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Custo de Capital na Revisão Tarifária da Comgás:

Avaliação da Proposta Metodológica para o Segundo Ciclo Tarifário

Fevereiro 2009

Índice

pg

1 Introdução 1

1.1 Fundamentos Teóricos 2

1.2 Custo de Capital no Setor Elétrico e de Gás Natural 3

1.3 Conclusões 6

1.4 Organização do Trabalho 8

2 Fundamentos do Custo de Capital 9

2.1 Modelo de Modigliani e Miller 9

2.2 Custo Médio Ponderado de Capital 10

2.3 Custo do Capital Próprio 11

2.4 Custo do Capital de Terceiros 13

2.5 Estrutura de Capital 14

2.6 Unidade de Conta 15

2.7 Tributação 17

3 Custo de Capital: Experiência Internacional 19

4 Custo de Capital: Experiência Brasileira 21

4.1 Setor de Distribuição de Energia Elétrica 21

4.2 Setor de Transmissão de Energia Elétrica 30

5 Custo de Capital: Setor de Distribuição de Gás Natural 31

5.1 Primeiro Ciclo Tarifário 31

5.2 Segundo Ciclo Tarifário 36

5.3 Resultado para o Primeiro e Segundo Ciclo Tarifário 41

6 Avaliação da Proposta Metodológica da Arsesp 44

6.1 Metodologia 45

6.2 Custo do Capital Próprio 53

6.3 Custo do Capital de Terceiros 54

6.4 Estrutura de Capital 54

7 Conclusões 55

Bibliografia

Sumário

O objetivo deste trabalho é avaliar os fundamentos e os resultados da metodologia proposta

pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - Arsesp, para a

determinação do custo médio ponderado de capital para a Companhia de Gás de São Paulo -

Comgás, no âmbito da atual revisão tarifária.

No que diz respeito à remuneração sobre o capital investido a ser incluída nas tarifas, deve-se

considerar a necessidade de preservar a atratividade de investimentos para o setor, o que im-

plica que a remuneração deve corresponder ao custo de oportunidade do capital do investidor.

O cálculo da remuneração requer que se defina o valor do investimento a ser remunerado (ou

base de remuneração) e a taxa de retorno adequada a ser aplicada sobre esse valor.

A metodologia utilizada pelos reguladores brasileiros – e que segue a melhor prática interna-

cional – fundamenta-se na contribuição original de Modigliani e Miller (1958) sobre o valor

da firma, custo e estrutura de capital. Esta contribuição adota o conceito de custo médio pon-

derado de capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC). O WACC reflete o custo de

oportunidade para os provedores de capital ponderado pela participação de cada um deles no

capital total da firma. Este custo de oportunidade para o investidor iguala-se ao retorno espe-

rado para investimentos na mesma classe de risco.

Em geral, o capital próprio e de terceiros são estimados a partir de versões do Capital Asset

Pricing Model (CAPM). Por fim, ao se determinar se o WACC deve ser nominal ou real e an-

tes de impostos (pre-tax) ou após impostos (post-tax), o regulador deve considerar que o custo

de capital deve ser expresso de forma consistente com a definição da base de remuneração

regulatória. Apesar da simplicidade teórica da definição, a estimativa do custo de capital é

bastante controversa.

As principais conclusões deste trabalho são as seguintes.

Primeiro, a proposta metodológica deve buscar a consistência interna das relações entre as

diversas variáveis consideradas no processo de revisão tarifária, ao mesmo tempo em que

assegura a razoabilidade dos resultados.

Segundo, não é razoável desconsiderar o atual momento econômico, e a sua evolução próxi-

ma, na determinação do custo e da estrutura de capital da Comgás no âmbito desta revisão

tarifária periódica, sob pena de comprometer a consistência e a razoabilidade da metodologia

e do resultado proposto pelo regulador. Os dados deixam claro que a crise: 1) aumentou a

volatilidade dos retornos dos ativos e das taxas de câmbio em todos os mercados, 2) aumentou

o risco país, o que afeta o custo de capital próprio e 3) reduziu o fluxo de capitais para os paí-

ses emergentes, o que impacta o custo de capital de terceiros.

Terceiro, é verdade que a metodologia proposta pela agência estadual segue, em termos ge-

rais, a melhor prática internacional. Também é um fato que esta metodologia guarda uma for-

te correlação com aquela proposta e adotada no setor de distribuição de energia elétrica. Além

disso, ficou claro que a Arsesp alterou, em pontos relevantes, a metodologia adotada para a

primeira revisão tarifária periódica da Comgás. Apesar disto, são feitas algumas considera-

ções fundamentais – para assegurar a consistência e a razoabilidade do resultado estimado

pela agência –, sobre: 1) o papel do custo de capital na determinação do P0 (tarifa inicial), 2) o

conceito e estimação do risco país, 3) o conceito e estimação do risco cambial, 4) a dinâmica

do WACC, 5) o risco regulatório e outros riscos, 6) o custo de capital de próprio, 7) o custo de

capital de terceiros e 8) a estrutura de capital.

1

1. Introdução

O objetivo deste trabalho é avaliar os fundamentos e os resultados da metodologia proposta

pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - Arsesp, para a

determinação do custo médio ponderado de capital para a Companhia de Gás de São Paulo -

Comgás, no âmbito da atual revisão tarifária.

A revisão tarifária é uma exigência legal definida no §2 do art. 9 da Lei n 8987/95, com-

plementado pelo art. 10 da mesma Lei.1 À Arsesp, como titular das competências estabeleci-

das em lei estadual, cumpre regular o serviço público de distribuição de gás canalizado e efe-

tuar as revisões tarifárias. A revisão tarifária periódica compreende o reposicionamento das

tarifas e a determinação do Fator X, que é o instrumento regulatório de estímulo à eficiência e

à modicidade tarifária.

Os contratos de concessão para a exploração de serviços públicos de distribuição de gás cana-

lizado definem o regime tarifário e os procedimentos para as revisões tarifárias das concessio-

nárias do Estado de São Paulo. Especificamente, os contratos prevêem revisões tarifárias ao

final de cada ciclo de cinco anos e a definição e publicação da metodologia para o estabeleci-

mento da nova estrutura tarifária, que será aplicada a partir da revisão tarifária, nos termos da

Cláusula Décima Terceira destes contratos. Em resumo, esta metodologia contempla a defini-

ção e cálculo: 1) da tarifa inicial (P0), 2) da base de remuneração regulatória, 3) do custo e da

estrutura de capital e 4) da estrutura tarifária.

Segundo a Nota Técnica n RTC/01/2009, de janeiro de 2009, que trata da Determinação do

Custo Médio Ponderado de Capital para a Companhia de Gás de São Paulo - Comgás, "a im-

portância da determinação do custo médio ponderado de capital deve-se a que nas empresas

que prestam serviços básicos de infra-estrutura por meio de redes fixas, o capital imobilizado

é elevado, portanto a remuneração do capital dependerá da definição da base de capital e da

taxa de rentabilidade aplicada sobre essa base."

Especificamente, no que diz respeito à remuneração sobre o capital investido a ser incluída

nas tarifas, deve-se considerar a necessidade de preservar a atratividade de investimentos para

o setor, o que implica que a remuneração deve corresponder ao custo de oportunidade do ca-

pital do investidor. O cálculo da remuneração requer que se defina o valor do investimento a

ser remunerado (ou base de remuneração) e a taxa de retorno adequada a ser aplicada sobre

esse valor. Considerando ainda que as empresas podem financiar suas atividades com capital

próprio e capital de terceiros (dívidas) e que o custo de cada alternativa de financiamento é

diferente, há que se definir a participação desses capitais no financiamento das atividades da

1. Tais dispositivos foram incorporados nos contratos de concessão das distribuidoras, o que fornece à revisão

um caráter de obrigação contratual.

2

concessionária, isto é, a estrutura de capital – uma vez que distintas estruturas de capital pos-

suem custos de capital diferenciados. Dessa forma, a taxa de retorno deve refletir o custo do

capital próprio e o custo do capital de terceiros, ponderado pela participação desses capitais

no capital total.

Efetivamente, a definição de uma estrutura de capital adequada constitui um tema regulatório

da maior importância. A premissa fundamental é que, no mundo real, as empresas estão per-

manentemente tentando reduzir seu custo de financiamento mediante uma composição ade-

quada de capital próprio e dívidas no capital total. Para tanto, buscam encontrar o grau ideal

de alavancagem – participação de dívidas no capital total (D/V) – dado que o custo de capital

de terceiros é mais barato que o custo de capital próprio. Porém existe uma restrição dada pelo

risco de default associado a elevados graus de alavancagem. Isso justifica uma abordagem

regulatória para a participação dos capitais no capital total a ser remunerado, denominada de

estrutura ótima de capital.

1.1 Fundamentos Teóricos

A metodologia fundamenta-se na contribuição original de Modigliani e Miller (1958) sobre o

valor da firma, custo e estrutura de capital. Esta contribuição adota o conceito de custo médio

ponderado de capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC). O WACC reflete o custo

de oportunidade para os provedores de capital ponderado pela participação de cada um deles

no capital total da firma. Este custo de oportunidade para o investidor iguala-se ao retorno

esperado para investimentos na mesma classe de risco.

Seja rE o custo do capital próprio e rD o custo do capital de terceiros. Por ser uma combinação

linear de custos de capital, o intervalo de variação do WACC é dado por:

(WACCmin, WACCmax) = (min(rE, rD), max(rE, rD))

e pode ser escrito como:

(1 )E D

E DWACC r r t

E D E D

onde WACC é o custo médio ponderado de capital, rE é o custo de capital de próprio (equity),

rD é o custo de capital de terceiros (debt), t é alíquota de impostos (alíquota marginal efetiva),

E é o valor de mercado do capital próprio e D é o valor de mercado do capital de terceiros. O

valor da firma, V, é dado por (E+D) V.

Assim, as principais variáveis para a determinação do WACC são: a estrutura de capital (D/V),

a taxa de retorno de risco zero (rf), o beta () do capital próprio da firma, o prêmio de risco do

3

mercado (MRP), o custo da dívida (rD ), a alíquota tributária (t) efetiva sobre o capital de ter-

ceiros e a taxa de inflação esperada (). A taxa de inflação é importante na medida em que as

variáveis são mensuradas em termos nominais.

Apesar da simplicidade teórica da definição, a estimativa do custo de capital provou ser bas-

tante controversa. Em geral, o capital próprio e de terceiros são estimados a partir de versões

do Capital Asset Pricing Model (CAPM).2 Por fim, ao se determinar se o WACC deve ser no-

minal ou real e antes de impostos (pre-tax) ou após impostos (post-tax), o regulador deve con-

siderar que o custo de capital deve ser expresso de forma consistente com a definição da base

de remuneração regulatória.

Ao se comparar o WACC em diferentes jurisdições e ao longo do tempo é fundamental enten-

cer a maneira como eles foram definidos, na medida em que, na prática regulatória interna-

cional, o custo de capital é definido de maneiras alternativas (antes ou depois dos impostos;

real ou nominal; com imputação de créditos tributários ou não; etc).

1.2 Custo de Capital no Setor Elétrico e de Gás Natural

Em seu estudo sobre o custo de capital no setor de telecomunicações, Bragança et al. (2006)

concluíram que "estimativas excessivamente baixas podem prejudicar as futuras decisões de

investimento em inovação e infra-estrutura e estimativas muito altas contrariam o objetivo

governamental inicial de reduzir tarifas e fomentar a competição."

A metodologia da Aneel para a estimativa do custo e da estrutura de capital é bastante sofisti-

cada, decorrência da extensão teórica e da base de dados utilizada. Esta metodologia foi modi-

ficada ao longo do tempo e, atualmente, é aplicada no segundo ciclo tarifário das concessioná-

rias de distribuição de energia elétrica.3

Segundo esta agência, a "remuneração do capital constitui um elemento fundamental para o

funcionamento da indústria regulada, pois é o sinal econômico que orienta, mediante os in-

centivos que gera, a direção do investimento produtivo. Logo, a determinação da mencionada

taxa pela Aneel é de suma importância, uma vez que erros na sua determinação podem pre-

judicar a atração dos investimentos ou a estabilidade do ambiente de negócios, levando o

investidor a se posicionar abaixo do nível requerido de investimentos, com o consequente

impacto na qualidade do serviço. De maneira inversa, se a taxa resultasse em valores eleva-

2. Mesmo considerando-se a extensão do uso deste modelo é importante ressaltar não apenas as alternativas

teóricas disponíveis como também o tratamento econométrico e a base de dados que pode ser utilizada na sua

estimativa.

3. A Aneel também elaborou uma metodologia para a determinação do custo e estrutura de capital para o setor

de transmissão de energia elétrica. Esta metodologia também será resumida nesta seção. No entanto, dado o

histórico do setor de distribuição, a ênfase será neste setor.

4

dos, o negócio regulado ganharia uma taxa superior à de mercado, gerando uma distorção

de preços com encargos adicionais aos consumidores, o que fere o conceito de serviço ade-

quado estabelecido no §1 do art. 6 da Lei n 8987/95."

A Nota Técnica n 097/01/SRE/Aneel, de 08/08/01, trata da Segunda Revisão Tarifária Perío-

dica da Escelsa. Esta Nota apresentou os fundamentos da metodologia para estimativa da es-

trutura e do custo de capital de concessionárias de distribuição de energia elétrica.

A Resolução Normativa n 234, de 31/10/06, estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias

aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de revisão tarifária

periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica. As respostas e comentários

apresentadas na Audiência Pública n 08/2006 contribuíram para o aperfeiçoamento desta

Resolução e foram consolidadas na Nota Técnica n 262/SRE/SFF/SRD/SRC/SFE/ANEEL,

de 19/10/06.

O detalhamento completo da metodologia, critérios, dados e os cálculos realizados para defi-

nição do custo médio ponderado de capital para o segundo ciclo tarifário, foi apresentado na

Nota Técnica n 068/2007-SRE/ANEEL, de 21/03/07.

A Resolução Normativa n 259, de 27/03/07, alterou o art. 1 da Resolução Normativa n

246, de 21/12/06, que estabeleceu a estrutura ótima de capital e o custo de capital a serem

utilizados no segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de distribui-

ção. Por fim, a Resolução Normativa n 338, de 25/11/08, alterou a Resolução Normativa n

234, de 31/10/06. Em resumo, a taxa de retorno adequada para serviços de distribuição de

energia elétrica no Brasil é dada pelo WACC, conforme a seguinte expressão:

(1 )WACC p D

P Dr r r T

P D P D

onde rWACC é o custo médio ponderado de capital, rP é o custo de capital próprio, rD é o custo

de capital de terceiros, T é alíquota de impostos, P é o valor do capital próprio e D é o valor

do capital de terceiros.

A Nota Técnica n 1, de outubro de 2003, da Comissão de Serviços Públicos de Energia -

CSPE, do Estado de São Paulo, trata da Metodologia para Revisão Tarifária das Concessioná-

rias de Gás Canalizado.4 O item 3.3 desta Nota Técnica aborda o custo e estrutura de capital.

O Anexo III detalha a metodologia para o custo de capital. Como no caso do setor elétrico, os

conceitos fundamentais são o Weighted Average Capital of Cost (WACC) e o Capital Asset

Pricing Model (CAPM).

4. Uma versão preliminar desta Nota Técnica foi divulgada em agosto do mesmo ano.

5


CSPE, do Estado de São Paulo, trata da Determinação do Custo de Capital para a Companhia

de Gás de São Paulo - Comgás.5

Esta Nota Técnica reafirma a metodologia apresenta na NT1 e apresenta os resultados para a

estimativa do WACC da Comgás. A Nota segue a mesma sequência da anterior apurando o

custo médio ponderado de capital a partir dos valores para: kd é o custo da dívida, ke é o custo

do capital próprio, wd = D/(D+E) é a participação da dívida na estrutura do capital, we = (1 -

wd) e t é a alíquota do imposto de renda.

É importante ressaltar que na primeira revisão tarifária do setor de gás natural o regulador

estadual seguiu quase estritamente a metodologia proposta pela Aneel para o setor de distribu-

ição de energia elétrica.

Conforme a Nota Técnica n RTC/01/2009, de janeiro de 2009, que trata da Determinação do

Custo Médio Ponderado de Capital para a Companhia de Gás de São Paulo - Comgás, "o

marco regulatório estabelece que a Arsesp determine periodicamente a taxa de custo de capi-

tal a aplicar no cálculo das tarifas. Uma das premissas fundamentais de um marco regulató-

rio que seja sustentável no tempo é a suficiência financeira do setor. Para isso é preciso pro-

ver aos operadores do sistema de uma rentabilidade que guarde relação com os custos eco-

nômicos que um investidor tem e que seja similar a outras atividades de risco comparável."

