric Company 04/2009 11,25% * Valores aproximados
Como se pode observar, os retornos sobre o capital próprio autorizados pelos entes reguladores norte-americanos são muito parecidos entre si, variando de 9,30% (Niagara Mohawk) a 11,50% (SCE), sendo a média dos mesmos igual a 10,41%. Cabe lembrar que estamos tratando sempre de retornos de capital depois de impostos, em ambos os países. Além disso, tem-se que o custo do capital próprio nominal calculado pela ANEEL para compor o WACC contém a inflação dos EUA, uma vez que a correção para taxas reais
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só é feita ao final da metodologia adotada pela Agência, sobre o WACC nominal depois de impostos. Assim sendo, as taxas apresentadas na tabela anterior podem ser diretamente comparadas com os valores nominais definidos pela ANEEL. Conforme já apresentado, a ANEEL estimou para o 3o CRTP um custo de capital próprio nominal, sem prêmio de risco país e com o beta alavancado para os EUA, de 8,94%. Observa-se que esse valor está consideravelmente abaixo da média praticada nos EUA (diferença de 1,5 p.p.), sendo inclusive inferior ao menor valor encontrado na amostra norte-americana, de 9,30%. Tais resultados não parecem razoáveis. Uma vez que a metodologia da ANEEL deveria estimar o custo do capital próprio para o mercado dos EUA, era de se esperar que o valor encontrado fosse no mínimo próximo com o praticado naquele mercado. Contudo, conforme apresentado, tais valores diferem consideravelmente (cerca de 1,5 p.p.). Assim sendo, entende-se que o custo do capital próprio calculado pela ANEEL, no que se refere à parte estimada no mercado de referência, está subavaliado e necessita revisão. Com base nas análises realizadas, conclui-se que o custo de capital proposto pela ANEEL para o 3º CRTP está subestimado se considerados os riscos associados ao negócio. Tal constatação é comprovada quando comparamos seus resultados com outras taxas de remuneração nacionais (setor de transmissão de energia elétrica), e internacionais (mercado de energia elétrica dos Estados Unidos).
1.2. Prêmio de Risco País Ao calcular o prêmio de risco do Brasil, busca-se estimar esse risco no futuro, no período tarifário no qual a taxa de remuneração regulatória incidirá. Uma das formas de se estimar o risco futuro é com base na análise do comportamento do mesmo no passado. O risco país é usualmente avaliado pelo índice Emerging Markets Bonds Index Plus relativo ao Brasil (EMBI+BR). Assim sendo, para estimá-lo no futuro, parte-se da observação da série histórica do EMBI+BR e, em geral, utiliza-se alguma medida de tendência para determinar o valor regulatório. Nos dois ciclos tarifários anteriores, foi utilizada a média da série histórica diária desse índice para calcular o prêmio de risco país. Contudo, para o 3º CRTP, as metodologias propostas, tanto na 1a quanto na 2a fase da AP nº 040/2010, adotam a mediana da série, em substituição à média. Tal abordagem, além de alterar forma de tratamento que vinha sendo utilizada desde o 1o ciclo de revisões tarifárias, é incoerente com o adotado para os demais parâmetros, tanto do custo do capital próprio (rP), quanto do custo da dívida (rD), conforme destacado nas fórmulas a seguir:
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Como se pode observar, em todos os demais parâmetros do custo de capital regulatório foi adotada a média para medir a tendência das séries utilizadas, utilizando a mediana apenas para o prêmio de risco país. Fora os problemas relacionados à estabilidade e à coerência do tratamento regulatório, acima mencionados, tem-se que a mediana parece conceitualmente inadequada para calcular o prêmio de risco país. A mediana é definida como o valor do elemento que se está localizado no centro da distribuição, quando ordenada de forma crescente (ou a média dos valores dos dois elementos centrais, para o caso de amostras com número par de elementos). Dessa forma, apenas os valores dos elementos que estão na posição central da distribuição influenciam o resultado final. Por exemplo, para o caso da amostra em análise, apenas dois dados de um universo de 2.800 foram importantes para definir o prêmio de risco país. Portanto, a mediana não é uma medida que visa representar a tendência média de uma determinada amostra, sendo apenas um valor que decorre do elemento que está localizado na metade do ordenamento. Assim sendo, entende-se que a mediana da série histórica do EMBI+BR não é uma medida apropriada para se estimar o risco futuro do Brasil. Dada a inadequação da mediana para fins de cálculo do prêmio de risco país, sugere-se a sua substituição pela média aritmética. A média é uma medida de tendência amplamente utilizada e que foi inclusive adotada pela própria ANEEL nos ciclos tarifários anteriores para a determinação tanto do prêmio de risco país e quanto de outros parâmetros regulatórios. O seu cálculo leva em consideração todas as observações da amostra e, portanto, é uma medida adequada de tendência da mesma. Calculando o prêmio de risco país pela média da série EMBI+BR no período de jan/2000 a dez/2010, mesmo período adotado pela ANEEL, tem-se que esse prêmio passaria de 4,25% para 5,43%.
1.3. Beta O cálculo do beta utilizado para a determinação da taxa de retorno envolve os seguintes passos:
a) Cálculo do beta de empresas pertencentes ao setor regulado de interesse e ao mercado de referência (empresas de distribuição energia elétrica nos EUA). Os betas encontrados são os betas alavancados (βi
Alavancado), isto é, os betas das empresas, considerando a estrutura de capital existente, que exprime os riscos do negócio e financeiro da empresa.
b) Desalavancagem dos betas de cada empresa, utilizando o grau de alavancagem da empresa e a alíquota de imposto de renda do mercado de referência obtendo, assim, o beta associado ao risco do negócio (βi
Desalavancado). c) Cálculo da média aritmética desses betas, cujo resultado é o beta desalavancado médio. d) Realavancagem desse beta usando a estrutura de capital regulatória e a alíquota de impostos
brasileira.
Esse é o beta que, multiplicado pelo prêmio de risco de mercado, fornece o risco total do setor regulado de interesse, ou seja, a soma dos riscos do negócio e financeiro. Para se proceder ao cálculo dos betas foram selecionadas empresas dos EUA do setor energético, para os quais se obteve o beta médio das ações, calculado para o período de 5 anos, obtendo-se o valor de 0,70. Considera-se, então, a estrutura de capital das empresas e alíquota de impostos de renda do mercado de referência para obter o beta associado ao risco do negócio (βiDesalavancado).