A análise desta Nota Técnica mostra que ela preserva os fundamentos adotados na primeira

revisão tarifária periódica da empresa, com algumas exceções: 1) ajuste no período temporal

para estimativa das variáveis do modelo, 2) alteração no cálculo do prêmio de risco país, 3)

desconsideração do prêmio de risco cambial, 4) alteração no criterio para definiçao do prêmio

de risco corporativo e 5) mudança na estrutura de capital ótima.

A tabela abaixo resume os resultados das metodologias propostas pelo regulador estadual.6


6. A pequena diferença entre os valores desta tabela e aqueles apresentados nas Notas Técnicas do regulador

são devidas a erros de arredondamento e/ou truncamento.

6

1.3 Conclusões












regulatória. Apesar da simplicidade teórica da definição a estimativa do custo de capital é

bastante controversa.









Comgás

(%)

2004 2009

Alavancagem (D/(D+E)) 40,00 45,00

Impostos 34,00 34,00

Custo de capital próprio nominal após impostos 16,49 13,06

Custo do capital de terceiros após impostos 9,42 6,85

Custo de capital nominal 13,66 10,26

Inflação esperada 1,70 1,40

Custo de capital real após impostos 11,76 8,74

7














Primeiro, a correta definição e estimativa do WACC é fundamental para a determinação do P0

(tarifa inicial), conforme a metodologia definida na Nota Técnica n 1, de outubro de 2003, da

Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE, do Estado de São Paulo, que trata da Me-

todologia para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado.

Segundo, para a estimativa do risco país a Arsesp considera a média histórica para o período

01/04-12/08. O valor encontrado foi de 330 pontos básicos. No contexto da atual crise eco-

nômica esta proposta elimina as possíveis trajetórias de evolução do índice EMBI+ Brasil

para os próximos semestres. De fato, uma análise do comportamento desde índice no último

trimestre de 2008 já indica uma reversão da tendência observada desde o início de 2003.

Terceiro, uma das principais alterações na metodologia adotada para a definição e estimativa

do custo de capital na primeira revisão tarifária da Comgás e a proposta para a segunda revi-

são diz respeito à supressão do risco cambial. Segundo a Arsesp, isto foi feito por três moti-

vos, sendo que nenhum deles pode ser pode ser considerado satisfatório.

Quarto, a atual crise econômica mundial deve implicar na redução dos níveis de alavancagem

das empresas, inclusive daquelas localizadas em economias emergentes. A forte contração da

liquidez impactou a oferta de crédito e o seu custo.

Quinto, as distribuidoras de gás natural canalizado no Estado de São Paulo estão sujeitas a

outros riscos que não foram considerados pelo regulador na definição e estimativa do custo de

capital e da tarifa inicial (P0). Dentre eles, é importante mencionar os seguintes: 1) estrutura

de mercado do setor de óleo e gás, 2) incertezas no suprimento e 3) abertura da comercializa-

ção. É fundamental que o regulador reconheça a importância desses riscos e leve-os em con-

sideração na definição ou do custo de capital ou do P0.

Sexto, a estimativa do custo de capital próprio pelo CAPM segue a melhor prática internacio-

8

nal. No entanto, alguns aperfeiçoamentos na metodologia proposta pela Arsesp podem ser

feitos. Denter eles, a consideração de equações alternativas à de Modigliani e Miller (ou Ha-

mada) para a relação entre o beta alavancado e o beta desalavancado.

Sétimo, a proposta para a definição e estimativa do custo de capital de terceiros, ao operar

com médias históricas, desconsidera os efeitos da atual crise econômica. Além disso, também

desconsidera o prêmio de risco cambial.

Por fim, a metodologia utilizada pela Arsesp para definir a estrutura ótima para a Comgás não

levou em consideração os efeitos da atual crise econômica. É de se esperar que as limitações

ao crédito impliquem em redução do grau de alavancagem. Neste caso, o custo médio de capi-

tal deve aumentar, ceteris paribus.

1.4 Organização do Trabalho

Este trabalho está organizado em seis seções, além desta introdução, da seguinte forma. A

seção 2 resume os conceitos fundamentais do custo de capital: modelo de Modigliani-Miller,

custo médio ponderado de capital, custo de capital próprio e de terceiros, estrutura de capital,

unidade de conta e tributação. A seção 3 apresenta algumas experiências internacionais rela-

cionadas com a definição e estimativa deste custo. A seção 4 sumariza a experiência do setor

de distribuição e de transmissão de energia elétrica no Brasil com relação à definição e esti-

mativa do custo de capital. A evolução da metodologia proposta e aplicada pela agência regu-

ladora setorial é apresentada. A seção 5 discorre sobre a metodologia proposta, pela Arsesp,

para o custo de capital a ser utilizado na revisão tarifária do setor de distribuição de gás natu-

ral no Estado de São Paulo. Em particular, essa seção compara a metodologia adotada no pri-

meiro ciclo com aquela sugerida para este segundo ciclo tarifário. A seção 6 analisa a propos-

ta da Arsesp considerando três temas: metodologia, custo de capital próprio e de terceiros e

estrutura de capital. Por fim, a seção 7 apresenta as principais conclusões do trabalho.

9

2. Fundamentos do Custo de Capital

O objetivo desta seção é resumir os conceitos fundamentais do custo de capital: modelo de

Modigliani-Miller, custo médio ponderado de capital, custo de capital próprio e de terceiros,

estrutura de capital, unidade de conta e tributação. Este resumo será utilizado como referência

para a análise da metodologia proposta pela Arsesp para a segunda revisão tarifária periódica

da Comgás.

2.1 Modelo de Modigliani e Miller

Os fundamentos econômicos de qualquer discussão sobre o custo de capital foram original-

mente formulados por Franco Modigliani e Merton Miller, no final da década de 50. Apesar

de referência teórica e, posteriormente, empírica, é importante enfatizar que muitos dos resul-

tados comumente encontrados na literatura especializada estão baseados em hipóteses sobre o

comportamento da firma, o funcionamento dos mercados, e as restrições impostas pela estru-

tura tributária. É preciso analisar e entender estas hipóteses antes de discutir-se o custo de

capital.

Modigliani e Miller (1958, 1963) escreveram os artigos clássicos sobre valor da firma, estru-

tura e custo de capital. Considere as seguintes premissas: os mercados de capitais são friction-

less; os agentes podem emprestar e tomar emprestado à taxa de risco zero; não existem custos

de falência; as firmas emitem apenas dois tipos de obrigações: dívida com risco zero e equity

com risco; todas as firmas pertencem à mesma classe de risco; não existe imposto sobre a

renda das firmas e das pessoas físicas; todos os fluxos de caixa são em perpetuidade e, portan-

to, não existe crescimento; os insiders e os outsiders possuem a mesma informação, ou seja,

não existem oportunidades de sinalização (signaling opportunities); e os administradores

sempre maximizam a riqueza dos acionistas, ou seja, não existem custos de agência (agency

costs).

Então, a Proposição I de Modigliani-Miller afirma que "the market value of any firm is inde-

pendent of its capital structure and is given by capitalizing its expected return at the rate

appropriate to its risk class", ou seja, a forma de financiamento é irrelevante: em um mundo

sem tributos, o valor da firma alavancada é igual ao da firma não alavancada. Algebricamente,

o valor da firma não-alavancada, VU, é dado por:

E( )u FCV

onde E(FC) é o valor esperado do fluxo de caixa (constante) e é a taxa de desconto do e-

quity. Considerando-se, agora, a existência de tributação sobre a firma e sobre os indivíduos

10

dois casos podem analisados.

Mesma Alíquota Marginal

No modelo original de Modigliani-Miller o ganho de alavancagem GL é definido pela diferen-

ça entre o valor da firma alavancada e o da não-alavancada e é dado pelo produto da alíquota

do imposto e o valor de mercado da dívida, ou seja:

L u

cV V T D ou, ainda, L u

L cG V V T D

onde VL é o valor da firma alavancada e TcD é o valor presente do tax shield decorrente do

endividamento D.

Alíquotas Marginais Diferentes

Neste caso, o ganho de alavancagem é dado por:

(1 )(1 )1

(1 )

c peL U

L

p

T TG V V D

T

onde Tp é a alíquota tributária sobre renda de títulos - pessoa física, Tpe é a alíquota tributária

sobre renda de equity (dividendos) - pessoa física e Tc é a alíquota tributária - pessoa jurídica.

Quando a tributação sobre a pessoa física é igual à zero, então o ganho de alavancagem é o

mesmo em qualquer dos dois casos. Um outro resultado é que, caso:

(1 ) (1 )(1 )p c peT T T

então, não existe nenhum ganho decorrente da alavancagem da firma.

2.2 Custo Médio Ponderado de Capital

No caso em que não existe ganho decorrente da alavancagem o WACC pode ser escrito como:

(1 )E D c

E DWACC r r T

E D E D

onde rE é o custo do capital próprio, E é o valor de mercado do capital próprio, rD é o custo do

capital de terceiros antes do imposto de renda, Tc é a alíquota tributária marginal efetiva e D é

o valor de mercado do capital de terceiros.

11

Assim, as principais variáveis para a determinação do WACC são: a estrutura de capital (D/V),

a taxa de retorno de risco zero (rf), o beta () do capital próprio da firma, o prêmio de risco do

mercado (MRP), o custo da dívida (rD ), a alíquota tributária (t) efetiva sobre o capital de ter-

ceiros e a taxa de inflação esperada (). A taxa de inflação é importante na medida em que as

variáveis são mensuradas em termos nominais.

Segue-se, ainda, dos resultados de Modigliani e Miller que o custo médio ponderado de capi-

tal é invariante à estrutura de capital quando não existe tributação. No entanto, quando existe

tributação, este custo diminui com o aumento do grau de alavancagem. Em ambos os casos, o

custo do equity é crescente na alavancagem; isto faz sentido, na medida em que quanto maior

a participação do capital de terceiros maior o risco dos acionistas, já que a renda residual tor-

na-se mais variável. Portanto, eles exigem um maior retorno como compensação pelo risco

adicional carregado.



do Capital Asset Pricing Model (CAPM). Mesmo considerando-se a extensão do uso deste

modelo é importante ressaltar não apenas as alternativas teóricas disponíveis como também o

tratamento econométrico e a base de dados que pode ser utilizada na sua estimativa.

2.3 Custo do Capital Próprio

O CAPM é um modelo de equilíbrio linear de precificação de ativos que expressa o custo de

capital próprio como uma função do custo de oportunidade de se investir no mercado, a vola-

tilidade do mesmo e o risco sistemático (não-diversificável) de se possuir capital na firma.7 O

CAPM pode ser escrito a partir da soma da i) taxa de juros de risco zero e ii) do beta do inves-

timento multiplicado pelo prêmio de risco do mercado. Enquanto que os dois primeiros são

dados por fatores de mercado, o beta é específico à firma.

rE = rf + E[E(rm) - rf]

onde rf é a taxa de retorno de risco zero, usualmente dada por títulos públicos de maturidade

apropriada, E(rm) é o retorno esperado para o portfolio mercado, E é o risco sistemático do

capital próprio e [E(rm) - rf] é o prêmio de risco (MRP), o retorno do portfolio mercado menos

a taxa de retorno de risco zero.

7. O CAPM expressa a taxa de retorno como o retorno nominal sobre o capital próprio depois dos impostos.

Ele estima a taxa de retorno a partir da perspectiva do investidor medida em termos do fluxo de caixa. Isto inclui

o retorno período a período, assim como o valor para o investidor decorrente de qualquer eventual valorização

líquida do capital.

12

O beta é um dado fundamental no CAPM, medindo a sensibilidade dos retornos de um ativo

aos retornos do portfolio mercado, ou seja, o risco sistemático é determinado pela correlação

entre o retorno da empresa e o retorno do portfolio mercado.8

Uma característica importante dos retornos obtidos a partir do CAPM é que eles são sempre

expressos em termos nominais depois dos impostos. O motivo é relativamente simples – se

dois investimentos de risco similar têm o mesmo retorno antes dos impostos, mas retornos

líquidos diferentes depois dos impostos, então o investidor deve preferir aquele investimento

com o maior retorno líquido. De fato, caso ambos os investimentos estejam disponíveis – por

exemplo, como ações listadas em Bolsas de Valores – então o preço do investimento de maior

retorno líquido deve aumentar em relação ao de menor retorno de tal maneira que os retornos

depois dos impostos sejam equalizados.

CAPM em Economias Emergentes

Um problema do CAPM em economias emergentes está associado à não-correlação entre o

beta e os retornos do ativo, ou seja, diferenças observadas nos betas não estão fortemente re-

lacionadas com diferenças nos retornos. Em consequência, abordagens alternativas para a

estimativa do custo de capital próprio foram propostas, sendo quatro delas resumidas abaixo.

A primeira foi sugerida por Lessard (1996) que ajustou o CAPM da seguinte maneira: o beta

da empresa é substituído pelo produto do beta do projeto e o beta do país. O primeiro captura

o risco da indústria e pode ser estimado como o beta médio (com relação ao mercado global)

de algumas empresas na indústria; o beta do país é simplesmente o beta do país em relação ao

mercado global. Neste caso, o custo de capital próprio pode ser escrito como:

rE = rf + (projeto)(país)(PRglobal)

onde rf é o risco zero (US), PRglobal é o prêmio de risco global e projeto e país são o beta do

projeto e do país, respectivamente, ambos medidos em relação ao mercado global.

A segunda abordagem foi proposta por Godfrey e Espinosa (1996). Neste modelo, a taxa de

retorno de risco zero é ajustada pelo spread entre o yield de um título de um país emergente –

denominado em US$ - e o yield de um título comparável nos EUA. Além disso, o beta da em-

presa é substituído por 60% do quociente entre o desvio padrão do retorno da empresa e o

desvio padrão dos retornos no mercado global. Então, o custo do capital próprio é dado por:

rE = rf + YSpaís + 0,6(empresa)( global)(PRglobal)

onde YSpaís é o spread entre os títulos do país e dos EUA e empresa e global são os desvios pa-

8. A proxy usualmente adotada é o retorno de uma carteira de Bolsa de Valores.

13

drão dos retornos da empresa e do mercado global, respectivamente.

Uma terceira abordagem foi elaborada por Estrada (2000). Neste caso, o beta da empresa é

substituído pelo quociente do semi-desvio dos retornos da empresa e do mercado global. O

desvio padrão downside da empresa i, ou semi-desvio (i)é dado por:

2

1(1/ ) {0,( )}

T

i ittT Min r B

onde r é o retorno, T é o número de observações na amostra, B é o retorno benchmark (dese-

jado). Esta medida de risco tem inúmeras vantagens com relação ao beta e ao desvio padrão,

dentre elas o fato de que captura apenas o risco downside que os investidores querem evitar, e

que pode ser ajustado para qualquer nível B. Neste caso, o custo do equity é escrito como

rE = rf + (empresa)(global)(PRglobal)

onde empresa e global são os semi-desvios dos retornos da empresa e do mercado global. Das

várias possibilidades para o retorno benchmark (B), aquela usualmente adotada é a média

aritmética da distribuição dos retornos.

A quarta abordagem também é uma variante do CAPM baseada em risco downside proposta

por Estrada (2002). Neste modelo o beta é substituído pelo beta downside, definido como:

2 2

E{Min[( ),0] Min[( ),0]

E{Min[( ),0] }

D iM i i M Mi

M M M

R R

R

onde iM é a semi-covariância entre os retornos da empresa e o mercado e M2 é a semi-

variância dos retornos do mercado. Esta medida de risco downside difere do semi-desvio na

medida em que este último captura totalmente o risco downside enquanto que o beta downside

captura apenas o risco downside sistemático. Neste caso, o custo de capital próprio é dado

por:

rE = rf + (empresaD)(PRglobal)

onde empresaD é o beta downside da empresa com relação ao mercado global.

2.4 Custo do Capital de Terceiros

Em geral, o custo de capital de terceiros é determinado somando-se à taxa livre de risco os

prêmios de risco exigidos para se emprestarem recursos à empresa. Assim, o custo do capital

de terceiros pode ser escrito como:

14

D f c adr r r r

onde rd é o custo de capital de terceiros, rf é a taxa livre de risco, rc é prêmio de risco de crédi-

to e rad são os prêmios de risco adicionais que devem ser considerados.9 O prêmio de risco de

crédito representa o spread acima da taxa livre de risco que as empresas pagam para contratar

financiamentos no mercado de capitais.

2.5 Estrutura de Capital

Na estimativa do retorno sobre o capital próprio e do custo de capital de terceiros é necessário

discutir a estrutura de capital apropriada para a firma. O grau de alavancagem financeira im-

pacta o montante do capital próprio e, portanto, o retorno requerido em reais. Da mesma ma-

neira, o grau de alavancagem é necessário para se determinar o valor da despesa financeira

sobre o capital de terceiros. A alavancagem também aparece na estimativa do beta do capital

próprio e, em conseqüência, também influi na definição do retorno ajustado pelo risco que

será aplicado sobre o montante de capital próprio investido.