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Nos dois ciclos tarifários anteriores e na 1a Fase da AP 040/2010 a ANEEL utilizou a alíquota de impostos de renda dos EUA de 40% para desalavancar o beta norte-americano. Contudo, na 2a Fase da referida audiência pública, a proposta passou a utilizar uma alíquota de impostos de 35%, sem qualquer comprovação de que houve redução de alíquota naquele país. Tal alteração da taxa de impostos contraria, inclusive, as próprias fontes de informação citadas na Nota Técnica nº 095/2011. No estudo da KPMG, por exemplo, (KPMG’s Corporate Tax Rates Survey 2009), a alíquota apresentada é de 40%. Uma versão mais recente desse mesmo estudo (KPMG's Corporate and Indirect Tax Rate Survey 2010), disponível da empresa2, também, também confirma ser de 40% a alíquota de impostos vigente naquele país. Segundo Aswath Damodaran, outra fonte de informação citada pela ANEEL, tem-se que:
“Nos Estados Unidos, por exemplo, a taxa de tributos corporativa federal sobre a receita marginal é de 35%; com a adição de taxas locais e estaduais, a maioria das firmas defronta-se com uma taxa de tributos marginal corporativa de 40% ou maior”.3 (tradução livre)
Dessa forma, entende-se necessária a correção da alíquota de impostos utilizada para desalavancar o beta dos EUA, isto é, a utilização da taxa de 40%, ao invés de 35%. Com tal correção, o beta desalavancado passará de 0,399 para 0,412.
1.4. Prêmio de Risco Regulatório Quando se está calculando o custo de capital de setores regulados, uma questão importante a ser abordada é o ajuste ao risco do regime regulatório envolvido. Segundo afirma a própria ANEEL, na Nota Técnica nº 68/2007-SRE/ANEEL, em situações onde é necessário utilizar um mercado de referência cujo setor regulado em análise esteja sob regulação distinta do mesmo setor no Brasil, faz-se necessário o ajuste à diferença de risco regulatório. No caso em tela, é feita uma estimativa do Custo do Capital do setor de distribuição de energia brasileiro, que est| sob regulação do tipo “preço-teto” (price-cap), a partir do mesmo setor nos EUA, que est| sob uma regulação do tipo “taxa de retorno” (rate of return). É internacionalmente reconhecido que o método de regulação por preços máximos implica para as empresas reguladas um risco superior àquele sob regime de taxa de retorno. Assim sendo, segundo a definição da própria Agência, seria necessário incluir na formulação do CAPM um prêmio que considerasse esse adicional de risco.
2 http://www.kpmg.com
3 “In the United States, for instance, the federal corporate tax rate on marginal income is 35%; with the addition of
state and local taxes, most firms face a marginal corporate tax rate of 40% or higher.” Disponível em: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar, acesso em 03/06/2011.
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A necessidade de um prêmio de risco regulatório para o setor de distribuição de energia é reafirmada na Nota Técnica nº 49/2007-SRE/ANEEL:
“Como o beta calculado encontra-se refletido no mercado dos EUA, deve-se ainda avaliar o diferencial de risco em função do regime regulatório, uma vez que temos no Brasil o regime price cap.”
A ANEEL, nos dois primeiros ciclos de revisões tarifárias, considerou um prêmio de risco regulatório na formulação custo do capital próprio. Entretanto, para o 3º CRTP, houve a decisão de não considerar remuneração adicional por risco regulatório. Segundo ela “não é possível afirmar a existência de regimes regulatórios categóricos, ou “puros”. (...) No Brasil, o modelo de price-cap (…) limita-se a itens geralmente considerados gerenci|veis, (…) e para os itens considerados não-gerenciáveis há mecanismos de mitigação total ou parcial do risco. (…) Quanto ao modelo regulatório nos EUA, não h| que se falar em regime pelo custo do serviço, na medida em que a regulação nesse país é descentralizada nos estados federados, havendo em diversos deles fortes mecanismos de incentivo relacionados a um regime de price-cap.” Além disso, afirma que parte desse risco já estaria refletido no risco do negócio (beta) e no risco país. Dessa forma, segundo a Agência, “para se considerar algum componente de risco de regime regulatório seria necessário calcular a exata diferença, em termos de risco provocado pelas instituições regulatórias, entre as regras regulatórias que incorrem as empresas de distribuição no Brasil e as empresas do EUA consideradas na amostra para construção do beta. (...) Além da diferença de regimes regulatórios, seria necessário deduzir do risco regulatório o risco relacionado { regulação que intercede o risco país.” (Conforme Nota Técnica nº 095/2011) Uma vez que esse risco foi reconhecido nos custos de capital estimados pela ANEEL em todos os ciclos tarifários anteriores, e não deixou de existir, tem-se que a dificuldade de se precisar o mesmo não pode ser utilizada como justificativa para a sua não consideração, muito menos quando já existia uma metodologia que vinha sendo aplicada. Nos dois primeiros ciclos tarifários, a diferença de risco de regime regulatório foi estimada como a diferença entre os betas desalavancados do setor elétrico nos dois regimes de regulação de interesse, ou seja, em um ambiente rate of return (EUA) e outro price cap (Reino Unido). Tal delta beta, referente à diferença de risco entre ambientes regulatórios distintos, foi considerado no cálculo do beta final alavancado para o segmento de distribuição, utilizado para determinar o prêmio de risco do negócio, financeiro e regulatório. Contudo, nesse contexto, cabe mencionar que a diferença de betas, utilizada até então, não reflete a totalidade do risco adicional associado à regulação do setor de distribuição do país. A diferença entre os betas representa exclusivamente a diferença de risco inerente aos regimes regulatórios utilizados. Entretanto, além dessa diferença, o prêmio de risco regulatório deve levar em consideração ainda o risco adicional específico da regulação do setor em análise. Assim, uma vez que o risco associado à regulação brasileira é consideravelmente maior que a de outros países mais desenvolvidos e com regulação madura, como é o caso do Reino Unido, a simples diferença entre os betas não capta a totalidade do risco adicional daquela regulação. No que se refere à regulação da distribuição de energia elétrica no Brasil, tem-se que especificidades e questões ainda não solucionadas fazem com que seu risco seja mais elevado relativamente. Entre elas, destacam-se:
Trata-se de um país com dimensões continentais, onde existem 64 distribuidoras de energia extremamente heterogêneas reguladas pela mesma Agência.
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A regulação da distribuição, apesar de estar muito mais desenvolvida que no passado, ainda é recente e pouco madura, tendo sido realizadas apenas duas revisões tarifárias até o momento.
Por se tratar de um setor estratégico e de grande importância socioeconômica, está constantemente sob pressões dos atores sociais. Como exemplo, pode-se citar a CPI criada em maio de 2009, destinada a investigar a formação dos valores das tarifas, a atuação da ANEEL e esclarecer os valores da tarifa média de energia.
Há ainda uma complexa discussão do alcance da competência da Agência. Tome-se o exemplo dos embates entre a Agência Reguladora, o Tribunal de Contas da União – TCU e o Legislativo.
A própria descontinuidade regulatória que caracteriza as mudanças metodológicas da ANEEL para o 3º CRTP, após a utilização de metodologias consagradas nas duas revisões anteriores.
O setor de distribuição de energia brasileiro ainda está em processo de universalização e o mercado de energia ainda não atingiu o amadurecimento. Consequentemente, a necessidade de investimentos no setor de distribuição de energia no Brasil, para atender a taxa de expansão do serviço e os requisitos de qualidade e combate às perdas não-técnicas é elevada.
Assim sendo, uma vez que o reconhecimento, a remuneração e os custos de operação e manutenção desses investimentos são determinados pelo Regulador, a dependência com relação à ação regulatória é muito maior no Brasil que nesses outros países, como o Reino Unido. Ou seja, o risco regulatório envolvido é consideravelmente maior. É sabido ainda que as técnicas de benchmarking, uma vez que se utilizam de comparações entre as empresas, obtém melhores resultados em amostras mais homogêneas. Assim, considerando que a determinação dos custos regulatórios, e consequentemente das receitas das concessionárias, é feita pelos reguladores dos dois países por meio de benchmarking (ou vertentes do mesmo) e que no Brasil a heterogeneidade é muito maior que no Reino Unido, é de se esperar que a probabilidade de existirem “erros” nos resultados dos modelos também seja maior no Brasil. Consequentemente, o risco regulatório associado à regulação brasileira também é maior. Com base no exposto, observa-se que, de fato, existem especificidades relacionadas à regulação do setor de distribuição brasileiro que fazem com que seu risco regulatório seja relativamente maior que o observado no mesmo setor em países mais desenvolvidos, onde a regulação já atingiu um grau de maturidade, como é o caso dos EUA, utilizado como base para a estimativa do CAPM. Dessa forma, era de se esperar que a proposta, nesse 3o ciclo de revisões, aprimorasse a metodologia de estimação do prêmio de risco regulatório para abranger, além da diferença entre os betas, o risco adicional específico da regulação do setor de distribuição de energia elétrica brasileiro. Contudo, contrariamente, o que se observou foi a retirada por completo desse prêmio de risco na formulação do CAPM. Entende-se necessária, portanto, a inclusão de um prêmio de risco regulatório, que capture não só a diferença de risco existente entre os regimes price cap e custo do serviço, como também os riscos adicionais específicos da regulação do setor de distribuição de energia brasileiro, decorrentes das características apresentadas. Esses riscos adicionais não estão refletidos na diferença entre betas e tampouco no risco país já que este se refere aos riscos dos setores econômicos em geral e não de uma regulação que está em fase de consolidação institucional. Sugere-se a utilização da mesma metodologia de cálculo adotada nos dois primeiros ciclos tarifários até a elaboração de nova metodologia que se mostre mais apropriada.
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1.5. Prêmio de Risco de Crédito O prêmio de risco de crédito calcula o spread sobre a taxa livre de risco que pagam as empresas com a mesma classificação de risco das distribuidoras de energia elétrica brasileiras. Para calculá-lo, a ANEEL utilizou como base o sistema de classificação de risco da Agência de Rating Moody’s, que adota a seguinte escala:
Segundo metodologia da Moody’s, as obrigações com o rating Aaa são consideradas da melhor qualidade, com risco de crédito mínimo, enquanto as obrigações com o rating C são as que apresentam a classificação mais baixa e de uma forma geral encontram-se descumpridas, com possibilidades baixas de cobrança do principal ou dos juros. A Moody's utiliza ainda modificadores numéricos 1, 2 e 3 para cada classificação genérica de rating entre Aa e Caa. O modificador 1 indica que a obrigação encontra-se no patamar mais elevado dentro de sua categoria genérica de rating; o modificador 2 indica classificação no nível médio; e o modificador 3 indica uma classificação no patamar mais baixo da referida categoria genérica de rating. Analisando a classificação de risco que as empresas do setor elétrico brasileiro obtiveram na Moody’s, tem-se:
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Observa-se que a classificação mais elevada que as empresas alcançaram foi Baa3. Com base nisso, a proposta adotou a classificação Baa3 como referência para o risco de crédito das empresas de distribuição no 3º CRTP. Cabe lembrar que esse rating é considerado grau de investimento, isto é, as empresas que possuem essa classificação podem ser vistas com aplicações de baixo risco relativo para os investidores. Historicamente, no setor de distribuição de energia elétrica, é adotada a regulação por incentivos do tipo yardstick competition. Tem-se como objetivo o aumento da eficiência alocativa por meio da determinação dos parâmetros regulatórios com base no desempenho médio verificado no setor. Nesse contexto, era de se esperar que a mesma abordagem regulatória fosse adotada na determinação do prêmio de risco de crédito. Contudo, isso não ocorre. A metodologia proposta consiste na adoção da melhor classificação obtida pelas empresas do setor como referência regulatória para todas as distribuidoras de energia. Assim, ao utilizar apenas a classificação mais elevada obtida no conjunto de empresas, tem-se um afastamento do objetivo da regulação por desempenho com base na eficiência média. Para se utilizar somente a classificação das empresas mais eficientes seria necessária uma análise aprofundada para se comprovar que a diferença de classificação é dada somente por ineficiência das demais empresas. Contudo, é sabido que isso não é verdade. Para atribuir a classificação, as agências de rating avaliam diversos aspectos que consideram relevantes das empresas, como: tamanho e escala, estratégia financeira, desempenho operacional, participação de mercado, ambiente regulatório e político, entre outros. Assim sendo, fica clara a existência de fatores específicos, que não ineficiência, que interferem na classificação das empresas. Assim, heterogeneidade e especificidades não podem ser confundidas com ineficiência. Cabe lembrar ainda que, das 64 distribuidoras de energia existentes, apenas 13 possuem classificação de risco na Moody’s. Além disso, dessas 13, apenas 5 possuem a rating Baa3, isto é, menos de 8% das empresas do setor.
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Assim sendo, não é razoável que a melhor classificação obtida por empresas de distribuição seja utilizada para definir o risco de crédito de todo o setor, muito menos quando essas empresas representam um percentual tão pequeno do mesmo. Por outro lado, compreende-se o entendimento da ANEEL de que considerar um nível médio de rating todas as empresas também não seria razoável, uma vez que se estaria considerando também os spreads das empresas classificadas como mais arriscadas, o que se afastaria do objetivo de estimular a eficiência.
Dessa forma, sugere-se o recálculo do prêmio de risco de crédito considerando classificações de risco de empresas que se encontram na faixa central da escala, ilustrada pelo quadrado vermelho na tabela a seguir:
Assim, estar-se-ia representando de fato algo mais compatível com a realidade do setor de distribuição de energia, bem como mantendo o objetivo regulatório de estimular a eficiência das empresas reguladas. Uma vez que, dentro da faixa central, existem empresas brasileiras apenas nas classificações Baa3, Ba1 e Ba2, sugere-se, então, a utilização da média dos spreads de empresas com essas classificações para o cálculo do prêmio de risco de crédito.