Uma questão relevante em qualquer discussão deste tema é a existência, ou não, de uma estru-

tura ótima de capital. De um lado, argumenta-se que a a estrutura de capital não afeta o valor

da firma (Modigliani e Miller (1958), Miller (1977)); de outro, pode-se concluir que a firma

deve ter 100% de capital de terceiros (Modigliani e Miller (1963)). Ambos os resultados são

inconsistentes com a evidência empírica. Uma estrutura ótima de capital, caso exista, deve ser

explicada pelos trade-offs entre os custos e os benefícios de se utilizar dívida versus capital

próprio. Os possíveis benefícios incluem: 1) dedutibilidade da despesa financeira (tax shield),

2) vantagens de mecanismos de sinalização e 3) capacidade de se comprometer colateral nos

empréstimos. Os custos incluem: 1) custos de falência, 2) precificação de opções, 3) custos de

agência, 4) covenants e rating e 5) mercados imperfeitos e signaling.

O valor de uma firma é dado pelo valor esperado do fluxo de caixa descontado gerado pelo

pelos seus tivos. Esses ativos são financiados pelos investidores que detêm vários tipos de

claims sobre o fluxo de caixa da firma. Os detentores de dívida tem um direito relativamente

seguro sobre o fluxo através de garantias contratuais de um cronograma de pagamentos fixo.

Os detentores de ações têm um direito de maior risco sobre o fluxo de caixa residual. O mix

de dívida e equity (alavancagem) adotado pela firma determina a sua estrutura de capital. As

firmas buscam emitir a combinação de dívida e equity, sujeita a diversas restrições, que ma-

ximiza o valor de mercado total. O mix de fundos afeta o custo e a disponibilidade de capital

e, portanto, a decisão da firma com relação à investimento, produção e emprego.

9. Em geral, no Brasil, considera-se dois outros prêmios de risco: rB, o prêmio de risco Brasil e rx, o prêmio de

risco cambial.

15

Sob determinadas hipóteses o valor da firma é independente do mix de dívida e equity. Esta

hipótese está implícita na proposição de invariância do valor formulada originalmente por

Modigliani e Miller (1958).10 Ela está baseada no argumento de que o custo médio ponderado

de capital permanece constante quando a alavancagem se altera. Supondo que os retornos dos

projetos de investimentos são independentes dos mecanismos utilizados para o seus respecti-

vos financiamentos esta abordagem implica que a alavancagem não tem nenhum efeito sobre

o valor esperado do fluxo de caixa descontado da firma.

O artigo original de Modigliani e Miller (1958) sobre e estrutura financeira baseia-se em um

número de premissas restritivas. Estas premissas incluem a não existência de custos de transa-

ção, de tributos ou inflação, a igualdade entre as taxas de captção e de aplicação, a não exis-

tência de custos de falência e a independência das decisões de financiamento e de investimen-

to. Existe um conjunto amplo de modelos que buscam analisar as conseqüências de se relaxar

uma ou mais destas hipóteses. Esta literatura demonstra que, uma vez que as premissas restri-

tivas são relaxadas, as firmas podem alterar o valor esperado do fluxo de caixa mudando a

alavancagem.11

Existem duas variantes principais na literatura de Modigliani e Miller. A primeira, implica em

uma solução interna para o problema de otimização da alavancagem. A solução interna (o

grau de alavancagem alvo) é definido como o mix de dívida e equity que maximiza o valor da

firma. As firmas igualam o custo da dívida, em relação ao equity, para deteminar a alavanca-

gem ótima. A segunda, em sua forma mais forte, conclui que os recursos internos (lucros a-

cumulados) são sempre mais baratos do que o endividamento que, por sua vez, são sempre

mais baratos do que recursos obtidos em mercados de equity externos. Como resultado, a ala-

vancagem é determinada pela demanda de recursos em excesso aos limitados recursos inter-

nos. Este hierarquia de custo de recursos tende a surgir em modelos que focam um único de-

terminante para os custos relativos dos diferentes tipos de recursos.

2.6 Unidade de Conta

Sob condições de inflação elevada e volátil avaliações de investimentos são usualmente feitas

em termos reais. Isto significa que os fluxos de caixa são estimados a partir de taxas de cres-

cimento reais, desconsiderando-se qualquer componente decorrente de variações nos preços.

Para assegurar-se a consistência, as taxas de desconto utilizadas nestes casos devem ser taxas

reais.12

10. Como observado por Miller (1988) "looking back now, perhaps we should have put more emphasis on the

other, upbeat side of the nothing matters coin: showing what doesn’t matter can also show, by implication, what

does."

11. Ver as resenhas da literatura em Harris e Raviv (1991) e Masulis (1988).

12. Para que os valores nominais possam ser convertidos em valores reais é preciso que elas sejam estimadas

para um mesmo intervalo de tempo, ou então, que a taxa de inflação seja constante ao longo do intervalo que

16

Apesar da taxa de inflação esperada não ser uma variável explícita na estimativa do retorno

sobre o capital próprio, ela está subjacente à estimativa do retorno de risco zero e do custo do

capital de terceiros. Existem duas fontes de informações disponíveis para se determinar ex-

pectativas inflacionárias, mercados financeiros e estimativas oficiais.13 No primeiro caso, a

inflação esperada é dada pela diferença entre títulos indexados e não-indexados de mesma

maturidade. No segundo, previsões de inflação são feitas a partir de modelos econométricos.

Para economias emergentes a estimativa de taxas reais de retorno pode ser feita a partir de um

dos dois argumento. O primeiro argumento supõe perfeita mobilidade do capital para econo-

mias com as maiores taxas reais de retorno. Neste caso, não pode haver diferenças entre taxas

de risco zero reais para mercados distintos. Portanto, a taxa de risco zero real observada nos

EUA pode ser adotada como a taxa real para qualquer mercado. O segundo argumento aplica-

se caso existam fricções ou restrições ao fluxo de capital entre mercados. Neste caso, o retor-

no real esperado, no longo prazo, deve ser igual à taxa de crescimento real esperada de longo

prazo, para termos um equilíbrio.

O WACC pode ser calculado em termos nominal (incluindo os efeitos da inflação) ou real

(excluindo os efeitos da inflação). Quando o modelo price cap (RPI - X) é utilizado a avalia-

ção da receita requerida deve ser feita em termos reais já que a paramétrica leva em conside-

ração os recursos necessários derivados da inflação. Caso o WACC seja estimado em termos

nominal, uma das maneiras de convertê-lo para real é através da seguinte fórmula, conhecida

como relação de Fisher:

(1+WACCnominal) = (1+WACCreal)(1+π), onde π é a expectativa de inflação.

Na estimativa do WACC é importante ser consistente utilizando-se do rE e rD em termos mo-

nimais e deflacionando o WACC nominal para real; ou deflacionando-se todos os parâmetros

do custo de capital e calculando o WACC em termos reais.

Do ponto de vista teórico a conversão de valores nominais para reais, ou vice-versa, não é tão

trivial como comumente se observa em documentos divulgados por reguladores no Brasil e

em outros países. Na verdade, é importante que os pressupostos das abordagens usualmente

adotadas sejam explicitados.

No Brasil, como em outros países que adotam um modelo regulatório baseado em incentivos,

o fundamento para a determinação das tarifas é uma equação para a Receita Requerida, que

caracteriza o fluxo de renda da concessionária. Esta Receita é representada abaixo, onde o

lado direito expressa os componentes fundamentais que, na ausência de tributação, a receita

deve cobrir:

possa compreender todas as variáveis.

13. Oficiais no sentido de terem sido elaboradas por agências, órgãos ou entidades governamentais.

17

Receita Requerida = Custos Operacionais + Retorno do Capital + Retorno sobre o Capital

Esta equação baseia-se na premissa de que, em qualquer ano, a receita total deve ser suficiente

para cobrir os custos operacionais, mais um retorno do capital (depreciação) e um retorno

sobre o capital. Para se incluir a tributação sobre a renda duas abordagens são possíveis. Na

primeira, adiciona-se uma estimativa dos impostos como um custo de forma explícita no lado

direito da equação, de modo que o retorno é entendido como aquele depois da tributação. Na

segunda, o retorno é interpretado como antes da tributação e não se explicíta um termo para os

impostos na paramétrica acima.

Esta equação pode ser expressa em termos nomais ou reais. No segundo caso, tem-se a vanta-

gem de se especificar uma trajetória de retornos reais para o capital (depreciação real) que

pode ser mais interessante para a geração de tarifas reais que não serão afetadas pela inflação.

Isto equivale a se adotar um critério para a depreciação (retorno do capital) baseado no custo

corrente e uma taxa de retorno real sobre o capital (na medida em que a compensação pela

inflação já está incluída no retorno do capital).

Caso seja aplicada sobre a vida útil do ativo, de modo que o retorno acumulado do capital seja

eqüivalente ao seu custo histórico (real ou nominal) e o retorno sobre o capital seja aquele

exigido pelo investidor (real ou nominal), então a equação acima corresponde ao critério de

VPL = 0. Neste caso, incentivos para melhor eficiência são considerados, por exemplo, ao

permitir que a concessionária se aproprie de lucros acima do projetado, decorrente de redu-

ções de custos.

Enquanto que o retorno do capital é compensado pela inflação, a condição de NPV = 0 exige

que o retorno sobre o capital seja expresso em termos reais.14

O chamado problema da transformação decorre da derivação de um valor correto para a taxa

de retorno real a partir de uma taxa de retorno nomial. Este problema surge na medida em

que, geralmente, o WACC é estimado a partir de taxas de retorno calculadas em termos nomi-

nais.

2.7 Tributação

O WACC pode ser estimado em termos real ou nominal e antes ou depois da tributação. A

discussão deste tema enfatiza dois pontos fundamentais. Primeiro, na definição de receitas o

regulador deve levar em consideração os impostos pagos pela firma, dada a sua estrutura de

capital. É esta estrutura que mantém a consistência entre a contabilidade regulatória e as pre-

14. No caso do setor brasileiro de distribuição de energia elétrica o modelo regulatório adotado indexa pelo

IGP-M os custos gerenciáveis, a chamada Parcela B.

18

missas utilizadas no CAPM para a estimativa dos retornos relevantes. Segundo, caso o sistema

tributário conceda benefícios aos acionistas, além do fluxo de dividendos, então estes benefí-

cios também devem ser levados em consideração quando da análise do retorno esperado para

os acionistas.15

A estimativa do WACC considerando os efeitos tributários pode ser feita de três maneiras dis-

tintas. Primeiro, o WACC vanilla depois dos impostos – WACCPV – dado pelo custo médio do

equity e do debt. Multiplicado pela BRR ele determina o valor da receita permitida necessária

para compensar os provedores de capital depois dos impostos diretos. Caso o WACCPV seja

utilizado para se determinar a receita associada ao custo de capital, então, estas receitas de-

vem incluir uma provisão adicional para o pagamento dos impostos diretos durante o ciclo

regulatório levando-se em consideração a dedutibilidade da despesa financeira.

Segundo, o WACC depois dos impostos e da dedutibilidade da despesa financeira (tax shield)

– WACCNTS – ajusta diretamente à base tributária decorrente da despesa com o pagamento de

juros. Caso este custo de capital seja utilizado, então, a receita requerida associada à despesa

tributária deve ser calculada, considerando-se que não existe qualquer dedutibilidade adicio-

nal associada ao pagamento de juros (para se evitar dupla contagem).

Terceiro, o WACC antes dos impostos – WACCpre-t – que grosses up o WACCNTS. Caso ele

seja utilizado então a receita requerida associada ao custo de capital já considerou a despesa

tributária e a dedutibilidade da despesa financeira e, portanto, não é preciso qualquer outro

ajuste na receita devido à tributação.

Seja w = (D/(E+D)). Então, as três definições de custo de capital consideradas acima são ex-

pressas como se segue.

WACC Definição

WACCPV (1 ) E Dw C wC

WACCNTS (1 ) (1 )E Dw C w t C

WACCpre-t (1 )

(1 )

ED

w CwC

t

15. Na Austrália, por exemplo, a imputação de créditos aos acionistas é um dos benefícios levados em conside-

ração.

19

3. Custo de Capital: Experiência Internacional

O objetivo desta seção é indicar a melhor prática internacional para o definição e estimativa

do custo e da estrutura de capital no âmbito de revisões tarifárias.

Inicialmente, é importante observar que, nos Estados Unidos a necessidade das utilities serem

capazes de ganhar um custo de capital apropriado foi assegurado em duas decisões quase cen-

tenárias da Suprema Corte: o caso Bluefield Water Works, de 1923, e o caso Hope Natural

Gas, de 1944. No caso Bluefield Water Works,16 a corte decidiu que "a public utility is en-

titled to such rates as will permit it to earn a return upon the value of the property which it

employs for the convenience of the public equal to that generally being made at the same time

and in the same general part of the country on investments in other business undertakings

which are attended by corresponding risks and uncertainties; but it has no constitutional

rights to profits such as are realized or anticipated in highly profitable enterprises or spe-

culative ventures. The return should be reasonably sufficient to assure confidence in the fi-

nancial soundness of the utility, and should be adequate, under efficient and economical

management, to maintain and support its credit, and enable it to raise the money necessary

for the proper discharge of its public duties."

No caso Hope Natural Gas,17 a decisão foi que "from the investor point of view it is important

that there be enough revenue not only for operating expenses but also for the capital costs of

the business. These include service on the debt and dividends on the stock. By that standard

the return to the equity owner should be commensurate with returns on investments in other

enterprises having corresponding risks. That return, moreover, should be sufficient to assure

confidence in the financial integrity of the enterprise, so as to maintain its credit and to at-

tract capital."

Mais recentemente, a melhor prática regulatória internacional sempre ressalta o papel funda-

mental do custo de capital em processos de revisão tarifária. Na Inglaterra, por exemplo, o

Water Act exige que o regulador aja "[...] to secure that companies are able (in particular, by

securing reasonable returns on their capital) to finance the proper carrying out of [their] [...]

functions."

Na definição do custo de capital o Ofwat (1991), por exemplo, entendeu que "in order to en-

sure that investment takes place to meet higher standards, those lending money to the water

companies will expect an adequate return, when compared with what is on offer in the capital

markets. To assess this involves examination of prospective returns in the markets as a whole

and of any differential risk or attractiveness of water companies compared with borrowers in

general." Ainda segundo avaliação do Ofwat (1992) "when price limits are set, they may in-

16. Bluefield Water Works and Improvement Co. v. Public Service Commission, 262 U.S. 679, 692 (1923).

17. Federal Power Commission v. Hope Natural Gas Co., 320 U.S. 591, 603 (1944).

20

clude some advancement of price increases compared with what would be necessary to ensure

a satisfactory rate of return over the life of the assets. This may be necessary to enable com-

panies to demonstrate satisfactory financial ratios whem approaching the capital markets for

funds to finance their capital programmes. Unless companies are to earn an unjustifiably

high rate of return over the life of the assets involved, any such advancement would need to

be taken into account in setting price limits at subsequent reviews."

Como discuido anteriormente, a melhor prática internacional define o WACC da seguinte ma-

neira.18 Seja rE o custo do capital próprio e rD o custo do capital de terceiros, t é alíquota de

impostos, E é o valor do capital próprio e D é o valor do capital de terceiros. Então,

(1 )E D

E DWACC r r t

E D E D





regulatória. A experiência internacional também ilustra a dificuldade em se estimar o custo e a

estrutura de capital.

É importante ressaltar que, ao se comparar o WACC em diferentes jurisdições e ao longo do

tempo, é fundamental entender a maneira como eles foram definidos, na medida em que na

prática regulatória internacional o custo de capital é definido de maneiras alternativas (antes

ou depois dos impostos; real ou nominal; com imputação de créditos tributários ou não; etc).

18. As principais referências internacionais em países desenvolvidos são encontradas na Austrália, Holanda,

Nova Zelândia e Reino Unido. No caso dos países emergentes pode-se citar a Argentina e o Chile.

21

4. Custo de Capital: Experiência Brasileira

A metodologia da Aneel para a estimativa do custo e da estrutura de capital é bastante sofisti-

cada, decorrência da extensão teórica e da base de dados utilizada. Esta metodologia foi modi-

ficada ao longo do tempo e, atualmente, é aplicada no segundo ciclo tarifário das concessioná-

rias de distribuição de energia elétrica.19

O objetivo desta seção é resumir a metodologia adotada na revisão tarifária entre 2003-2006 e

aquela proposta para 2007-2010. Esta metodologia, sem dúvida, balizou a proposta feita pela

Arsesp no âmbito da sua esfera de competência.