1.6. Tratamento da Reserva Global de Reversão - RGR
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O encargo tarifário Reserva Global de Reversão - RGR é arrecadado dos consumidores com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. Para o 3º CRTP, a proposta é de deduzir da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor de recursos da RGR junto à Eletrobrás. Assim, os ativos imobilizados construídos com esses recursos seriam remunerados à taxa da RGR, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). Conforme metodologia proposta na AP nº 040/2010, o saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR seria remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais. A Eletrobr|s realiza a correção mensal da RGR de “acordo com os índices de correção dos ativos permanentes (conforme legislação específica este índice é zero) e credita a essa reserva juros de 5% ao ano sobre o montante corrigido dos recursos utilizados” (Lei nº 5.655/71). Além disso, as empresas incorrem em taxa de administração média de 1,42%, pago à gestora dos recursos, resultando no custo total nominal de 6,42%. Assim, deduzindo do valor de 6,42% a expectativa média do mercado para a inflação no período de 2011 a 2015, de 5%, obteve-se o custo real de 1,35%, a ser utilizado como taxa de remuneração para o saldo de recursos da RGR durante o 3CRTP. Adicionalmente, define que o saldo dos investimentos realizados com recursos da concessionária e com recursos da RGR, na apuração do déficit do Programa Luz Para Todos, será remunerado da seguinte forma:
I – para o período compreendido entre a data de publicação da REN no 246/2006 e a publicação do submódulo 2.4 do PRORET, será utilizado o custo médio ponderado de capital (WACC) da REN no 246/2006 e o custo da RGR calculado até essa data; II – para o período posterior à data de publicação do submódulo 2.4 do PRORET, será utilizado o WACC nele estabelecido, assim como o custo real da RGR de 1,35%.
a) Inconsistência Regulatória do Tratamento Dado aos Ativos Imobilizados Provenientes de Recursos da RGR
No 2o CRTP, a exceção dos financiamentos destinados ao PLPT, os benefícios advindos da utilização de recursos subsidiados da RGR foram considerados na composição do capital de terceiros. Tal ajustamento considerou como parâmetros regulatórios a mediana da proporção de RGR no capital de terceiros das empresas vigente no ano de 2005, o que resultou em um efeito tarifário igual a todas as distribuidoras. Contudo, para o 3º CRTP, houveproposta de modificação dessa metodologia, de modo que o total do saldo devedor de recursos da RGR junto à Eletrobrás seria deduzido da base de remuneração líquida da empresa e remunerado individualmente pelo custo dos empréstimos em termos reais. Observa-se que a metodologia proposta para a questão da RGR consiste em um pass-through, uma vez que remunera esses investimentos pelo custo dos empréstimos em termos reais. Cabe lembrar que a RGR é, do ponto de vista das concessionárias, uma das diversas linhas de financiamento que estão disponíveis. Ou seja, a quantidade de empréstimos que as concessionária captam é resultado da estratégia gerencial de cada uma delas.
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Apesar de se tratar de uma questão resultante da decisão gerencial específica de cada empresa (de captar mais ou menos recursos da RGR), o tratamento dado segundo a metodologia é de item “não-gerenci|vel”. Fazer um pass-through para um item da Parcela B, parcela gerenciável da concessionária e que de fato representa o negócio, significa em realidade, sob a ótica do investidor, uma redução da ação desse negócio. Ou seja, reduz-se o campo gerenciável do concessionário no processo de otimização do portfolio de financiamentos. Consequentemente, o sinal é no sentido de incentivar a não captar recursos da RGR, uma vez que retira a possibilidade de obter benefícios oriundos desse processo de otimização. Além disso, tem-se que essa forma de tratamento vai ainda contra os princípios da regulação por comparação, uma vez que não se está definindo uma referência com base na média do setor, e sim se está repassando diretamente um custo que é resultado da decisão gerencial de cada empresa. Baseado no princípio do yardstick competition, ou regulação por comparação, utilizado na regulação do setor de distribuição de energia elétrica, avalia-se, e consequentemente define-se os parâmetros para uma determinada empresa, com base na comparação com outras do mesmo setor. Para o caso dos ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR, tal abordagem é interessante tanto do ponto de vista do consumidor como do ponto de vista do concessionário. O consumidor é beneficiado uma vez que, ao serem reguladas pela média do setor, as concessionárias têm o incentivo para captar mais recursos da RGR, quando esta for favorável. Consequentemente, o benefício é transferido para os consumidores. Por sua vez, as concessionárias que tiverem em sua estrutura de capital uma quantidade maior de RGR serão também beneficiadas. Para o caso dos ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR, portanto, era de se esperar que essa mesma abordagem fosse seguida, ou seja, que o montante repassado às tarifas correspondesse à média dos custos das empresas do setor com esses financiamentos. De fato esse foi o procedimento adotado no 2o ciclo de revisões. Dessa forma, entende-se que a metodologia proposta para o cálculo 3º CRTP não é razoável, uma vez que constitui em um problema conceitual o tratamento de custo da Parcela B como “não-gerenci|vel”. Além disso, a forma de c|lculo desse custo vai contra os princípios da regulação por comparação adotada para o setor. Como consequência, o incentivo está no sentido de não captação de recursos da RGR, o que é prejudicial para o consumidor. Nesse contexto, entende-se que a melhor alternativa regulatória, visando os interesses de todas as partes, é considerar os efeitos da RGR na estrutura da capital regulatória, conforme definido no 2o ciclo, ou metodologia que obtivesse o mesmo efeito prático.
b) Déficit do PLPT
No que se refere à parcela do déficit do PLPT, entende-se que a proposta representa, de fato, uma perda injustificada para a concessionária. Para os ativos financiados pela RGR e que compuseram a base de remuneração na última revisão tarifária, tem-se que a parcela real da taxa (correspondente custo de financiamento) foi considerada nessa revisão. Além disso, para esses ativos, uma vez que estão incorporados na
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base de remuneração (Parcela B), o componente relacionado à inflação estará sendo recomposto nos reajustes tarifários seguintes, por meio da atualização da Parcela B
( . Diferentemente, o déficit do PLPT necessita tratamento regulatório específico. Ele visa contemplar as despesas, financeiras e de O&M, dos ativos do PLPT que entraram em operação após a última revisão tarifária e que, portanto, ainda não estão incorporados à base de remuneração e não são contemplados na referida Parcela B. Para tanto, o déficit é tratado como um componente financeiro externo nos reajuste tarifários, conforme determina a Resolução no 294/2007:
“Art. 2º O repasse do déficit incorrido pela concessionária com a execução do Programa Luz Para Todos será efetuado nos reajustes anuais e nas revisões tarifárias periódicas, da seguinte forma: I - Nos reajustes anuais, o repasse se dará na forma de componente financeiro externo ao reajuste, observando-se os custos já incorridos e sem cobertura tarifária, bem como uma estimativa para os 12 (doze) meses subseqüentes. II – Nas revisões tarifarias periódicas, além do déficit financeiro, calculado nos termos desta Resolução, a rede física efetivamente instalada e o número de unidades consumidoras atendidas até a data da revisão serão considerados para o cálculo da base econômica da tarifa.” (grifo nosso)
O valor da tarifa de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico. Por sua vez, os componentes financeiros incluídos nas tarifas não fazem parte da base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. Os componentes financeiros servem, portanto, para fazer um ajuste de contas no momento do reajuste. Assim sendo, tem-se que, no que tange aos ativos provenientes de recursos da RGR, enquanto os mesmos não compuserem a base de remuneração da concessionária, o que acontecerá na próxima revisão tarifária, suas despesas financeiras serão as definidas no Manual de Operacionalização do PLPT. Em resumo, os juros cobrados são de 5%, adicionados de 1% de taxa de administração e 1% de reserva de créditos aplicado sobre o saldo devedor. Nesse contexto, tem-se que a proposta consiste em remunerar o déficit do PLPT à taxa de real de 1,35%, quando na realidade o custo incorrido pelas concessionárias é de aproximadamente 7% (5% de juros + 1% de taxa de administração + 1% de reserva de créditos aplicado sobre o saldo devedor). Tal diferença se dá pelo desconto, na metodologia da expectativa de inflação. A Nota Técnica nº 262/2010-SRE/ANEEL, que integra a 1a Fase da Audiência Pública nº 040/2010, explica a razão que se propõe a dedução da inflação à taxa dos saldos dos investimentos realizados a partir de recursos da RGR, conforme se segue:
“126. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que a fórmula paramétrica do reajuste tarifário contempla atualização monetária da parcela B.” (grifo nosso)
Ou seja, a proposta da AP nº 40 leva em conta que a remuneração dos investimentos da RGR, no processo de revisão tarifária irá compor a base de remuneração regulatória que, por sua vez, compõe a Parcela B. E assim sendo, nos processos tarifários seguintes, haveria atualização monetária sobre tais valores.
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Contudo, conforme apresentado, o déficit do PLPT é calculado e repassado às tarifas na forma de componente financeiro externo à tarifa econômica e, portanto, não compõe a Parcela B. Consequentemente, não há atualização monetária posterior sobre tal valor. A única atualização monetária verificada no cálculo do déficit é feita tão somente para trazer o valor do déficit líquido calculado do mês de competência de direito para o mês do repasse no IRT. Portanto, pode-se dizer que não se justifica o desconto da atualização monetária na taxa de remuneração do déficit. É importante destacar ainda que essa perda não seria compensada na próxima revisão tarifária, quando esses ativos passarão a incorporar a base de remuneração. Isso porque, somente será considerada na BRR a parcela não amortizada do financiamento da RGR, conforme afirmado pela ANEEL na NT nº 262/2010:
“Para o 3o CRTP, propõe-se deduzir da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor de recursos da RGR junto à Eletrobras, do mês referente à data base do laudo de avaliação da Base de Remuneração da Concessionária.” (grifo nosso)
Ou seja, a incorporação do efeito inflacionário nos reajustes tarifários (IGPM – X) somente será recuperada na parcela não amortizada na revisão tarifária subsequente ao período de apuração do déficit. Com base no exposto, observa-se que a proposta tem a seguinte configuração:
Para os ativos financiados com RGR e já incorporados na BRR da concessionária: pass-through do custo do financiamento, reduzindo a gerenciabilidade do concessionário no processo de otimização do portfolio de financiamentos.
Para os ativos financiados com RGR, mas ainda não incorporados na BRR da concessionária (déficit do PLPT): os acionistas deverão desembolsar a parcela correspondente à taxa de inflação de 5%, uma vez que a tarifa cobrirá apenas os custos reais de 1,35%.
A proposta da ANEEL, portanto, dá o seguinte sinal: ao invés de qualificar a RGR como uma alternativa de financiamento que permitiria uma otimização dos custos de financiamento, não há qualquer incentivo para a concessionária considerar essa alternativa. Dado o sinal proposto, é de se esperar que, para os próximos períodos, à exceção das captações compulsórias desse recurso, as concessionárias não considerarão mais a RGR como opção do portfólio. Nesse contexto, propõe-se:
Para os ativos de financiados com RGR e já incorporados na BRR da concessionária: considerar os efeitos da RGR na estrutura da capital regulatória, conforme definido no 2o ciclo, ou metodologia que obtivesse o mesmo efeito prático.
Para os ativos financiados com RGR, mas ainda não incorporados na BRR da concessionária (déficit do PLPT): considerar o custo nominal do financiamento
Assim sendo, entende-se necessária a correção dos problemas encontrados e a consequente alteração dos custos do capital para valores coerentes com a realidade atual do setor de distribuição de energia elétrico brasileiro.
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2. Benefício Tributário SUDENE/SUDAM A 1a Fase da AP nº 040/2010, NT no 262/2010 propôs a adoção de alíquotas de Imposto de Renda diferenciadas para as concessionárias localizadas nas áreas de atuação da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE e da Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia - SUDAM, que teriam direito a um benefício tributário (isenção parcial do IRPJ). O mencionado benefício tributário tem como fundamento promover o desenvolvimento regional e ocorre mediante o cumprimento de certas condições e requisitos, conforme definido do Art. 1o da Medida Provisória no 2.199/2011, de 24 de agosto de 2001:
"Art. 1º Sem prejuízo das demais normas em vigor aplicáveis à matéria, a partir do ano-calendário de 2000, as pessoas jurídicas que tenham projeto protocolizado e aprovado até 31 de dezembro de 2013 para instalação, ampliação, modernização ou diversificação enquadrado em setores da economia considerados, em ato do Poder Executivo, prioritários para o desenvolvimento regional, nas áreas de atuação das extintas Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste - Sudene e Superintendência de Desenvolvimento da Amazônia - Sudam, terão direito à redução de 75% (setenta e cinco por cento) do imposto sobre a renda e adicionais, calculados com base no lucro da exploração. (Redação dada pela Lei nº 11.196, de 2005)”. (grifo nosso)
Diversas contribuições questionaram a legalidade de tal diferenciação de alíquota tributária no custo de capital regulatório. Afora as questões jurídicas, a 2ª fase da AP040 identificou dificuldades práticas de se considerar, na taxa de retorno, o incentivo fiscal para as empresas da área de atuação da SUDENE/SUDAM, entre as quais destacou:
“a) O prazo de fruição do incentivo não necessariamente compreende o ciclo tarifário da concessionária; b) A área da concessão da distribuidora pode estar apenas em parte enquadrada na área de atuação da SUDENE/SUDAM; c) Para fazer gozo do benefício, além do Laudo de reconhecimento do direito aprovado pela SUDENE/SUDAM, a concessionária terá que solicitar o “Pedido de Reconhecimento do Direito à Redução do IRPJ” junto à unidade da Receita Federal, o que nem sempre é aprovado; d) Há a situação de empresas que não fizeram o pedido do benefício fiscal por sua própria escolha ou por não haver necessidade de investimento na concessão nas proporções necessárias para a liberação do incentivo, segundo informado por algumas distribuidoras.”
Face aos problemas operacionais encontrados, entendeu necessário modificar o tratamento proposto na Nota Técnica no 262/2010:alterar a taxa de retorno. Para tanto, propôs, na 2a Fase da AP nº 040/2010, que os investimentos realizados a partir dos recursos financeiros de fato obtidos com a renúncia fiscal recebam o mesmo tratamento dado aos investimentos feitos com recursos não onerosos. Segundo a nova metodologia, será dado para os investimentos realizados com recursos do incentivo fiscal SUDENE/SUDAM tratamento semelhante ao concedido às Obrigações Especiais. Para tanto, o valor (R$) contabilizado pela empresa como incentivo fiscal SUDENE/SUDAM desde a data da segunda revisão tarifária será atualizado e deduzido do ativo imobilizado em serviço, com procedimento idêntico ao realizado para as Obrigações Especiais.