4.1 Setor de Distribuição de Energia Elétrica

A Nota Técnica n 097/01/SRE/Aneel, de 08/08/01, trata da Segunda Revisão Tarifária Perío-

dica da Escelsa. Esta Nota apresentou os fundamentos da metodologia para estimativa da es-

trutura e do custo de capital de concessionárias de distribuição de energia elétrica. Basicamen-

te, a metodologia baseia-se no conceito de custo médio ponderado de capital. Em resumo, a

proposta para a estimativa do WACC adotada pela Aneel na revisão tarifária da Escelsa consi-

derou as seguintes informações.

Variável Definição

Estrutura de

capital

60 (equity)/40 (debt)

Tributação IR – 15% mais 10% de Adicional sobre o IR; CSSL – 9%

Custo do equity a partir da taxa de retorno de risco zero e prêmio de risco para a economia americana, ajusta-

das para o caso da Escelsa (beta, risco Brasil e unidade de conta); no caso particular da uni-

dade de conta, adoção de uma expectativa de desvalorização cambial para equiparar o retorno

do capital próprio estimado em US$ e o retorno do capital de terceiros estimado em R$

taxa de risco

zero

a partir de dados para a economia americana; os dados referem-se à yields sobre Treasury

Bonds de 30 anos – USTB 30

Beta a Aneel partiu de um beta desalavancado que, posteriormente, foi alavancado pela estrutura

de capital sugerida por ela (60/40); o período de análise considerado foi de 24 meses, a partir

de informações estimadas pela Bloomberg

Prêmio de risco o prêmio foi estimado pela diferença entre a retorno do S&P500 e a taxa de risco zero

Prêmio de risco

Brasil

considera o caso em que todas as firmas estão expostas ao mesmo risco; com base em dados

sobre o spread do CBonds sobre USTB30

Custo do capi-

tal de terceiros

50% a partir do spread sobre a TJLP; 50% a partir da taxa média de operações registradas na

CVM (debêntures e notas promissórias)

19. A Aneel também elaborou uma metodologia para a determinação do custo e estrutura de capital para o setor

de transmissão de energia elétrica. Esta metodologia também será resumida nesta seção. No entanto, dado o

histórico do setor de distribuição, a ênfase será neste setor.

22

Dando continuidade à definição do arcabouço teórico que fundamentou os processos de revi-

são tarifária a partir de 2003, a Aneel disponibilizou, ao final de dezembro de 2002, dois estu-

dos realizados no âmbito do Edital de Credenciamento Aneel 001/02. O primeiro estudo, de-

nominado "Determinação de Estrutura Ótima de Capital (EOC) das Concessionárias de Dis-

tribuição de Energia Elétrica", tem por objetivo propor uma metodologia para a definição do

intervalo ótimo para a estrutura de capital das concessionáris de distribuição. Já o segundo,

denominado "Determinação da Taxa de Retorno Adequada para Concessionárias de Distribui-

ção de Energia Elétrica no Brasil" objetiva desenvolver uma nova metodologia para a deter-

minação da taxa de retorno, a partir daquela apresentada na Nota Técnica n 097/01.

Em 17/02/03 a Aneel disponibilizou quatro Notas Técnicas referentes aos processos de revi-

são tarifária periódica da Cemat, Cemig, CPFL e Enersul, respectivamente. Essas Notas são

acompanhadas de vários anexos. O Anexo II trata da "Metodologia e Cálculo do Custo de

Capital de Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil" e o Anexo III da

"Metodologia e Cálculo da Estrutura Ótima de Capital de Concessionárias de Distribuição de

Energia Elétrica no Brasil". Esses Anexos reproduzem, com omissões, os dois estudos men-

cionados acima.20 A análise da Proposta da Aneel para a estrutura e o custo de capital apresen-

tada a seguir é feita no contexto das Nota Técnicas e desses estudos/anexos.

A Aneel reconhece que a remuneração do capital constitui um elemento fundamental para o

desenvolvimento de setores regulados, pois é o sinal econômico que orienta, mediante os in-

centivos que gera, a direção do investimento produtivo.21 Logo, a determinação correta e justa

desta remuneração é fundamental, uma vez que erros na sua determinação podem prejudicar a

atração de investimentos e/ou o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão,

levando o investidor a se posicionar abaixo do nível requerido de investimentos, com o con-

sequente impacto na qualidade do serviço. De maneira inversa, se a remuneração resultasse

em valores elevados, o negócio regulado ganharia uma taxa superior à de mercado, gerando

uma distorção de preços com encargos adicionais aos consumidores (Nota Técnica n

164/2006-SRE/ANEEL, de 19/05/06).

20. Em relação ao documento original sobre o custo de capital foram suprimidas: a) a análise da metodologia

para determinação da taxa de retorno – Nota Técnica n 097/2001/SER/Annel; b) a proposta de ajustes para

aprimoramento da metodologia da Nota Técnica n 097; c) a discussão sobre o benefício fiscal para juros sobre

capital prórprio no Brasil e d) a escolha do modelo para determinação do custo de capital próprio e, ainda sobre

este tema, o Apêndice 2 que apresenta uma sucinta descrição dos Modelos CAPM, APT e DGM.

Em relação ao documento original sobre a estrutura ótima de capital foram suprimidas: a) as considerações

iniciais sobre a definição da estrutura ótima de capital; b) a discussão fiscal dos rendimentos sobre capital pró-

prio no Brasil; c) a discussão sobre os condicionantes do mercado com relação a capitais próprios e de terceiros;

d) a análise da metodologia de cálculo da estrutura ótima de capital de uma empresa individual; e) a análise do

passivo exigível de empresas brasileiras (Celesc, Cemig, Elektro, Coelce, Escelsa, CNEE, CFLO; f) a análise da

prática em outros países e g) as conclusões.

21. Do ponto de vista conceitual esta remuneração é definida a partir do custo de capital da concessionária. Em

consequência, os termos "remuneração" e "custo de capital" serão utilizados indiferentemente. O contexto em-

pregado deixará claro cada caso.

23

O objetivo da Nota Técnica n 164/2006-SRE/ Aneel é apresentar a metodologia e os critérios

adotados pela Aneel para a determinação da remuneração das concessionárias de distribuição

de energia elétrica a ser aplicada no segundo ciclo de revisões tarifárias. No primeiro ciclo de

revisão tarifária, a Aneel estabeleceu, mediante Nota Técnica n 122, em seu anexo I, o crité-

rio metodológico para determinação da remuneração de capital próprio e de terceiros, a ser

utilizada no cálculo do WACC das concessionárias de energia elétrica do Brasil.

De fato, a melhor prática regulatória reconhece que o regulador deve ser bastante cuidadoso

no tratamento do custo de capital no âmbito das revisões tarifárias das concessionárias. Este

cuidado manifesta-se, primeiro, na escolha do modelo para a estimativa do custo médio pon-

derado de capital, e segundo, na escolha dos valores para as variáveis do modelo.

Segundo a Aneel, a "remuneração do capital constitui um elemento fundamental para o fun-

cionamento da indústria regulada, pois é o sinal econômico que orienta, mediante os incenti-

vos que gera, a direção do investimento produtivo. Logo, a determinação da mencionada taxa

pela Aneel é de suma importância, uma vez que erros na sua determinação podem prejudicar

a atração dos investimentos ou a estabilidade do ambiente de negócios, levando o investidor

a se posicionar abaixo do nível requerido de investimentos, com o consequente impacto na

qualidade do serviço. De maneira inversa, se a taxa resultasse em valores elevados, o negó-

cio regulado ganharia uma taxa superior à de mercado, gerando uma distorção de preços

com encargos adicionais aos consumidores, o que fere o conceito de serviço adequado esta-

belecido no §1 do art. 6 da Lei n 8987/95."

A Resolução Normativa n 234, de 31/10/06, estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias

aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de revisão tarifária

periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica. As respostas e comentários

apresentadas na Audiência Pública n 08/2006 contribuíram para o aperfeiçoamento desta

Resolução e foram consolidadas na Nota Técnica n 262/SRE/SFF/SRD/SRC/SFE/ANEEL,

de 19/10/06.


nição do custo médio ponderado de capital para o segundo ciclo tarifário, foi apresentado na

Nota Técnica n 068/2007-SRE/ANEEL, de 21/03/07.

A Resolução Normativa n 259, de 27/03/07, alterou o art. 1 da Resolução Normativa n 246,

de 21/12/06, que estabeleceu a estrutura ótima de capital e o custo de capital a serem utiliza-

dos no segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de distribuição. Por

fim, a Resolução Normativa n 338, de 25/11/08, alterou a Resolução Normativa n 234, de

31/10/06. Em resumo, a taxa de retorno adequada para serviços de distribuição de energia

elétrica no Brasil é dada pelo WACC, conforme a seguinte expressão:

24

(1 )WACC p D

E Dr r r T

E D E D

onde rWACC é o custo médio ponderado de capital, rE é o custo de capital próprio, rD é o custo

de capital de terceiros, T é alíquota de impostos, E é o valor do capital próprio e D é o valor

do capital de terceiros.

A atual proposta da Aneel para a estimativa do custo de capital próprio aprimora aquela apre-

sentada na Nota Técnica n 097/01. Em particular, ela ajusta a definição do risco Brasil e do

beta e introduz o risco cambial e regulatório, além de ressaltar a preocupação com o intervalo

de tempo utilizado na estimativa das variáveis do modelo.22

A metodologia proposta sugere a adoção de um CAPM EUA, ou seja, todas as variáveis são

estimadas para aquele mercado. As razões levantadas são as seguintes: 1) o mercado acionário

brasileiro apresenta baixa liquidez e grande variabilidade dos negócios; 2) não existe uma taxa

de risco zero adequada para a estimativa do modelo no Brasil e 3) diversos estudos sobre o

CAPM no Brasil concluíram pela baixa aderência deste modelo ao mercado de capitais brasi-

leiro. Por fim, a proposta também assume que "não existem controvérsias sobre os componen-

tes associados à taxa de retorno livre de risco e à taxa de retorno de mercado."

O custo de capital próprio nominal é dado pela soma da taxa livre de risco (rf), do prêmio de

risco do negócio e financeiro (rm - rf), do prêmio de risco Brasil (rB), do prêmio de risco cam-

bial (rx) e do prêmio de risco regulatório (rR), isto é,

re = rf + β(rm - rf) + rB + rx + rR

Para a taxa livre de risco, utiliza-se o rendimento do bônus do governo dos EUA com venci-

mento de dez anos que tem uma duration de aproximadamente oito anos.

O beta reflete o risco do negócio e o risco financeiro. O risco do negócio é definido como o

grau de incerteza em relação à projeção do retorno sobre o ativo total inerente ao negócio, que

não pode ser eliminado por diversificação. O risco financeiro é o risco adicional devido ao

uso de capital de terceiros no financiamento do projeto.

O cálculo do beta envolve os seguintes passos: 1) cálculo do Beta alavancado para a amostra

de empresas (predominantemente) de distribuição de energia elétrica dos EUA; 2) desalavan-

cagem dos betas obtidos para cada empresa, utilizando-se o grau de alavancagem específico

de cada empresa e alíquota de 40% de imposto de renda dos EUA, obtendo-se o beta associa-

do ao risco do negócio; 3) cálculo da média dos betas desalavancados ponderada pela partici-

22. Sempre que possível, deve ser o mesmo.

25

pação dos ativos das empresas no total de ativos da amostra, cujo resultado chamar-se-á de

beta desalavancado do setor e 4) realavancagem do beta desalavancado do setor, usando-se a

estrutura de capital estabelecida sob o enfoque regulatório e a alíquota de 34% de impostos.

O prêmio de risco do mercado é definido pela diferença da média aritmética do retorno diário

do S&P 500 e da taxa livre de risco (rm - rf). O produto do beta realavancado pelo prêmio de

risco de mercado dos EUA, (rm - rf) dá o risco do negócio e financeiro. O prêmio de risco do

negócio e financeiro é calculado através de uma regressão simples, pelo método de mínimos

quadrados ordinários, do modelo CAPM tradicional.

Segundo a Aneel "o risco país deve captar todas as barreiras à integração dos mercados

financeiros: custos de transação, custos de informação, controle de capitais, leis sobre tribu-

tação que discriminam por país de residência e o risco de futuros controles cambiais. O risco

de moratória ou de default será separado do risco país porque o que é relevante para o in-

vestidor é o risco de default da empresa para quem ele emprestou, e não o risco de default do

país onde a empresa se localiza."

A proposta é que o prêmio de risco país seja calculado da seguinte maneira: define-se o prê-

mio de risco soberano, rs, como sendo a diferença entre o rendimento em dólar no mercado

secundário dos títulos públicos emitidos e negociados no exterior e o rendimento de um título

de risco zero, de mesma maturidade e duration. Deste resultado, retira-se o prêmio de risco de

crédito, que empresas dos EUA com a mesma classificação de risco que o Brasil pagam acima

do bônus do tesouro americano para obter-se o risco Brasil, ou seja,

B

B s cr r r

Para o cálculo do prêmio de risco soberano, utiliza-se a média da série histórica diária do ín-

dice Emerging Markets Bonds Index relativo ao Brasil (EMBI+ Brasil).23

Segundo o regulador "o risco cambial é o risco de que, no momento de fazer as movimenta-

ções financeiras que envolvem troca de moeda, a taxa de câmbio não reflita uma situação de

equilíbrio, como a condição de paridade coberta de juros". O prêmio de risco cambial é cal-

23. Em 1992, o JP Morgan criou um benchmark para medir o desempenho diário dos títulos da dívida dos

países emergentes. A referência foi batizada Emerging Markets Bond Index - EMBI (Índice de Títulos da Dívida

de Mercados Emergentes). O EMBI mostra a diferença do retorno médio diário dos preços desses papéis em

comparação ao retorno de títulos semelhantes do Tesouro dos Estados Unidos. Quanto maior essa diferença,

mais aguda é a percepção de risco dos investidores em relação a determinado tipo de papel. A fórmula criada

pelo JP Morgan limita-se a calcular a diferença - e sua variação de um dia para o outro. Em 1994, o índice

EMBI, que chegou a reunir papéis de 11 países, foi descontinuado e cedeu lugar para uma referência mais ampla,

o EMBI+, que incluiu alguns emergentes da Ásia. Também se calcula, em separado, a oscilação diária do prego

dos títulos de cada país participante. No caso brasileiro, trata-se do EMBI+ Brasil.

26

culado seguindo a metodologia de Wolf (1997, 2000) que aplica o filtro de Kalman sobre a

diferença entre a taxa de câmbio de um contrato futuro de um mês no primeiro dia útil de seu

lançamento e a taxa de câmbio a vista prevalecente na data de vencimento do contrato futuro.

O resultado, representado por rx, é fruto da aplicação do filtro de Kalman a Ft - Et+1, onde Ft é

a taxa de câmbio do contrato de câmbio futuro de um mês e Et+1 é a Ptax na data de venci-

mento do contrato de câmbio futuro.

O regulador reconhece que "o prêmio de risco regulatório é uma questão difícil. A rigor, o

risco regulatório dos EUA já esta refletido no beta daquele mercado. Portanto, o que resta a

determinar como prêmio de risco regulatório é o prêmio de risco regulatório adicional que o

Brasil representa para as empresas. Existem duas fontes de risco regulatório adicional brasi-

leiro: a) a regulação por preço-teto (price cap) e seus derivados, supostamente mais arrisca-

da que a regulação por taxa de retorno, que é utilizada nos EUA; e b) a maior incerteza so-

bre o ambiente regulatório brasileiro vis-a-vis o dos EUA".

O prêmio de risco regulatório, rR, é calculado a partir da diferença entre o beta desalavancado

das distribuidoras de energia da Inglaterra e o beta desalavancado médio das distribuidoras

dos EUA. Esta diferença é multiplicada pelo prêmio de risco de mercado dos EUA, ou seja,

( )( )R uk u M fr r r

A premissa da Aneel é que "como a Inglaterra utiliza-se da regulação por price cap, e como

trata-se de economia com baixo risco, assim como a dos EUA, a diferença de beta deve refle-

tir a diferença de risco regulatório". Adicionalmente, supõe-se que o risco regulatório inglês

é semelhante ao risco regulatório brasileiro.

No caso do custo de capital de terceiros a nova metodologia tem por objetivos "reduzir a sen-

sibilidade do custo de capital de terceiros à hipótese da composição das fontes de financia-

mento; lidar com a escassez de títulos de dívidas de empresas do setor de distribuição de e-

nergia elétrica de longo prazo com prazo compatível com a duration do período de conces-

são;24 evitar a redução de incentivos à captação mais eficiente de recursos de terceiros ao

tornar os custos de capital de terceiros dependente da taxa de captação; e manter a atrativi-

dade do investidor internacional".

Neste contexto, o custo de capital de terceiros é a soma da taxa livre de risco com o prêmio de

risco das distribuidoras de energia elétrica do Brasil, o prêmio de risco Brasil e o prêmio de

risco cambial, isto é:25

24. A duration é uma medida da elasticidade preço em relação à taxa de juros. Seja B o preço de um título e r o

seu yield. Então, a duration é dada por d = (dB/B)/(dr/r). Usualmente é calculada utilizando-se a formulação de

Macaulay (1938).

25. Segundo o estudo do regulador, esta formulação atende a todos os quatro objetivos mencionados.

27

E

D f C B Xr r r r r


nição da Estrutura Ótima de Capital estão disponibilizados na Nota Técnica n 068/2007-

SRE/ANEEL, de 21/03/07. Em resumo, a determinação da estrutura ótima de capital baseia-se

em dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica dos países que utilizam o

regime regulatório de preços máximos: Argentina, Chile, Brasil, Austrália e Grã-Bretanha. A

partir da análise do comportamento da relação capital de terceiros/capital total (D/V) dessas

empresas, é obtida a estrutura ótima de capital para as concessionárias brasileiras de distribui-

ção de energia elétrica.

Para o capital de terceiros, o regulador considerou o valor contábil do passivo total, enquanto

que para o capital próprio utiliza-se o valor contábil do patrimônio líquido. Consequentemen-

te, o capital total da empresa é dado pela soma do capital próprio e de terceiros. Para aplica-

ção da metodologia, agrupam-se os cinco países em três grupos: i) grupo 1: formado por Ar-

gentina e Chile (países em desenvolvimento); ii) grupo 2: formado por Austrália e a Grã-

Bretanha (países com alto grau de desenvolvimento) e iii) grupo 3: contendo empresas brasi-

leiras.

Após a formação dos três grupos, determina-se uma faixa de valores da relação D/V para cada

país a partir da observação empírica das empresas nos respectivos países. Em seguida, forma-

se uma faixa de valores da relação D/V para cada grupo.

De posse da faixa de valores regulatória, o regulador opta por uma meta pontual para a parti-

cipação de dívida no capital total, de forma a obter um valor específico a ser utilizado na de-

terminação da taxa de remuneração das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

Por fim, a Aneel entende que, na medida em que as tarifas são reajustadas por um índice de

inflação (o IGP-M), o custo de capital deve ser expresso em termos reais. Sendo assim, deve-

se descontar a taxa de inflação média anual dos EUA para se apurar a taxa de remuneração

das concessionárias de energia elétrica do Brasil, de acordo com a expressão a seguir:

11

1

Nr WACC

WACC

onde WACCr é o custo médio ponderado de capital (real), WACC

N é o custo médio ponderado

de capital (nominal) e π é a taxa de inflação média anual dos EUA.

28

A tabela abaixo resume os resultados da metodologia utilizada em cada um dos ciclos tarifá-

rios.26

A estimativa do custo de capital próprio e de terceiros é apresentada a seguir.

26. A diferença entre os valores desta tabela e aqueles apresentados nas Notas Técnicas do regulador são devi-

das a erros de arredondamento e/ou truncamento.

Elétrico

(%)

1 Ciclo 2 Ciclo








29

Por fim, o beta e o grau de alavancagem são indicados abaixo.27

27. Seja D/(D+E) = x; então, D/E = x/(1-x).

Custo do capital próprio

(%)

2004 2009

Taxa livre de risco 6,01 5,32

Beta ajustado 0,264 0,557

Ajuste do beta (regime regulatório) 0,218

Beta final 0,264 0,775

Prêmio de risco de mercado 7,76 6,09

Prêmio de risco Brasil 4,08 4,91

Prêmio de risco cambial 2,00 1,78

Risco regulatório 3,33


Custo do capital de terceiros

(%)

2004 2009



Prêmio de risco cambial 2,00 1,78

Prêmio de risco corporativo 3,67 2,96

Custo de capital de terceiros nominal antes dos impostos 15,76 14,97

Custo de capital de terceiros nominal após impostos 10,40 9,88

Beta

2004 2009

Beta desalavancado 0,159 0,296

Beta alavancado 0,264 0,557

Alavancagem

2004 2009

D/(D+E) 0,50 0,57

E/(D+E) 0,50 0,43

D/E 1,00 1,33

30

4.2 Setor de Transmissão de Energia Elétrica

As manifestações recebidas no âmbito da Audiência Pública n 007/2006, contribuíram para o

aperfeiçoamento deste ato regulamentar, cujos resultados estão consolidados na Nota Técnica

n 235/2006-SRE/ANEEL, de 30/08/06.

A Resolução Normativa n 230, de 12/09/06 estabeleceu os conceitos gerais e a metodologia

aplicável à Revisão Tarifária Periódica dos contratos de concessão para prestação do serviço

público de transmissão de energia elétrica outorgados mediante licitação, na modalidade de

leilão público.

Conforme disposto na Resolução (e detalhado na Nota Técnica n 235/06) para o cálculo da

taxa de retorno, adota-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital. Esse enfoque

busca proporcionar aos investidores um retorno igual ao que seria obtido sobre outros inves-

timentos com características de risco comparáveis. Assim, o WACC procura refletir o custo

médio das diferentes alternativas de financiamento (capital próprio e de terceiros) disponíveis

para o empreendimento. O modelo tradicional do WACC é expresso pela seguinte fórmula:

(1 )P D

P DWACC r r T

P D P D

onde WACC é o custo médio ponderado de capital, rP é o custo de capital de próprio, rD é o

custo de capital de terceiros, T é alíquota de impostos, P é o valor do capital próprio e D é o

valor do capital de terceiros.

Como as tarifas são reajustadas por um índice de inflação, interessa ter o custo de capital ex-

presso em termos reais. Para deflacionar o custo de capital, desconta-se a taxa de inflação

média anual dos EUA, de acordo com a fórmula adotada na caso do setor de distribuição.

31

5. Custo de Capital: Setor de Distribuição de Gás Natural

Em termos gerais, a metodologia adotada pelo regulador para a determinação da estrutura de

de capital, do custo de capital próprio e de terceiros para remunerar a atividade de distribuição

de gás natural no Estado de São Paulo, encontra referência na prática internacional. No entan-

to, uma análise detalhada mostra que a agência desconsiderou elementos importantes em sua

proposta, que acabam por comprometer os resultados encontrados.

O objetivo desta seção é resumir a metodologia adotada na revisão tarifária em 2004 e aquela

proposta para 2009.

5.1 Primeiro Ciclo Tarifário

A metodologia para a estimativa do custo de capital e da estrutura de capital da Comgás fo-

ram apresentadas pela CSPE em duas Notas Técnicas, resumidas a seguir.

Nota Técnica n 1


CSPE, do Estado de São Paulo, trata da Metodologia para Revisão Tarifária das Concessioná-

rias de Gás Canalizado.28 O item 3.3 desta Nota Técnica aborda o custo e estrutura de capital.

O Anexo III detalha a metodologia para o custo de capital.

Os conceitos fundamentais são o Weighted Average Capital of Cost (WACC) e o Capital As-

set Pricing Model (CAPM). O custo médio ponderado de capital é determinado a partir de

uma estrutura apropriada de capital, ou seja, a relação entre as participações de capital próprio

da concessionária e o capital de terceiros (dívida), que minimiza o valor desse custo médio

real do capital. Os dois componentes da estrutura (capital próprio e capital de terceiros) são

considerados em termos reais e em moeda local, e após os impostos sobre a renda. Além dis-

so, a determinação leva em consideração outros aspectos, tais como diferenças no valor do

custo de capital pelo efeito do tamanho da empresa.29

A fórmula para o cálculo do WACC nominal, após os impostos, proposta pela CSPE, é a se-

guinte:


29. A Nota Técnica reconhece que esse aspecto deve ser analisado em cada caso específico. Também pode ser

considerada a existência de condições particulares de endividamento com organismos governamentais, diferentes

das aplicadas no mercado financeiro privado.

32

WACC = wdkd (1 - t) + weke

onde kd é o custo da dívida, ke é o custo do capital próprio, wd = D/(D+E) é a participação da

dívida na estrutura de capital, sendo E o valor de livros do equity (patrimônio líquido) e D o

valor de livros da dívida financeira, we = (1- wd) e t é a alíquota do imposto de renda.30

Para determinar o valor do custo de capital real, após os impostos, a partir do WACC é neces-

sário calcular: a) custo do capital próprio (ke), b) custo do capital de terceiros (kd), c) estrutura

de capital apropriada (wd e we) e d) conversão do WACC nominal para o WACC real.

Conforme entendimento do regulador, ao adotar uma estrutura de capital (grau de endivida-

mento) predefinida, os riscos inerentes à gestão financeira do negócio regulado (distribuição

de gás canalizado) são alocados ao operador do serviço. Os usuários têm refletido, nas tarifas,

os efeitos dos parâmetros kd e we.

Custo do Capital Próprio (ke)

Para a estimativa deste custo o regulador propõe a utilização do Capital Asset Pricing Model

(CAPM), internacionalizado na sua versão modificada do Country Spread Model, incorporan-

do o risco de câmbio, tendo em conta que as tarifas do serviço regulado são fixadas em moeda

local.

Como observado nesta Nota Técnica, o CAPM é um dos modelos para o cálculo do custo do

capital próprio que tem maior difusão e aceitação no âmbito regulatório, permitindo a compa-

ração de empresas que operam na mesma indústria e desenvolvem atividades em condições de

risco similares. Em termos gerais, este modelo define uma taxa de retorno dada por uma taxa

livre de risco, mais uma medida do risco sistemático da atividade da empresa. Este risco cor-

responde à diferença entre a rentabilidade de uma carteira diversificada de investimentos e a

taxa livre de risco.

O regulador reconhece que, caso a atividade seja desenvolvida em uma economia emergente,

é necessário considerar risco adicionais inerentes à operação do serviço. A adição ao valor

básico do WACC desses riscos é denominada internacionalização do CAPM. Na proposta da

CSPE a fórmula para o CAPM internacionalizado é dada por:

30. Para simplificar, o regulador não considera o efeito do eventual pagamento de juros sobre o capital próprio,

permitido na legislação. De fato, a Lei n 9249/95, permite a possibilidade de as empresas passarem a remunerar,

através do pagamento de juros, como despesas dedutíveis para o cálculo do imposto de renda e da contribuição

social, o capital dos acionistas. A faculdade desse pagamento está prevista no art. 9, que dispõe que "a pessoa

jurídica poderá deduzir, para efeitos da apuração do lucro real, os juros pagos ou creditados individualizada-

mente a titular, sócios ou acionistas, a título de remuneração do capital próprio, calculados sobre as contas do

patrimônio líquido e limitados à variação, pro rata dia, da Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP."

33

ke = rf + e(rm - rf) + rp + rx + rt

onde ke é a taxa de retorno ou custo de oportunidade do capital próprio, rf é a taxa de retorno

de um ativo livre de risco, é o risco sistemático da indústria sob análise ou beta do capital

próprio, rm é a taxa de retorno de uma carteira diversificada ((rm - rf) é denominada prêmio de

mercado), rp é o adicional por risco local, denominado risco país (um risco que não depende

da indústria considerada), rx é o adicional por risco de câmbio (um risco independente da in-

dústria sob análise) e rt é o adicional por tamanho em empresas de patrimônio pequeno. Em

resumo, o ke é dado pela soma do risco zero mais quatro outros riscos. Cada um dos parâme-

tros necessários é determinado da seguinte maneira.

Para a taxa livre de risco em moeda dos EUA (rf), considera-se a média aritmética das médias

semanais do rendimento de um bônus do tesouro dos EUA com maturity (prazo nominal de

vencimento do bônus) a 10 anos (UST10 – constant maturity series) durante os últimos cinco

anos.

Para o beta (), consideram-se os betas estimados para mercado dos EUA. O regulador reco-

nhece o beta do ativo e o beta do patrimônio. O beta do ativo corresponde a valores não ajus-

tados pelo grau de alavancagem da empresa (betas desalavancados). O beta do patrimônio

corresponde ao beta ajustado pela alavancagem. O procedimento adotado determina inicial-

mente os betas desalavancados e, em seguida, calcula os betas alavancados considerando a

estrutura de capital proposta e o regime do imposto de renda existente no Brasil. Os betas

obtidos estão referidos ao mercado dos EUA, onde o modelo regulatório das empresas de gás

natural canalizado é diferente daquela adotado no Brasil.31 Finalmente, para aplicar o CAPM é

necessário calcular o beta ajustado pela alavancagem ótima (a mesma adotada na determinção

do WACC). Para estimar o beta do patrimônio, deve-se considerar a alíquota tributária sobre

os lucros do mercado utilizada para determinar os betas e o nível de endividamento médio das

empresas utilizadas como referência. O beta do patrimônio é dado por:

1 1 L U

Dt

E

onde L é o beta do patrimônio ou beta alavancado, U é o beta do ativo ou beta desalavanca-

do, D é o nível de endividamento, E é o patrimônio líquido e t é a alíquota tributária.32

O prêmio por risco (pm) é definido como o retorno adicional requerido por um investidor para

compensar o risco assumido por investir em um determinado ativo, em lugar de fazer esse

31. Para a CSPE esta é a principal limitação associada à estimativa com base em informações de mercados

estrangeiros.

32. Considera-se a alíquota normativa básica de 15%, a sobretaxa de 10% para ganho superior a R$ 240.000,00

e a contribuição social sobre o lucro líquido de 9%.

34

investimento em um ativo livre de risco. Ele é dado pela diferença entre o retorno esperado do

portfólio do mercado (rm) e a taxa livre de risco (rf), ou seja, pm = rm - rf.

Para o prêmio por risco país (rp), ou adicional por risco local, a Nota Técnica adota uma ver-

são modificada do Country Spread Model.33 Esse prêmio de risco é calculado como a diferen-

ça entre o prêmio de risco soberano do Brasil e o prêmio de risco de crédito do Brasil. O prê-

mio de risco soberano é o spread que um título de renda fixa do Governo brasileiro, denomi-

nado em dólares dos EUA, paga acima da taxa livre de risco dos EUA. Esse spread foi esti-

mado pela Fundação Universitária de Brasília - FUBRA a partir da série histórica diária do

Emerging Markets Bonds Index relativo ao Brasil (EMBI + Brasil), calculado pelo JP Morgan,

entre abril de 1994 e agosto de 2002. O prêmio de risco de crédito Brasil é determinado como

o spread sobre a taxa livre de risco que pagam os bônus emitidos por empresas dos EUA com

a mesma classificação de risco que o Brasil (B1). Com essa finalidade foram selecionadas as

empresas, com classificação de risco B1, e com liquidez desde 1994. Calculando a média dos

spreads dessas empresas, ao longo da série, foi obtido o valor do risco país.

Para o adicional por risco de câmbio (rx) a Nota Técnica propõe uma adaptação da metodolo-

gia desenvolvida por Wolff (1987, 2000) que consiste em: 1) definir o prêmio de risco cambi-

al como a diferença entre o spread do câmbio no mercado futuro e a desvalorização verificada

ex-post, 2) observar que essa diferença é igual ao risco cambial mais um fator aleatório não

correlacionado, denominado white noise; e 3) aplicar um filtro de Kalman para eliminar esse

ruído. Como observado na Nota, a alternativa de se obter o risco de câmbio mediante a análise

do spread entre bônus soberanos nomeados em dólares dos EUA e em reais (R$) não é consi-

derada razoável, já que o mercado de dívida soberana não é líquido ou simplesmente não exis-

te para prazos médios e longos.

Custo de Capital de Terceiros

A Nota Ténica observa que o custo marginal de endividamento representa a taxa com que a

empresa pode captar recursos para o grau de alavancagem considerado na definição da estru-

tura de capital.34 Diferentemente do custo do capital próprio, o custo da dívida pode ser obtido

nos mercados financeiros, seja em forma direta ou indireta.

O nível de desenvolvimento dos mercados é fundamental na precisão e validade desta estima-

tiva. Como reconhecido pela agência reguladora o mercado de dívida corporativo das empre-

sas de gás canalizado do Brasil é muito incipiente e não permite obter com precisão séries de

33. Essa versão foi elaborada pela Fundação Universitária de Brasília (FUBRA) no âmbito do processo de

revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

34. O regulador observa que, do ponto de vista regulatório, não é apropriado levar em consideração apenas o

custo real de endividamento das empresas e o grau de alavancagem resultante da gestão das mesmas. O custo da

dívida é o retorno específico que os credores da empresa almejam ao emprestarem à ela.

35

rendimentos que possam ser utilizadas como benchmark. É necessário, então, utilizar um pro-

cedimento alternativo. A CSPE entende que a opção mais adequada é o CAPM de dívida, que

é consistente com o modelo geral do CAPM utilizado para o cálculo do custo do capital pró-

prio. Nesta abordagem, o custo marginal de endividamento (kd) nominal antes dos impostos é

determinado a partir da seguinte equação:

kd = rf + rp + rx + rt + ss

onde rf é a taxa livre de risco para a maturity da dívida que seja considerada, rp é o adicional

por risco país, rx é o risco de câmbio, rt é o adicional por risco tamanho, se aplicável, e ss é o

spread adicional em função da qualificação de crédito que possa obter o negócio.35

A CSPE reconhece que o período a ser considerado na estimativa deve ser consistente com o

nível de endividamento apropriado definido por ela. Em geral, dívidas a prazos maiores estão

vinculadas com maturities de prazos mais longos e taxas mais elevadas. Existem equilíbrios

que são difíceis de determinar de forma precisa. Por esses motivos, a tendência predominante

consiste em utilizar, para o instrumento de dívida livre de risco, o mesmo valor da duration (e,

por consequência, a mesma maturity) que o utilizado no cálculo do CAPM.