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2.1. Origem dos Recursos
Na prática, a nova proposta consiste em considerar os investimentos realizados com recursos próprios das empresas como se fossem investimentos decorrentes da participação financeira do consumidor, dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais ou municipais. Seguindo esse tratamento, a empresa não receberia nem a remuneração, nem a depreciação, correspondente a esses investimentos. Contudo, esse não é o caso do beneficio SUDENE/SUDAM , onde os investimentos são realizados com recursos da empresa e não existe qualquer vinculação com os ativos. Caso a contrapartida para a obtenção do benefício fiscal fosse o investimento pelas empresas a fundo perdido, tal condição estaria explicita na Lei que criou o benefício, o que não ocorre. A revogação imediata, logo após o investimento feito, não permitiria ao investidor usufruir dos incentivos, além de impor-lhe o prejuízo decorrente dos investimentos feitos sem contrapartida. A eliminação tanto da remuneração sobre os investimentos realizados com o valor dos incentivos fiscais, quanto com a recuperação desse investimento por meios de depreciação afeta não só o espírito da política de estímulos fiscais, como o desnatura por inteiro.
2.2. Natureza do Incentivo O legislador concebeu instrumentos para que o Estado atue positivamente na consecução de um dos objetivos permanentes da República, que é a busca da supressão das desigualdades existentes no estágio de desenvolvimento em que se encontram as várias regiões brasileiras, conforme rezam, entre outros, os seguintes artigos a Constituição Federal:
“Art. 3º Constituem objetivos fundamentais da República Federativa do Brasil: (...) II - garantir o desenvolvimento nacional; III - erradicar a pobreza e a marginalização e reduzir as desigualdades sociais e regionais;”
“Art. 170. A ordem econômica, fundada na valorização do trabalho humano e na livre iniciativa, tem por fim assegurar a todos existência digna, conforme os ditames da justiça social, observados os seguintes princípios: (…) VII - redução das desigualdades regionais e sociais;” “Art. 165. Leis de iniciativa do Poder Executivo estabelecerão: (…) § 7º - Os orçamentos previstos no § 5º, I e II, deste artigo, compatibilizados com o plano plurianual, terão entre suas funções a de reduzir desigualdades inter-regionais, segundo critério populacional.” “Art. 151. É vedado à União: I - instituir tributo que não seja uniforme em todo o território nacional ou que implique distinção ou preferência em relação a Estado, ao Distrito Federal ou a Município, em detrimento de outro, admitida a concessão de incentivos fiscais destinados a promover o equilíbrio do desenvolvimento sócio-econômico entre as diferentes regiões do País;”
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“Art. 43. Para efeitos administrativos, a União poderá articular sua ação em um mesmo complexo geoeconômico e social, visando a seu desenvolvimento e à redução das desigualdades regionais.”
A distribuição de energia elétrica é, sem dúvida, um dos elementos mais importantes na constituição da infraestrutura necessária para o desenvolvimento de uma região. Foi esse o objetivo do art. 1º da MP nº 2.199-14, na redação que lhe deu a Lei nº 11.196/05, ao vincular a redução de 75% do imposto de renda e adicionais, calculados com base no lucro da exploração das pessoas jurídicas à apresentação e aprovação de projeto de instalação, ampliação, modernização ou diversificação enquadrada em setores da economia considerados prioritários para o desenvolvimento regional, nas áreas de atuação da SUDENE e da SUDAM. A isenção parcial em comento funciona como incentivo de natureza fiscal criado para atingir os fins previstos nos artigos da Constituição Federal supramencionados. Incentivos fiscais são figuras qualificadas por sua finalidade, de forma que, essa não pode ser alterada, sem que isso implique desvirtuamento do estímulo, violação à Lei e à própria Constituição. Ao determinar que seja descontado o saldo dos investimentos realizados em face do benefício SUDENE/SUDAM, o tratamento tributariamente mais vantajoso, voltado ao fomento de atividades consideradas prioritárias para o desenvolvimento nacional, termina por ser ilegitimamente anulado, a pretexto de se realizar o princípio da modicidade tarifária, o que não é incompatível nem pode ser posto, mediante resolução, acima da opção legislativa de implementar o objetivo maior de reduzir as desigualdades regionais. Ao renunciar a tal receita tributária, a União o faz com o propósito de transferir capital para a pessoa jurídica que explorar, segundo determinadas condições, atividade econômica considerada prioritária para o desenvolvimento de regiões menos desenvolvidas do País, e deseja que esse propósito seja respeitado de maneira definitiva. O mecanismo de revisão tarifária proposto pela ANEEL implica revogação indireta e ilegal do incentivo fiscal que lhe foi deferido, ferindo os dispositivos legais e constitucionais supra-indicados. Cabe lembrar que repetidas vezes o Supremo Tribunal Federal adotou a interpretação de que é impossível a alteração de incentivos regionais e das técnicas de estímulos adotadas, objetivando reduzir o seu espectro4.
2.3. Atribuições da ANEEL O Art. 2º da Lei nº 9.427/96, que trata das atribuições da Agência Nacional de Energia Elétrica, define que:
“Art. 2o A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.” (grifo nosso)
Ou seja, a lei atribui à ANEEL competência para regular e fiscalizar serviços de energia, em conformidade com as políticas e diretrizes estabelecidas pelo governo federal. Assim sendo, tem-se que a discricionariedade do regulador não pode ultrapassar os limites da lei. Seu próprio campo de atuação resta limitado àquelas fronteiras conformadas pelo legislador.
4 ADI n. 1700/AM, ADI 2348 e ADI n. 2348-9/DF.
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Se, em sintonia com a Constituição, o legislador federal institui incentivo regional, ou seja, com a finalidade de propiciar melhores condições de infraestrutura para as regiões socioeconômicas indicadas, não pode o administrador público, titular de competência para atuar em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal, pretender substituir pela sua a vontade da lei e da Constituição. Mais que isso, o Art. 178 do CTN dispõe que:
“Art. 178. A isenção, salvo se concedida por prazo certo e em função de determinadas condições, pode ser revogada ou modificada por lei, a qualquer tempo, observado o disposto no inciso III do art. 104. (Redação dada pela Lei Complementar nº 24, de 7.1.1975)”.
Ou seja, estímulos que tenham sido concedidos, não podem, portanto, ser retirados antes de seu termo final, quer direta, quer indiretamente, nem mesmo por lei, muito menos por atos administrativos subordinados, como é o caso da Nota Técnica nº 095/2011 – SRE/ANEEL ou resolução, que, por força do princípio da legalidade, não têm o poder de inovar na ordem jurídica. Trata-se, portanto, de ato administrativo inválido, que atenta contra a hierarquia das normas.
2.4. Titularidade do Benefício
Nos termos do art. 69 da Instrução Normativa SRF nº 267/02, o valor do IRPJ não recolhido em virtude do incentivo em questão, além de não ser passível de distribuição aos sócios/acionistas do beneficiário, deverá constituir reserva de capital da pessoa jurídica, que somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento do capital social:
“Art. 69. O valor do imposto que deixar de ser pago em virtude das isenções e reduções de que tratam os arts. 70 a 91 não poderá ser distribuído aos sócios e constituirá reserva de capital da pessoa jurídica que somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento do capital social. (…) § 2º A inobservância do disposto neste artigo importa perda do incentivo e obrigação de recolher, com relação à importância distribuída, o imposto que a pessoa jurídica tiver deixado de pagar, acrescido das penalidades cabíveis.”