Estrutura de Capital

Para a determinação do nível de endividamento foi feita uma análise de benchmark regional

(Brasil e América Latina) e internacional, referido a empresas de distribuição de gás canaliza-

do.

A partir dessas informações foi definida uma banda, ou intervalo de valores aceitáveis, para a

estrutura de capital no âmbito do processo da revisão tarifária. Conforme o estabelecido no

contrato de concessão compara-se o nível de endividamento, no ano imediatamente anterior à

data da revisão, com o intervalo definido como razoável. Se o valor declarado pela distribui-

dora pertence ao intervalo, é considerado como a estrutura de capital apropriada. Caso contrá-

rio, adota-se o extremo do intervalo de razoabilidade mais próximo, ao valor declarado, como

a estrutura de capital apropriada.

A análise do regulador considera o grau de alavancagem resultante da avaliação do patrimô-

nio, segundo os registros contábeis da empresa (valor de livros), e não o valor de mercado.

Estimativa do Custo Nominal e Conversão em Termos Reais

A partir das determinações dos parâmetros ke, kd e wd é calculado o valor do custo de capital

35. Os quatro primeiros termos desta equação também estão presentes na determinação do custo do capital

próprio.

36

nominal após os impostos. No entanto, deve ser considerada uma taxa real após os impostos,

já que o contrato de concessão do serviço de distribuição de gás canalizado contempla a inde-

xação tarifária.

O procedimento proposto pela CSPE para a conversão do WACC nominal para real é o se-

guinte:

11

1

Nr WACC

WACC

onde WACCr é o custo médio ponderado de capital (real), WACC

N é o custo médio ponderado

de capital (nominal) e π é a taxa de inflação média anual dos EUA.

Para esta conversão é necessário estimar a inflação futura com a qual são descontados os ins-

trumentos financeiros considerados. Essa inflação varia segundo a maturity do instrumento.

Para obter a taxa de inflação que desconta os bônus do tesouro dos EUA a 10 anos, utiliza-se

o spread entre os rendimentos do bônus indexado por inflação a 10 anos (TIPS10, Treasury

Inflation Protection Securities) e o rendimento do UST10.36

Nota Técnica n 2


CSPE, do Estado de São Paulo, trata da Determinação do Custo de Capital para a Companhia

de Gás de São Paulo - Comgás.37

Esta Nota Técnica reafirma a metodologia apresenta na NT1 e apresenta os resultados para a

estimativa do WACC da Comgás. A Nota segue a mesma sequência da anterior apurando o

custo médio ponderado de capital a partir dos valores para: kd é o custo da dívida, ke é o custo

do capital próprio, wd = D/(D+E) é a participação da dívida na estrutura do capital, we = (1 -

wd) e t é a alíquota do imposto de renda.

5.2 Segundo Ciclo Tarifário

A Nota Técnica n RTC/01/2009, de janeiro de 2009, da Agência Reguladora de Saneamento

e Energia do Estado de São Paulo - Arsesp, trata da Determinação do Custo Médio Ponderado

de Capital para a Companhia de Gás de São Paulo - Comgás.

36. O risco cambial, devido ao procedimento utilizado para sua estimativa, é expresso nominalmente em ter-

mos da inflação externa e, portanto, não é necessário descontar a inflação local nesse componente.


37

Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar a metodologia para determinação do custo mé-

dio ponderado de capital a ser aplicado no cálculo das tarifas da Comgás, conforme estabele-

cido no contrato de concessão n CSPE/01/99, de 31/05/99. A análise a seguir mostra que ela

preserva os fundamentos adotados na primeira revisão tarifária periódica da empresa, com

algumas exceções.

Para a agência reguladora "uma das premissas fundamentais de um marco regulatório que

seja sustentável no tempo é a suficiência financeira do setor. Para isso é preciso prover aos

operadores do sistema de uma rentabilidade que guarde relação com os custos econômicos

que um investidor tem e que seja similar a outras atividades de risco comparável. Com rela-

ção ao custo de capital, o regime econômico sob o qual opera a atividade de distribuição de

gás natural promove, para as empresas que prestam serviços regulados, um retorno razoável

sobre o capital investido relacionado ao risco que assumam em suas atividades."

A Arsesp reconhece que a melhor prática regulatória internacional para determinar o custo de

capital adota metodologias padronizadas, que "promovem a transparência e oferecem maior

certeza sobre quais são os elementos determinantes na taxa de retorno reconhecida." Entre as

metodologias consagrados, a que tem maior consenso é o WACC/CAPM. Assim, nesta Nota

Técnica calcula-se cada um dos parâmetros dessa metodologia.

Em resumo, custo médio ponderado de capital é determinado pelo custo esperado de capital

próprio e o custo esperado de endividamento, utilizando uma estrutura ótima de capital, como

segue:

rWACC = (1 - wD)rE + wD rD (1 - T)

onde rWACC é o custo médio ponderado do capital, rE é o custo de capital próprio (equity), rD é

o custo de capital de terceiros antes dos impostos, wd = D/(D+P), sendo P e D os montantes de

capital próprio e de terceiros, respectivamente, e T é taxa de impostos.

Custo do Capital Próprio

O custo esperado de capital próprio é dado pelo Capital Asset Pricing Model (CAPM), na

versão modificada do Country Spread Model, incorporando o risco país e o risco de câmbio.

A adição ao valor básico do WACC do risco país é denominada "internacionalização" do mé-

todo CAPM. Assim, o retorno é dado por:

rE = rf + βE (rm - rf) + rp + rs

onde rE é o custo de oportunidade do capital próprio, βE é o risco sistemático da indústria sob

análise, rf é a taxa de retorno de um ativo livre de risco, rm é a taxa de retorno de uma carteira

diversificada, rp é o prêmio adicional por risco país e rs é o prêmio adicional por risco do ta-

manho da empresa.

38

O prêmio adicional por risco do tamanho da empresa não se aplica para a estimação do custo

de capital da Comgás, em função do porte da empresa.

Para a taxa livre de risco considerou-se o rendimento dos bônus do Tesouro dos EUA a 10

anos. A escolha deste instrumento de dívida baseia-se na consideração de que o critério de

duration é o apropriado para comparar o fluxo de fundos de uma empresa distribuidora de gás

canalizado. Desse modo, o instrumento de dívida representativo é um bônus a 10 anos. Nesta

Nota Técnica estimou-se a taxa livre de risco como a média aritmética das médias mensais

para o período janeiro de 2004 a dezembro de 2008.

Para o cálculo do risco país, o regulador reconhece que, ao estimar o custo do capital em um

país emergente, é necessário aplicar um adicional por risco local. A estimativa deste risco não

é trivial e o regulador reconhece dois modelos para a sua estimativa: 1) spread por risco país e

2) EMBI+ Brasil. Para ele, como não existem em circulação bônus brasileiros nominados em

dólares que sejam o suficientemente líquidos, escolheu-se o indicador EMBI+ Brasil, toman-

do como referência a média da série histórica diária desse índice para o período de janeiro de

2004 a dezembro de 2008.38 Além disso, ele entende que este valor é um máximo: "[...] não

todo o risco soberano deve ser assimilado ao risco por investir em uma indústria de serviço

público em um país emergente. Para isso é preciso diferenciar o risco país do risco soberano.

O risco soberano é uma avaliação sobre a capacidade e a disposição de um governo para

honrar os seus compromissos de dívida. O risco país refere-se ao risco de fazer negócios em

um país." Uma opção é deduzir do risco soberano aquela parcela de risco já incluída no risco

de crédito do setor. Assim, o prêmio de risco país é definido então como a diferença entre o

prêmio de risco soberano (spread que um título de renda fixa do governo brasileiro em dóla-

res paga sobre a taxa livre de risco dos EUA) e a taxa livre de risco que estão pagando os bô-

nus emitidos por empresas dos EUA, com mesma classificação de risco que o Brasil:

B

p s cr r r

onde, rp é o prêmio de risco país, rs é o prêmio de risco soberano e B

cr é o prêmio de risco Bra-

sil.

Esta equação foi usada pela CSPE na revisão tarifária Comgás e pela Aneel na revisão perió-

dica das concessionárias de distribuição de energia elétrica. Para a Arsesp "é importante ter

em conta que nessas revisões tarifárias o contexto do risco Brasil era bem diferente, uma vez

que o país não tinha o grau de investimento (investment grade). Desde que o Brasil alcançou

o grau de investimento, considera-se que o ajuste do CAPM deve ser feito pela totalidade do

risco país representado pelo EMBI+ Brasil."

38. Em abril de 2008 a classificação de risco da dívida soberana do Brasil atingiu o grau de Investment Grade

segundo a agência Standard & Poor´s.

39

Para a estimativa do prêmio de risco, o regulador reconhece que é preciso definir: 1) se a es-

timativa será feita a partir de dados históricos ou projetados, 2) qual o período de referência a

ser utilizado e 3) o uso da média aritmética ou geométrica. A opção adotada considera uma

estimativa a partir de dados históricos. Além disso, ele entende que existe consenso no uso de

um período suficientemente longo de forma a eliminar efeitos do ciclo econômico como, por

exemplo: 1) 1926-2008, 2) 1946-2008 e 3) 1976-2008.39 Sua escolha foi pelo período longo,

com base em informações coletadas pelo Ibboteson e Damodaran. Por fim, a Arsesp optou

pelo uso da média aritmética por entender que ela é um estimador não viesado do parâmetro.

Para a determinação do beta (β) usou-se dados do mercado dos EUA. Como na revisão tarifá-

ria anterior, o regulador diferencia o beta do ativo e o beta do patrimônio. A relação entre eles

é dada, novamente, pela equação de Hamada. Esta equação permite separar o risco do negó-

cio, representado pelo beta desalavancado (βU) do beta alavancado (βL), que contém o risco

financeiro da própria estrutura de capital do setor. O βL cresce em forma linear com a estrutu-

ra da dívida. Na determinação do parâmetro do beta desalavancado se utiliza, geralmente,

informação de Ibbotson para o código CIIU 4924. Do total de empresas que compõem o

CIUU 4924, faz-se uma seleção de empresas cujo core business é a distribuição de gás.

No entanto, o regulador reconhece que "estes valores do beta são estimados tomando como

referência o mercado dos EUA, onde a regulação está baseada no enfoque tipo cost plus,

enquanto em São Paulo o marco regulatório estabelece um sistema de incentivos através da

fixação de uma margem máxima tipo price cap. É sabido que a regulação tipo price cap im-

plica em risco maior que a regulação tipo cost plus, diferença que se reflete nos parâmetros

beta. Para estimar este risco se incorpora ao cálculo do risco sistemático um suplemento por

risco regulatório. Com relação ao risco regulatório é importante ter em conta um aspecto

central na teoria do CAPM: só são admitidos aqueles fatores que co-variam com o risco sis-

temático, ou seja, o risco regulatório deve ser admitido no cálculo do custo de capital quando

as ações do regulador introduzem um risco sistemático ao investidor. Toda ação do regula-

dor que possa ser diversificada não entra na categoria de risco regulatório." Assim, ele aca-

ba por adotar a proposa da Ofgem para a revisão tarifária do ciclo 2005-2010, ajustando-o ao

grau de alavancagem definido para a Comgás e à alíquota tributária vigente no Brasil.

Por fim, ao contrário da metodologia adotada na primeira revisão tarifária da Comgás, agora o

regulador abandona a adição do risco cambial por três motivos: 1) a adoção da totalidade do

risco país torna desnecessária a inclusão de um acréscimo por risco cambial; 2) o reajuste

anual da tarifas da empresa estabelece como indexador o Índice Geral de Preços do Mercado

(IGP-M). Este Índice é formado pelo Índice de Preços por Atacado (IPA), o Índice de Preços

ao Consumidor (IPC) e o Índice Nacional de Custo de Construção (INCC).40 O ajuste por tipo

de câmbio está incluído parcialmente no IPA e, em menor medida, no IPC. Ou seja, as varia-

39. O período mais longo, 1926-2008, foi o adotado pela Aneel e a Ofgem.

40. Os pesos são 60%, 30% e 10%, respectivamente.

40

ções do tipo de câmbio são consideradas no reajuste tarifário e, portanto, não devem ser inclu-

ídas na determinação do WACC e 3) a dívida da empresa está em quase a sua totalidade nomi-

nada em Reais.

Custo de Capital de Terceiros

O custo da dívida é calculado através da metodologia de CAPM. Deste modo o custo margi-

nal de endividamento (CME) para um país emergente é dado por:

CME = rf + rp + ss

onde rf é a taxa livre de risco, rp é o prêmio de risco país e ss é o spread adicional em função

da qualificação do negócio. Este spread foi obtido considerando-se a média dos spreads esti-

mados pela Reuters com uma maturidade de 10 anos, e uma qualificação BB-.

Estrutura de Capital

O regulador entende que "a literatura financeira não provê um guia quantitativo sobre qual

deve ser o nível de dívida ótimo, o qual depende da atividade de cada empresa." Assim, para

fins desta revisão adotou-se um benchmarking regional e nacional, a partir de experiências

sob sistemas de preço teto (price cap), que considerou: 1) distribuidoras de energia elétrica do

Estado de São Paulo, 2) empresas distribuidoras de energia elétrica consideradas na recente

revisão tarifária da Aneel, 3) Grã-Bretanha, 4) Colômbia, 5) Panamá e 6) El Salvador. Além

disso, o valor intervalo de valor obtido foi comparado com a evolução da estrutura de capital

efetiva da Comgás entre 2001-2007.

Estimativa do Custo Nominal e Conversão em Termos Reais

Uma vez obtido o custo nominal é preciso convertê-lo em termos reais. O procedimento pro-

posto pela agênca para a conversão do WACC nominal para real é o mesmo utilizado na revi-

são tarifária anterior:

11

1

Nr WACC

WACC

Para a projeção de π o regulador considerou a situação da atual crise internacional e adotou a

projeção do FMI para a inflação dos EUA.

41

5.3 Resultados Para o Primeiro e o Segundo Ciclo Tarifário

A tabela a seguir resume as características das variáveis utilizadas em cada um dos ciclos.41

Primeira revisão Segunda revisão

Taxa livre de risco Rendimento do UST10; média aritmética

para o período 06/98-06/03 da média

semanal

Rendimento do UST10; média aritmética

para o período 01/04-12/08 da média

mensal

Risco país Diferença entre o prêmio de risco sobera-

no do Brasil (EMBI+ Brasil) e o prêmio

de risco de crédito do Brasil segundo a

estimativa feita pela Aneel no âmbito da

revisão tarifária do setor de distribuição de

energia elétrica

Prêmio de risco soberano do Brasil

(EMBI+ Brasil); média aritmética diária

para o período 01/04-12/08

Risco cambial Aplicação do filtro de Kalman à série

(últimos 36 meses) das diferenças do

logaritmo de cotação do contrato futuro a

um mês no início do mês e o logaritmo do

tipo de câmbio vendedor (Ptax) do dia

anterior ao vencimento do contrato

Não considera

Beta desalavancado Estimado a partir de uma amostra de em-

presas dos EUA pertencentes ao CIIU

4924 utilizando um horizonte de cinco

anos e o método de full infomation betas

com ajuste Vasicek e atraso, segundo

Ibbotson

Estimado a partir de uma amostra de em-

presas dos EUA pertencentes ao CIIU

4924

Ajuste por regulação Utilizado como benchmark o valor pro-

posto pelo Ofgem na última revisão da

Transco com relação ao obtido para os

EUA

Utilizado como benchmark o valor pro-

posto pelo Ofgem para a revisão do perío-

do 200-2010 em relação ao obtido para os

EUA

Beta desalavancado

total

Resultado componentes Resultado componentes

Beta ajustado por

alavancagem

Equação de Hamada utilizando alíquota

estatutária e alavancagem de 40%

Equação de Hamada utilizando alíquota

estatutária e alavancagem de 45%

Prêmio de risco Estimado sobre o mercado dos EUA como

spread entre o rendimento do UST10 e o

rendimento do S&P500 para o período

entre 1926 e 2000 (75 anos)

Média aritmética do prêmio estimado para

o S&P500 pelo Ibbotson (1926-2006) e

Damodaram (1928-2007)

Prêmio por tamanho Não se aplica Não se aplica

Adicional por risco

corporativo

Diferença entre o spread sobre a taxa livre

de risco requerido nos EUA para papéis

comerciais de classificação creditícia

(ba2/BBB-) e maturity de aproximada-

mente 10 anos e valor reconhecido como

risco país

Média dos spreads estimados pela Reuters

com uma maturidade de 10 anos e qualifi-

cação BB-

Inflação em USD Spread dos rendimentos dos bônus do Estimativa do FMI no World Economic

41. Claro que, para o primeiro ciclo, as características das variáveis são as efetivamente aplicadas na revisão

tarifária. Para o segundo ciclo, elas ainda estão em discussão.