Assim, o valor do imposto não pago em razão do incentivo fiscal não poderá, em hipótese alguma, ser distribuído aos sócios ou acionistas da empresa beneficiária, nem por meio de restituição direta, nem indiretamente através de posterior redução do capital aumentado com o valor do incentivo, e tampouco em caso de dissolução da sociedade, salvo se, em qualquer dessas hipóteses de distribuição, o tributo seja pago. Desse modo, nota-se que o incentivo fiscal não representa, na prática, uma redução da alíquota de imposto de renda, mas apenas um diferimento da obrigação de recolhimento. Se a concessionária possui tal benefício de diferimento, por força do incentivo, o benefício da lei é seu, pois, de outra forma, não haveria incentivo para as áreas estimuladas. Qualquer tentativa nesta linha feriria a Lei nº 5.655/71, que dispõe sobre a remuneração legal do investimento dos concessionários de serviços públicos de energia elétrica, sendo formal e materialmente ilegal,
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assim como seria inconstitucional, atingindo o direito adquirido, além de macular economicamente a contrapartida governamental (estímulo) por ser o investimento oneroso. Seu beneficiário direto é, pois, a pessoa jurídica titular do projeto aprovado, ou seja, a concessionária que tem, na redução de tributos, uma forma de compensação, pelo menos parcial, dos investimentos que terá que fazer para sua implantação e desenvolvimento, no interesse da região. Assim sendo, capturar o incentivo fiscal em prol da modicidade tarifária é substituir o beneficiário legal do mesmo – pessoa jurídica titular do empreendimento – pelo usuário, alterando a finalidade da norma, desvirtuando o estímulo e contrariando a Lei e a Constituição. É muito mais do que simplesmente anular o incentivo. É transformá-lo em ônus, criando uma situação de desequilíbrio para o contribuinte que a lei visou beneficiar, na medida em que o coloca na surreal situação de ter, de um lado, que repassar a isenção para reduzir a tarifa e, de outro, utilizar o valor da mesma isenção para constituir reserva de capital a ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento do capital social. Nesse contexto, a Constituição é clara ao determinar que a lei é irretroativa, nos termos do artigo 5º, inciso XXXVI, assim redigido:
“XXXVI - a lei não prejudicará o direito adquirido, o ato jurídico perfeito e a coisa julgada;”
Decorre dessa norma a impossibilidade de os estímulos onerosos serem revogados, na dicção do já mencionado Art. 178 do CTN e da Súmula 544 do STF, considerada pela doutrina dominante ainda eficaz:
Súmula 544 do Supremo Tribunal Federal: “Isenções tributárias concedidas, sob condição onerosa, não podem ser livremente suprimidas”.
Nesse contexto, conclui Celso Antônio Bandeira de Mello, em seu parecer jurídico sobre o tema5:
O beneficiário do incentivo fiscal é a empresa e não o consumidor; Não é lícito à ANEEL capturar para modicidade tarifária o benefício tributário oferecido
para as empresas com atuação nas áreas da SUDENE/SUDAM; O incentivo fiscal SUDENE/SUDAM não pode ser caracterizado como sendo equivalente a
um aporte de recursos do governo federal em investimentos na concessão, de forma a permitir que pelas regras setoriais esse incentivo pudesse ser deduzido da Base de Remuneração Regulatória, eliminando, então, tanto a remuneração sobre os investimentos realizados com o valor dos incentivos fiscais, quanto a recuperação desse investimento por meio da depreciação, anulando assim o benefício tributário estabelecido em Lei;
Para que tal exclusão fosse possível teria de ser alterada a redação da Lei no 5.655/1971 de maneira a estabelecer – e obviamente apenas daqui para o futuro – que o incentivos fiscais previstos no art. 1o da MP no 2.199-14/2001 fossem excluídos para fins de determinação do “investimento remuner|vel”, o que, de toda sorte representaria séria descaracterização da índole do incentivo fiscal em tela.
Com base no exposto, entende-se que o desconto do saldo dos investimentos realizados pelas empresas a partir de valores de imposto de renda não recolhidos em face do benefício fiscal SUDENE/SUDAM, é inadequado, uma vez que vai contra os objetivos da
5O referido parecer encontra-se anexo a esta contribuição.
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regulação e do próprio benefício, e ilegal, dado que desnatura o incentivo, violando a Lei e a própria Constituição Federal. A captura do benefício para repassá-lo à tarifa, independente da forma como isso seja feito, assim como qualquer outra medida tendente a destiná-lo a outra finalidade que não aquela legalmente prevista quando de sua instituição, desnatura o incentivo, violando a lei e a Constituição. Trata-se, portanto, de ato administrativo inválido, que atenta contra a hierarquia das normas. Essas e outras violações foram exaustivamente abordadas, detalhadas, caracterizadas e argumentadas nos seguintes pareceres, apresentados na 1a Fase da AP 040/2011:
AntonioGanim: “An|lise da proposta apresentada pela ANEEL por meio da Audiência Pública 040/2010”, de 26 de novembro de 2010.
Advocacia Waltenberg: parecer jurídico relativo à metodologia proposta para o 3o ciclo de revisão tarifaria – análise de temas relacionados a Fator X, Parcela B, Custo de Capital e Qualidade, de 07 de janeiro de 2011.
Kaercher e Baggio: “An|lise jurídica das metodologias propostas pela ANEEL para o Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica – Alíquota do IRPJ a ser considerada no cálculo dos custos de capital para a revisão tarifária das distribuidoras de energia elétrica localizadas nas |reas de atuação da SUDENE/SUDAM”, de novembro de 2010.
Ives Gandra e F|tima Fernandes Rodrigues de Souza: “Incentivo fiscal regional. Art. 1o da MP no 2.199-14, na redação que lhe deu a Lei 11.196/05. Redução de tributos sobre a renda. Finalidade de fomento às pessoas jurídicas que promovessem investimentos no setor de distribuição de energia elétrica nas regiões da SUDENE e SUDAM. Nota Técnica n. 262/2010/SRE/ANEEL que prevê a captura da redução de tributos em prol da modicidade da tarifa. Administrador público que pretende substituir-se ao legislador e ao constituinte. Desvirtuamento do incentivo fiscal legalmente instituído. Inconstitucionalidade por violação aos arts. 3o, III, 37 (princípios da legalidade, eficiência e moralidade) e 43 da CF. Ofensa ao art. 178 do CTN e ao art. 5, XXXVI da CF. Violação ao art. 9, § 3o da Lei 8789/95. Parecer”, de 07 de dezembro de 2010.
Gouvêa Vieira: “Aspectos relativos { ilegitimidade da dedução, no custo de capital a ser considerado para determinar a tarifa de energia elétrica, do valor estimado do Incentivo Fiscal previsto na MP n. 2.199-14/2011, nos termos da letra “c” do item 54 da NT n. 262/2010-SRE/ANEEL”, de 29 de novembro de 2010.