42

longo prazo tesouro dos EUA não indexados e indexa-

dos (US e TIPS) de 10 anos; período

06/98-06/03

Outlook de 10/09

A tabela abaixo resume os resultados das metodologias.42

A estimativa do custo de capital próprio e de terceiros é apresentada a seguir.

42. A pequena diferença entre os valores desta tabela e aqueles apresentados nas Notas Técnicas do regulador

são devidas a erros de arredondamento e/ou truncamento.

Comgás

(%)

2004 2009








43

Por fim, o beta e o grau de alavancagem são indicados abaixo.43

43. Seja D/(D+E) = x; então, D/E = x/(1-x).

Custo do capital próprio

(%)

2004 2009


Beta ajustado por risco regulatório 0,66 0,71

Prêmio de risco de mercado 8,20 7,66


Prêmio de risco cambial 1,84


Custo do capital de terceiros

(%)

2004 2009



Prêmio de risco cambial 1,84

Prêmio de risco corporativo 3,22 2,75

Custo de capital de terceiros nominal antes dos impostos 14,28 10,38

Custo de capital de terceiros nominal após impostos 9,42 6,85

Beta

2004 2009

Beta desalavancado 0,46 0,46

Beta alavancado 0,66 0,71

Alavancagem

2004 2009

D/(D+E) 0,40 0,45

E/(D+E) 0,60 0,55

D/E 0,67 0,82

44

6. Avaliação da Proposta Metodológica da Arsesp

O objetivo desta seção é avaliar a proposta elaborada pela Arsesp para a definição e estimati-

va do custo e da estrutura de capital a serem aplicados na segunda revisão tarifária das con-

cessiónárias de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo.44 Antes da avalição

propriamente dita é importante situar o atual momento econômico do Brasil e de outras eco-

nomias emergentes e desenvolvidas.

A crise de crédito iniciado nos Estados Unidos em meados do ano passado, a partir do estouro

de uma bolha especulativa no mercado imobiliário, provocou um efeito dominó, com desvalo-

rização de ativos financeiros e a quebra de instituições. O agravamento e a generalização da

crise são inconteste.

Neste contexto, aumentou a incerteza e a aversão ao risco, implicando em crédito mais caro e

escasso. Os fluxos internacionais de capitais diminuíram sensivelmente nos últimos meses e

foram observadas fugas de capital das principais economias emergentes, dentre elas, o Brasil.

Além disso, os fluxos de comércio internacionais também foram reduzidos em decorrência da

queda do consumo nas economias mais desenvolvidas, com efeitos multiplicadores sobre o

emprego e a renda em escala global, contribuindo para um forte viés de baixa no crescimento

do PIB mundial nos próximos semestres.

Os efeitos da crise no Brasil começaram repentinamente, depois de um período em que a eco-

nomia brasileira estava crescendo no ritmo mais elevado desde meados dos anos 1990, ajuda-

da pelo preço recorde das commodities e pela expansão do crédito doméstimo. Dois eventos

demarcaram o agravamento da crise no País. Primeiro, a venda em massa de ações na Bolsa

de Valores de São Paulo, com a queda singular das cotações e dos índices. Segundo, a desva-

lorização do real, provocando perdas inesperadas nos contratos de derivativos em moeda es-

trangeira, que eram utilizados pelas empresas para limitar a sua exposição à volatilidade do

mercado cambial.45

Neste cenário, local e internacional, o governo brasileiro adotou um conjunto de medidas para

44. A discussão desta seção contempla apenas a proposta da Arsesp para o custo e a estrutura de capital. Ainda

não se conhece o teor completo da metodologia que será aplicada na segunda revisão tarifária destas concessio-

nárias. Conforme o cronograma do processo de revisão da Comgás – apresentado na Deliberação Arsesp n 039,

de 26/01/09 –, o regulador deve divulgar, até 7/02/09 a proposta metodológica completa para o processo de revi-

são. Para evitar repetições, será feita referência à "metodologia" ao invés de "metodologia para definição do

custo e da estrutura de capital."

45. Notícias e fatos relevantes publicados indicam que diversas empresas fizeram esse tipo de contrato e que

muitas tiveram grandes prejuízos. O temor sobre quantas outras podem apresentar prejuízos espalhou mais incer-

teza e contribuiu para a redução da oferta de crédito pelos bancos.

45

dar sustentação à continuidade do processo de crescimento econômico. Em particular, o Mi-

nistério da Fazenda e o Banco Central do Brasil adotaram inúmeras medidas para assegurar o

crédito à empresas e consumidores finais.

Assim assim, a expectativa é de retração significativa no volume de crédito, de aumento rele-

vante do seu custo e, em termos gerais, de diminuição da atividade econômica. O resultado

esperado será o aumento do desemprego e a queda do PIB e dos investimentos nos próximos

semestres.46

Em particular, o cenário setorial do setor de distribuição de gás natural deve ser analisado

considerando-se as possíveis trajetórias para a economia brasileira e mundial, no âmbito da

atual crise. É sabido que a deterioração da atividade econômica no Brasil, e em outras econo-

mias, irá restringir os graus de liberdade das empresas na condução dos seus negócios. Em

particular, a queda da demanda e as condições de acesso ao mercado de crédito (prazo, taxas e

volumes disponíveis) acabarão por condicionar os resultados da Comgás nos próximos perío-

dos.

Em resumo, não é razoável desconsiderar o atual momento econômico, e a sua evolução pró-

xima, na determinação do custo e da estrutura de capital da Comgás no âmbito da atual revi-

são tarifária periódica, sob pena de comprometer a consistência e a razoabilidade da metodo-

logia e do resultado proposto pelo regulador. Os dados deixam claro que a crise: 1) aumentou

a volatilidade dos retornos dos ativos e das taxas de câmbio em todos os mercados, 2) aumen-

tou o risco país, o que afeta o custo de capital próprio e 3) reduziu o fluxo de capitais para os

países emergentes, o que impacta o custo de capital de terceiros.

6.1 Metododologia

É verdade que a metodologia proposta pela agência estadual segue, em termos gerais, a me-

lhor prática internacional. Também é um fato que esta metodologia guarda uma forte correla-

ção com aquela proposta e adotada no setor de distribuição de energia elétrica. Além disso,

ficou claro que a Arsesp alterou, em pontos relevantes, a metodologia adotada para a primeira

revisão tarifária periódica da Comgás. Por fim, a Nota Técnica divulgada em janeiro deste ano

não elaborou sobre os efeitos da atual crise econômica sobre a metodologia em discussão.

A seguir, são feitas considerações sobre temas da metodologia considerados fundamentais

para assegurar a consistência e a razoabilidade do resultado estimado pela agência. Estes te-

mas tratam: 1) do papel do custo de capital na determinação do P0 (tarifa inicial); 2) do con-

46. Uma avalição recente feita pelo Teixeira Filho et al. (2009) sobre as perspectivas de investimentos no

Brasil no período 2009-2012, em um contexto de crise, concluiu que "[...] a crise financeira internacional deve-

rá ter efeitos mais significativos sobre os investimentos na indústria, seguida pela construção residencial."

46

ceito e estimação do risco país; 3) do conceito e estimação do risco cambial, 4) da dinâmica

do WACC e 5) risco regulatório e outros riscos.

Custo de Capital e P0

A correta definição e estimativa do WACC é fundamental para a determinação do P0 (tarifa

inicial), conforme a metodologia definida na Nota Técnica n 1, de outubro de 2003, da Co-

missão de Serviços Públicos de Energia - CSPE, do Estado de São Paulo, que trata da Meto-

dologia para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado.

Em resumo, conforme entendimento do regulador o método do Fluxo de Caixa Descontado

(FCD) permite quantificar a gestão econômica da empresa, durante o ciclo tarifário, através

do valor presente líquido (VPL) das receitas e despesas, calculado a partir: 1) ds projeções

para o ciclo tarifário de custos operacionais (OPEX) e custos dos investimentos (CAPEX); 2)

do valor da Base de Remuneração Regulatória Líquida ao início do ciclo tarifário: BRRLi; 3)

do valor da BRRL ao fim do ciclo tarifário, BRRLf, que é definido como o valor desse parâme-

tro ao início do ciclo mais os investimentos regulatórios líquidos (deduzidas as depreciações)

realizados no ciclo e 4) do valor da taxa de retorno sobre o capital investido no ciclo tarifário.

O conceito fundamental da equação do FCD é que o VPL da receita é determinado de forma

que o valor dos fluxos de caixa anuais, descontados à taxa de retorno definida para o ciclo

tarifário (WACC real), seja igual à variação do valor da BRR durante o ciclo tarifário. Em ou-

tras palavras, a receita permitida é calculada de forma a permitir à empresa obter um retorno

sobre o capital investido igual ao valor regulatório do custo de capital determinado na revisão

tarifária.

Prêmio de Risco País

A estabilidade macroeconômica do Brasil, após a adoção do Plano Real, contribuiu para a

redução do prêmio de risco país. Diversos indicadores mostram uma estreita correlação entre

o grau de incerteza da economia e índices que buscam medir este prêmio de risco, direta ou

indiretamente.

O índice EMBI+ Brasil, apurado pelo JP Morgan apresentou, desde as eleições presidenciais

de 2002 e até a globalização da crise americana, uma clara tendência de queda. As oscilações

observadas na série não comprometeram esta tendência.

Na sua proposta para estimativa do risco país a Arsesp considera a média histórica para o pe-

ríodo 01/04-12/08. O valor encontrado foi de 330 pontos básicos. No contexto da atual crise

econômica esta proposta elimina as possíveis trajetórias de evolução do índice EMBI+ Brasil



47

Bevilaqua et al. (2000) observaram que "durante as crises externas da última década (México

1994, Ásia 1997, Rússia 1998 e Brasil 1999) as principais economias latino-americanas de-

frontaram-se com aumentos significativos em seus prêmios de risco em conseqüência das

alterações ocorridas nas condições de liquidez no mercado internacional de capitais. Como

resultado, no período que se seguiu à deflagração das crises, os países sofreram restrições no

acesso ao mercado e, em muitos casos, quando o acesso foi restabelecido, ele se deu a custos

significativamente maiores que os que vigoravam no período pré-crise acarretando impactos

reais significativos." E ainda, "cada uma das quatro crises aumentou a desconfiança que a

comunidade financeira internacional tinha de que determinados emissores fossem capazes de

sustentar sua situação fiscal e/ou manter suas reservas internacionais, gerando considerável

apreensão quanto à capacidade de estes países honrarem seus compromissos."

Prêmio de Risco Cambial

Uma das principais alterações na metodologia adotada para a definição e estimativa do custo

de capital na primeira revisão tarifária da Comgás e a proposta para a segunda revisão diz

respeito à supressão do risco cambial. Segundo a Arsesp, isto foi feito por três motivos: 1) a

adoção da totalidade do risco país torna desnecessária a inclusão de um acréscimo por risco

cambial; 2) o reajuste anual da tarifas da empresa estabelece como indexador o Índice Geral

de Preços do Mercado (IGP-M). Este Índice é formado pelo Índice de Preços por Atacado

(IPA), o Índice de Preços ao Consumidor (IPC) e o Índice Nacional de Custo de Construção

(INCC).47 O ajuste por tipo de câmbio está incluído parcialmente no IPA e, em menor medida,

no IPC. Ou seja, as variações do tipo de câmbio são consideradas no reajuste tarifário e, por-

tanto, não devem ser incluídas na determinação do WACC e 3) a dívida da empresa está quase

totalmente nominada em Reais.

Ora, nenhum dos motivos apresentados pode ser considerado satisfatório. Primeiro, é impor-

tante resgatar as análises de Garcia e Didier (2001) e Garcia e Olivares (2001), que estimaram

o risco cambial para o Brasil no período recente. Em particular, ao analisarem os resultados

obtidos Garcia e Olivares (2001) concluiram que o prêmio de risco do mercado futuro de

câmbio reflete o grau de incerteza da economia. Os resultados, para o período 04/95-12/98,

demonstram que "a queda que acontece a partir de abril 1995 pode ser explicada como uma

redução do prêmio de risco associada a ganhos de credibilidade do novo regime de crawling-

peg. Ao longo de 1996 e do primeiro semestre de 1997, o prêmio de risco mantém-se estável.

No segundo semestre, com o início da crise na Ásia, o prêmio de risco aumenta, alcançando

o seu pico em novembro 1997. A partir dessa data, o prêmio de risco começa a cair novamen-

te, alcançando o seu nível mais baixo em agosto de 1998. No período setembro - dezembro

1998 o prêmio de risco cresce – coerentemente com a deterioração das perspectivas quanto

às economias emergentes que se seguiu à moratória russa –, antecedendo a crise que levou à

adoção do regime de taxa de câmbio flutuante em janeiro de 1999."

47. Os pesos são 60%, 30% e 10%, respectivamente.

48

Segundo, a metodologia adotada pelo regulador do setor de distribuição de energia elétrica,

desde o primeiro ciclo tarifário, mantem este prêmio como variável importante na definição e

estimativa do custo médio ponderado de capital. Desconsiderá-lo, neste momento de deterio-

ração da estabilidade macroeconômica mundial é penalizar, ex-ante, a remuneração esperada

pela concessionária.

Terceiro, alegar que o reajuste anual tarifário previsto no contrato de concessão, por estar cor-

relacionado com um índice de preço que depende da taxa de câmbio, já contempla variações

cambiais, é desconsiderar o fundamento conceitual do prêmio de risco cambial, explicitado

nas Notas Técnicas da Aneel, na primeira Nota Técnica da CSPE e em estudos econométricos

sobre o tema (por exemplo, Garcia e Didier (2001) e Garcia e Olivares (2001)).

Por último, a observação de que a dívida da Comgás está quase totalmente nominada em Re-

ais não segue a prática regulatória brasileira de apenas referenciar os dados efetivos das em-

presas quando da estimativa do custo e da estrutura de capital. De fato, tanto a Aneel quanto a

Arsesp fazem pouco uso das informações reais sobre a estrutura de financiamento e o custo

efetivo de capital das concessionárias quando das revisões tarifárias. Assim, apenas observar

que o financiamento externo é praticamente inexistente não elimina a possibilidade da empre-

sa buscar acesso à esta fonte de capital em função de modificações no custo de cada uma das

disponibilidades.

Dinâmica do WACC

A figura abaixo resume a correlação esperada, ao longo do tempo, entre o WACC e a estrutura

de capital (alavancagem). A literatura econômica sugere a existência de uma estrutura ótima

de capital, que minimiza o custo de capital da empresa.

2009

histórico

2004

- alavancagem +

WA

CC

(%

)

estrutura ótima

de capital

49

A definição de uma estrutura de capital adequada constitui um tema regulatório da maior im-

portância. A premissa fundamental é que, no mundo real, as empresas estão permanentemente

tentando reduzir seu custo de financiamento mediante uma composição adequada de capital

próprio e dívidas no capital total. Para tanto, buscam encontrar o grau ideal de alavancagem –

participação de dívidas no capital total (D/V) – dado que o custo de capital de terceiros é mais

barato que o custo de capital próprio. Porém existe uma restrição dada pelo risco de default

associado a elevados graus de alavancagem.

A atual crise econômica mundial deve implicar na redução dos níveis de alavancagem das

empresas, inclusive daquelas localizadas em economias emergentes. A forte contração da


Risco Regulatório e Outros Riscos

Os modelos que assumem que apenas o risco não-diversificável deve ser remunerado – o

CAPM é um desses modelos -, consideram que o risco sistemático apresenta uma distribuição

simétrica, já que os riscos assimétricos podem ser eliminados através da diversificação. No

entanto, nos casos em que os riscos assimétricos não podem ser mitigados, existe um argu-

mento para a inclusão de um prêmio de risco que compense os investidores, de modo a manter

a atratividade dos investimentos (Bragança et al. (2006)).

O risco regulatório é um risco assimétrico. Esse risco reflete uma combinação de investimento

no qual o retorno esperado, gerado pela regulação, é geralmente menor do que o retorno nea-

tivo esperado para a firma regulada. Peddle (2006), em particular, define riscos assimétricos

como aqueles oriundos de decisões regulatórias que impactam, assimetricamente, a distribui-

ção do fluxo de caixa da firma.