Ulhôa Canto, Rezende e Guerra – Advogados: “Terceiro ciclo de revisão tarif|ria periódica das distribuidoras de energia elétrica – Contribuições à Audiência Pública n. 040/2010”, de 07 de janeiro de 2011.
Martorelli e Gouveia Advogados: “Imposto sobre a renda. Incentivo fiscal concedido por prazo certo e sob condição onerosa. Ilegitimidade da proposta de ANEEL de repassar o incentivo para o valor das tarifas de energia elétrica”, de 28 de dezembro de 2010.
Aos que se somam, nesta 2ª Fase da Audiência Pública, os seguintes pareceres: Ives Gandra: “Incentivos fiscais concedidos por lei e revogados por resolução –
ilegalidade e inconstitucionalidade – Inteligência da Resolução Normativa da ANEEL 234/2006, da Lei 5655/71 e da MP 2199/2001 – Incentivos para desenvolvimento regional ou setorial objetivam beneficiar o investidor diretamente e só indiretamente o consumidor pela criação de serviço antes inexistente – Parecer”, de 14 de abril de 2011.
Celso Antônio Bandeira de Mello: consulta à Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica, de 23 de maio de 2011.
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3. ANEXOS – Emails Reguladores – WACC
TEXAS
De: "Swanson, Sarah" <[email protected]>
Data: 11 de maio de 2011 13:39:35 BRT
Cc: "Pennington, Barbara" <[email protected]>
Assunto: RE: Information
Traditional ratemaking conventions typically express the ROE on an after-tax basis, and the cost of debt on a pre-tax basis. The numbers in the spreadsheet reflect those conventions.
Sincerely,
Sarah Irwin Swanson
Deputy Director of General Law
Public Utility Commission of Texas
1701 N. Congress Avenue
P.O. Box 13326
Austin, Texas 78711-3326
512.936.7144
Em 06/05/2011, às 17:52, Swanson, Sarah escreveu:
I am writing in response to your request below for information on return on equity for electric utilities. I have attached a document maintained by Staff in the PUC’s Rate Regulation Division on rates of return in UCOS cases. You can view filings made in the dockets listed on the document on the PUC Interchange athttp://interchange.puc.state.tx.us/WebApp/Interchange/application/dbapps/login/pgLogin.asp (click on Filings Search, enter the docket number in the Control Number box and click Search).
If you have any questions or need additional information, please let me know. Otherwise, this correspondence concludes this Public Information Act request.
Sincerely,
Sarah Irwin Swanson
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Deputy Director of General Law
Public Utility Commission of Texas
1701 N. Congress Avenue
P.O. Box 13326
Austin, Texas 78711-3326
512.936.7144
37
NY
Assunto: Re: Allowed ROEs in New York
Data: 11 de maio de 2011 11:01:25 BRT
These would be the after-tax returns that a company would earn if its
revenues and expenses matched what was projected in the rate case.
For instance, a company with $1 billion of net plant (rate base) might have
$500 million of debt and $500 million of equity. If its allowed return was
10.0%, then we would set rates so there was a net income (after interest
expense on debt has been paid and taxes have been paid) of $50 million.
How we actually set rates is we calculate the weighted pre-tax rate of
return for all types of capital. A 10% after-tax return on equity requires
about a 16.5% pre-tax rate of return (in New York, there is a tax rate of
approximately 40% for businesses). If the company in the above example
also had a 5.5% average debt cost, then its weighted average pre-tax cost
of capital would be 11.0%. ((16.5% * 0.5) + (5.5% * 0.5)) We would
multiply that 11.0% "rate of return" by the net plant the company has and
add that amount to the other costs of the utility to determine what we call
the revenue requirement.
For other states, the returns you will get (mostly in the 10% to 10.5%
range) will also be after-tax numbers.
I hope this helps.
Jeff
Assunto: Allowed ROEs in New York
Data: 10 de maio de 2011 11:34:44 BRT
I am responding to your request regarding the most recent return on equity
that has been approved in New York for our distribution utilities.
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Here are the approved returns for each of our major electric and gas
utilities for the past three years:
Niagara Mohawk - Electric Division - 9.3% (Litigated one-year case,
approved January 2011)
New York State Electric and Gas - Electric and Gas Divisions - 10.0% (Three
year rate plan settlement, approved September 2010)
Rochester Gas & Electric - Electric and Gas Divisions - 10.0% (Three year
rate plan settlement, approved September 2010)
Consolidated Edison - Gas and Steam Divisions - 9.6% (Three year rate plan
settlement, approved September 2010)
Central Hudson Gas & Electric - Electric and Gas Divisions - 10.0% (Three
year rate plan settlement, approved June 2010)
Consolidated Edison - Electric Division - 10.15% (Three year rate plan
settlement, approved March 2010)
Orange and Rockland - Gas Division - 10.4% (Three year rate plan
settlement, approved October 2009)
Niagara Mohawk - Gas Division - 10.2% (Two year rate plan settlement,
approved May 2009)
Orange and Rockland - Electric Division - 9.4% (Three year rate plan
settlement, approved June 2008)
I hope this information is of help to you.
Jeff Hogan
New York State Department of Public Service
Office of Accounting & Finance
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FLÓRIDA
De: Michael Springer <[email protected]>
Assunto: RE: Florida Electric Utility - Return on Equity
Data: 11 de maio de 2011 11:27:42 BRT
Cc: Mark Cicchetti [email protected]
Good Morning,
That is the after-tax return to Company. That return would be grossed up for taxes and the grossed up amount is the amount the customer pays.
Thank you,
Michael
De: "Michael Springer" <[email protected]>
Data: 10 de maio de 2011 15:32:32 BRT
Cc: "Marshall Willis" <[email protected]>, "Mark Cicchetti" <[email protected]>
Assunto: Florida Electric Utility - Return on Equity
Good Afternoon,
Attached is the information that you have requested. The State of Florida has a traditional regulatory environment where the electric utilities are vertically integrated i.e. ownership of generation, transmission, and distribution facilities. If you have any questions, please contact me.
Thank you,
Michael Springer
Michael Springer
Regulatory Analyst
Florida Public Service Commission
2540 Shumard Oak Boulevard
Tallahassee, FL 32399-0850
Telephone: (850) 413-7082
Facsimile: (850) 413-7083
40
FLORIDA ELECTRIC UTILITY
RETURN ON EQUITY
AUTHORIZED
ROE ORDER ORDER DOCKET
ELECTRIC UTILITIES MIDPOINT DATE NO. NO.
FLORIDA POWER & LIGHT COMPANY 10.00% 3/17/2010 PSC-10-0153-FOF-EI 080677-EI
FLORIDA PUBLIC UTILITIES COMPANY 11.00% 5/19/2008 PSC-08-0327-FOF-EI 070300-EI
GULF POWER COMPANY 11.75% 6/10/2002 PSC-02-0787-FOF-EI 010949-EI
PROGRESS ENERGY FLORIDA, INC. 10.50% 3/5/2010 PSC-10-0131-FOF-EI 090079-EI
TAMPA ELECTRIC COMPANY 11.25% 4/30/2009 PSC-09-0283-FOF-EI 080317-EI