A literatura e a prática internacional reconhecem que o regulador deve levar em consideração

os diversos tipos de risco incorridos pela concessionária. Dentre outros, estes riscos podem ser

dos seguintes tipos: a) regulatory risk: sujeição ao tipo regulatório e ao regulador, b) stranded

asset risk: otimização dos ativos, c) forecast risk: cap sobre a receita é baseado em previsões,

d) insurable risks: ocorrências relevantes imprevistas e e) regulatory uncertainty: determina-

ção do cap sobre a receita projetada para cada hiato regulatório.

Inicialmente, é importante observar que toda vez que uma agência regulatório exerce qualquer

tipo de controle sobre as atividades comerciais de uma firma privada, o capital investido na

firma fica exposto a uma fonte adicional de risco.48 Na medida em que os controles variam

entre setores de atividade e reguladores, o risco regulatório resultante possui formas e conse-

48. Considere, por exemplo, o caso uma firma que acredita que, no futuro, não existirão barreiras à entrada de

novos concorrentes. Então, ela pode desistir do seu investimento hoje, na medida em que os custos podem não

ser recuperados uma vez que o mercado seja liberalizado (Armstrong et al. (1994)).

50

quências distintas. Riscos elevados aumentam o custo de capital da firma.

Ergas et al. (2001) definem o risco regulatório a partir do seu efeito sobre a firma regulada

"regulatory risk arises when the interaction of uncertainty and regulation changes the cost of

financing the operations of a firm." Esta definição é ampla o suficiente para incluir todas as

fontes relevantes de incerteza, mas restrita àquelas para as quais o efeito sobre a firma decor-

re, ou é modificado, pela existência de regulação. Segundo eles, "apart from affecting the

annual costs of funding assets that are currently sunk into regulated industries, the biggest

danger of regulatory risk is that it can choke off otherwise desirable investment in new tech-

nologies and equipment." Um fator de inibição do investimento decorre do fato de que a vida

útil típica dos ativos é um múltiplo da extensão do ciclo regulatório.49 Em consequência, os

investidores destas indústrias não conseguem garantir um alto grau de comprometimento por

parte do regulador no que diz respeito à maneira como o retorno destes ativos será determina-

da. Este resultado sugere a necessidade de mecanismos de proteção que possam, de alguma

maneira, mitigar o grau de risco regulatório.

Do ponto de vista teórico os investidores carregam o maior risco não-diversificável sob um

tipo price cap e o menor risco sobre um tipo rate-of-return, resultado este validado pela evi-

dência empírica.50

Alexander et al. (1999) avaliaram os efeitos da escolha do tipo regulatório sobre o risco carre-

gado pelos acionistas de empresas submetidas à regulação. Eles compilaram dados de empre-

sas no Canadá, na Europa e na América Latina e fizeram uma comparação setorial para con-

trolar alguns fatores de risco não associados ao tipo regulatório. Os autores também analisa-

ram a transição de modelos price cap puros para modelos mixed revenue/price cap, como no

setor elétrico da Inglaterra. Os resultados estão de acordo com aqueles encontrados em pes-

quisas anteriores, ou seja, os investidores carregam o maior risco não-diversificável sob mo-

delos to tipo price cap e o menor sobre rate-of-return.

Apesar deste reconhecimento, o modo de se considerar o risco regulatório na definição e es-

timativo do custo médio de capital não é consensual. Estache et al. (2003) entendem que o

risco regulatório em mercados emergentes deve ser considerado um acréscimo do risco siste-

mático. Isto implica em que esse risco deve refletir-se no beta da empresa, aumentando o seu

valor relativamente a empresas similares, que não estão sujeitas à ele.

No caso brasileiro, Coutinho e Oliveira (2002) adotaram esta abordagem em seu estudo sobre

49. No setor elétrico brasileiro o ciclo regulatório varia de três anos, no caso da Escelsa, à oito anos, no pri-

meiro ciclo da Light. Em geral, este ciclo é de quatro ou cinco anos. Comparativamente, a vida útil dos ativos é

de 20-30 anos. No setor de distribuição de gás natural do Estado de São Paulo o ciclo é de cinco anos.

50. Em geral, a evidência empírica sobre os efeitos do tipo regulatório sobre o nível de risco concentraram-se

em empresas reguladas dos Estados Unidos e da Inglaterra. No entanto, é importante ressaltar que como poucos

países foram analisados, outros fatores podem estar interferindo nos resultados.

51

o custo de capital no setor elétrico. Eles buscaram comparar empresas similares, submetidas a

modelos regulatórios distintos. Os resultados mostram que as distribuidoras que operam sob

um modelo do tipo price ou revenue cap apresentam um valor para o beta sistematicamente

maior do que aquele observado para as empresas submetidas à uma regulação do tipo rate-of-

return. Esta abordagem foi adotada pela Aneel nas revisões tarifárias do setor de distribuição

de energia elétrica.

Por outro lado, Bragança et al. (2006) consideram o risco regulatório como um fator de risco

isolado a ser adicionado ao CAPM. Eles entendem que, em determinados setores, como o de

telecomunicações, o componente de risco regulatório que deve, de fato, ser considerado está

associado ao Long Run Incremental Cost - LRIC. Esse custo reflete os custos efetivos de se

reproduzir o serviço da forma mais eficiente possível, a partir da tecnologia em uso e de ati-

vos equivalentes. No entanto, ele expõe o investidor a riscos relevantes, principalmente,

quando se leva em consideração as mudanças tecnológicas e as incertezas associadas à de-

manda por serviços.

As distribuidoras de gás natural canalizado no Estado de São Paulo estão sujeitas a outros

riscos que não foram considerados pelo regulador na definição e estimativa do custo de capi-

tal e da tarifa inicial (P0).51 Dentre eles, é importante mencionar os seguintes: 1) estrutura de

mercado do setor de óleo e gás, 2) incertezas no suprimento e 3) abertura da comercialização.

É fundamental que o regulador reconheça a importância desses riscos e leve-os em considera-

ção na definição ou do custo de capital ou do P0.

Primeiro, o risco derivado da estrutura de mercado do setor de óleo e gás no Brasil. Apesar da

quebra do monopólio constitucional,52 a Petrobras ainda concentra a produção e transporte de

gás natural, além de participar como acionista de inúmeras empresas estaduais de distribuição

de gás natural e de empresas não reguladas distribuidoras de GLP. Conforme conclusão de

estudo elaborado para a Agência Nacional do Petróleo "apesar da quebra legal do monopólio

da Petrobras, a empresa continua possuindo elevado poder de mercado (inclusive no merca-

do de derivados do petróleo), atuando como agente hegemônico da comercialização do gás

(Garcia e Strat (2005)).

Segundo, o risco causado por incertezas no suprimento. Ainda segundo o estudo de Garcia e

Strat (2005) "os novos agentes que participaram nas licitações de blocos o fizeram, em sua

grande maioria, associados à Petrobras, e os produtores de gás existentes distintos da Petro-

bras não têm uma relevância determinante como alternativa real que permita assegurar uma

maior abertura efetiva do upstream no curto e médio prazo. A diversificação do fornecimento

51. Supondo-se, para fins de referência, que a Arsesp mantenha inalterada a metodologia para determinação do

P0 que foi aplicada na primeira revisão tarifária periódica.

52. Conforme a Emenda Constitucional n 9 de 09/11/95, a União poderá contratar com empresas estatais e

privadas a realização das atividades da indústria do petróleo na forma da lei.

52

a partir da importação enfrentou a rigidez imposta pela estruturação dos contratos de abas-

tecimiento – gás e transporte. A existência de cláusulas dos contratos de transporte de longo

prazo vigentes com prioridades ou vantagens de uso da capacidade a determinados carrega-

dores e a falta de previsibilidade nas regras de jogo reduziu o interesse de novos agentes em

desenvolvimentos no midstream. Apesar da diversidade de produtores e detentores de reser-

vas de gás natural na Bolívia, a concentração na permissão de utilização da capacidade do

transporte do TBG na figura do principal agente de mercado, provocou a inexistência estru-

tural de outras comercializadoras na indústria. Pode afirmar-se sem perda da generalidade

alguma que o segmento de suprimento – oferta doméstica e importação – continuou fortemen-

te concentrado e não se facilitou a entrada de novos agentes, assim como também o desen-

volvimento de novas opções de abastecimento e serviço para os agentes."

A incerteza no suprimento ainda é magnificada quando se considera que o Brasil sofreu, re-

centemente, uma grave crise energética.53 Em resposta à crise o governo federal criou, através

da Medida Provisória n 2198-3, de 29/05/01, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétri-

ca - GCE. O objetivo da Câmara era administrar os programas de ajuste da demanda energéti-

ca, coordenar os esforços para o aumento da oferta de energia elétrica e propor e implementar

medidas de caráter emergencial necessárias na atual situação hidrológica. Posteriormente, a

Medida Provisória n 2198, de 24/08/01, criou um Programa Emergencial de Redução do

Consumo de Energia Elétrica. Esse programa teve por objetivo compatibilizar a demanda de

energia com a oferta, a fim de evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento

de energia. Em conseqüência dessa redução forçada da demanda pela intervenção do Estado,

as concessionárias de energia elétrica, tanto geradoras como distribuidoras, tiveram redução

de suas margens de lucro, pois as estruturas físicas dessas empresas, bem como a de pessoal,

não puderam ser reduzidas na proporção da redução de consumo prevista naquele programa.

Assim, ficaram mantidos os custos fixos e encargos de financiamentos sem a correspondente

receita.

Uma parcela importante da geração elétrica é feita por usinas termelétricas. O combustível

destas usinas é o gás natural. Além do despacho "usual" destas usinas pelo Operador Nacional

do Sistema - ONS, em períodos de seca estas usinas são fundamentais para assegurar o aten-

dimento da demanda. Já foram observados casos em que, em função das restrições de oferta, o

suprimento de gás natural para as concessionárias distribuidoras foi reduzido, de modo a a-

tender à demanda do Operador do Sistema. Em consequência, a Comgás pode ficar exposta a

limitações de suprimento que podem impactar a sua receita e custo operacionais.

53. Auditoria realizada pelo Tribunal de Contas da União - TCU identificou como fatores para a crise energéti-

ca: a) baixa no nível dos reservatórios, b) falta de ação governamental frente aos crescentes riscos do sistema, c)

progressiva queda de investimentos realizados no período 1990-2000, d) insucesso das tentativas de implentação

das usinas termelétricas no Plano Decenal de Expansão 1998-2007, e) ausência de um arcabouço regulatório

adequado às modificações que foram introduzidas na reestruturação do setor elétrico, f) superestimação das

energias asseguradas e g) atraso na implementação de medidas de contenção do consumo de energia elétrica.

53

Por fim, um outro fator de risco decorre da previsão contratual de abertura da comercialização

de gás natural para os consumidores industriais (dentre outros) da Comgás, a partir de maio de

2011.54 Esta cláusula de livre acesso, denominada de bypass comercial, significa a separação

contratual das atividades de transporte, venda e compra de gás. Em outras palavras, separam-

se contratualmente as atividades de distribuição e de comercialização. Ainda não se sabe o

modelo que será definido pelo regulador para esta abertura. No entanto, ela será, certamente,

um risco adicional que deve ser considerado na atual revisão tarifária.

6.2 Custo do Capital Próprio

A estimativa do custo de capital próprio pelo CAPM segue a melhor prática internacional. No

entanto, alguns aperfeiçoamentos na metodologia proposta pela Arsesp podem ser feitos. Den-

ter eles, a consideração de equações alternativas à de Modigliani e Miller (ou Hamada) para a

relação entre o beta alavancado e o beta desalavancado.

De fato, a equação utilizada pelo regulador é válida apenas sob hipóteses bastante restritivas:

o fluxo de caixa operacional esperado deve ser uma perpetuidade e o nível de endividamento

(e portanto, o tax shield anual) deve ser conhecido e constante para sempre.55 Neste caso, de-

monstra-se que, de fato,

1 1 L U

Dt

E

Uma análise do caso onde o perfil de endividamento não é conhecido foi feita por Miles e

Ezzell (1980), que assumiram que a firma mantém constante a razão D/V. O grau de endivi-

damento atual, o qual baseia-se no valor corrente da firma, é conhecido e, na ausência de risco

de default o tax shield ao final do primeiro período também é conhecido com certeza. Portan-

to, pode-se descontá-lo por rD, o custo do capital de terceiros (debt) de risco zero.

No entanto, valores futuros da firma e, em consequência, valores futuros do endividamento

não são conhecidos no presente. Caso a firma mantenha constante a razão D/V, o seu valor

futuro será perfeitamente correlacionado com o valor do fluxo de caixa operacional e, portan-

to, todos os benefícios tributários além do primeiro período devem ser descontados por r, o

custo de capital não alavancado (custo de capital para uma firma não-alavancada).

Com base neste argumento Miles e Ezzell (1980, 1985) derivaram as seguintes expressões

para o valor da firma e o seu custo de capital, válidas tanto para o caso finito quanto para o

54. Rigorosamente, até esta data o regulador deve apenas definir as diretrizes gerais para a abertura da comer-

cialização.

55. Na verdade, pode-se também acomodar a hipótese de crescimento constante.

54

perpétuo. Neste caso, demonstra-se que,

D

L U

D

D1 r 1 t

VD1

E 1 r

Já Harris e Pringle (1985) propuseram que todos os benefícios tributários, incluindo aquele

referente ao primeiro ano, devem ser assumidos como de risco e descontados à taxa r. Neste

caso, os resultados podem ser entendidos como análogos às expressões de Miles e Ezzell

quando a firma ajusta continuamente o seu nível de endividamento ao nível objetivado. Neste

caso, a relação entre os betas é dada por,

1L U

D

E

6.3 Custo do Capital de Terceiros

A proposta da agência reguladora, ao operar com médias históricas, desconsidera os efeitos da

atual crise econômica. Além disso, também desconsidera o prêmio de risco cambial.

6.4 Estrutura de Capital

A metodologia utilizada pela Arsesp para definir a estrutura ótima para a Comgás não levou

em consideração os efeitos da atual crise econômica. Como sugerido acima é de se esperar

que as limitações ao crédito impliquem em redução do grau de alavancagem. Neste caso, o

custo médio de capital deve aumentar, ceteris paribus.

55

7. Conclusões










do Capital Asset Pricing Model (CAPM). Por fim, ao se determinar se o WACC deve ser no-

minal ou real e antes de impostos (pre-tax) ou após impostos (post-tax), o regulador deve con-

siderar que o custo de capital deve ser expresso de forma consistente com a definição da base

de remuneração regulatória.






















Primeiro, a correta definição e estimativa do WACC é fundamental para a determinação do P0

56

(tarifa inicial), conforme a metodologia definida na Nota Técnica n 1, de outubro de 2003, da

Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE, do Estado de São Paulo, que trata da Me-

todologia para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado.

Segundo, para a estimativa do risco país a Arsesp considera a média histórica para o período

01/04-12/08. O valor encontrado foi de 330 pontos básicos. No contexto da atual crise eco-

nômica esta proposta elimina as possíveis trajetórias de evolução do índice EMBI+ Brasil



Terceiro, uma das principais alterações na metodologia adotada para a definição e estimativa

do custo de capital na primeira revisão tarifária da Comgás e a proposta para a segunda revi-

são diz respeito à supressão do risco cambial. Segundo a Arsesp, isto foi feito por três moti-

vos, sendo que nenhum deles pode ser pode ser considerado satisfatório.

Quarto, a atual crise econômica mundial deve implicar na redução dos níveis de alavancagem

das empresas, inclusive daquelas localizadas em economias emergentes. A forte contração da


Quinto, as distribuidoras de gás natural canalizado no Estado de São Paulo estão sujeitas a

outros riscos que não foram considerados pelo regulador na definição e estimativa do custo de

capital e da tarifa inicial (P0). Dentre eles, é importante mencionar os seguintes: 1) estrutura

de mercado do setor de óleo e gás, 2) incertezas no suprimento e 3) abertura da comercializa-

ção. É fundamental que o regulador reconheça a importância desses riscos e leve-os em con-

sideração na definição ou do custo de capital ou do P0.

Sexto, a estimativa do custo de capital próprio pelo CAPM segue a melhor prática internacio-

nal. No entanto, alguns aperfeiçoamentos na metodologia proposta pela Arsesp podem ser

feitos. Denter eles, a consideração de equações alternativas à de Modigliani e Miller (ou Ha-

mada) para a relação entre o beta alavancado e o beta desalavancado.

Sétimo, a proposta para a definição e estimativa do custo de capital de terceiros, ao operar

com médias históricas, desconsidera os efeitos da atual crise econômica. Além disso, também

desconsidera o prêmio de risco cambial.

Por fim, a metodologia utilizada pela Arsesp para definir a estrutura ótima para a Comgás não

levou em consideração os efeitos da atual crise econômica. É de se esperar que as limitações

ao crédito impliquem em redução do grau de alavancagem. Neste caso, o custo médio de capi-

tal deve aumentar, ceteris paribus.

57

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