UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO COPPEAD DE ADMINISTRAÇÃO

MARCOS NAKAMURA

ANÁLISE DO CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL DEFINIDO PELA ANEEL PARA

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: Ciclo 2007-2010

RIO DE JANEIRO

2010

MARCOS NAKAMURA

ANÁLISE DO CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL DEFINIDO PELA ANEEL PARA

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: Ciclo 2007-2010

Dissertação de mestrado apresentada ao Programa

de Pós-Graduação em Administração, Instituto

COPPEAD de Administração, Universidade

Federal do Rio de Janeiro, como parte dos

requisitos necessários à obtenção do título de

Mestre em Administração

Orientador: Prof. Vicente Antonio de Castro Ferreira

D.Sc. em Administração de Empresas

RIO DE JANEIRO

2010

N332 Nakamura, Marcos.

Análise do cálculo do custo de capital definido pela ANEEL para

distribuição de energia: ciclo 2007-2010. / Marcos Nakamura. – 2010.

75 f. il.

Dissertação (Mestrado em Administração) - Universidade

Federal do Rio de Janeiro, Instituto COPPEAD de

Administração, Rio de Janeiro, 2010.

Orientador: Vicente Antônio de Castro Ferreira

1. Regulação econômica. 2. Cálculo do custo de capital. .

3. Administração - Teses. I. Ferreira, Vicente Antônio de Castro.

(Orient.). II. Universidade Federal do Rio de Janeiro. Instituto

COPPEAD de Administração. III. Título. CDD 332

MARCOS NAKAMURA

ANÁLISE DO CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL DEFINIDO PELA ANEEL PARA

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: CICLO 2007-2010

Dissertação de mestrado apresentada ao Programa

de Pós-Graduação em Administração, Instituto

COPPEAD de Administração, Universidade

Federal do Rio de Janeiro, como parte dos

requisitos necessários à obtenção do título de

Mestre em Administração

Aprovada em:

__________________________________________________

Presidente da Banca

Prof. Dr. Vicente Antonio de Castro Ferreira, D. Sc. – Orientador

(COPPEAD/UFRJ)

__________________________________________________

Prof. Dra. Margarida Sarmiento Gutierrez, D.Sc.

(COPPEAD/UFRJ)

__________________________________________________

Prof. Dr. Edmar Luiz Fagundes de Almeida, D.Sc.

(IE/UFRJ)

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente ao Instituto Coppead pela oportunidade oferecida de obter um

profundo conhecimento não apenas envolvendo questões relacionadas ao ambiente

empresarial, mas também sobre a sociedade em que vivemos. Sou grato ao corpo docente por

toda a dedicação empenhada. Tenho absoluta certeza que esse investimento me permitirá

crescer e auxiliará a satisfazer minhas ambições profissionais, acadêmicas e pessoais.

Durante esses dois anos de dedicação fortes relações de amizade foram construídas que

perdurarão por um longo tempo. Pessoas que antes eu não conhecia, são hoje fundamentais na

minha vida.

Serei eternamente grato pela experiência de ter participado do Projeto Compartilhando, o que

me possibilitou compreender um pouco melhor a situação em que a nossa sociedade se

encontra. Não tenho dúvidas que a educação é ferramenta fundamental para o

desenvolvimento de um país. Sou muito grato aos seus idealizadores e àqueles que

participaram com afinco do projeto.

Não há palavras para descrever o apoio que recebi dos meus amigos, de todos os cantos, que

cultivo com bastante carinho e que sempre me incentivaram a buscar e superar os desafios que

me fazem crescer e amadurecer. Em especial ao meu amigo Henri Koga por toda a ajuda e

compreensão em um período de revezes durante o curso.

Por fim, me sinto abençoado pela família que tenho, por todo carinho e incentivo que sempre

obtive. Agradeço em especial meus pais, Hideki e Carolina Nakamura pela confiança e por

acreditarem no meu potencial, minha irmã Ana Carolina Nakamura por toda afetividade e

companheirismo. Um carinho especial aos meus tios do Rio de Janeiro, Cláudio e Clara

Yoshida, e filhos, por terem me acolhido com bastante amor, me apoiado em momento de

bastante dificuldade e pelo reconhecimento de todo o esforço e dedicação que empenhei para

obter esse título.

RESUMO

NAKAMURA, Marcos. Análise do cálculo do custo de capital definido pela ANEEL para

distribuição de energia: ciclo 2007-2010. Rio de Janeiro, 2010. Dissertação (Mestrado em

Administração) – Instituto de Pós-Graduação e Pesquisa em Administração, COPPEAD, da

Universidade Federal do Rio de Janeiro, 2010.

Em presença de monopólios naturais, a regulação econômica se faz necessária através da

intervenção governamental para introduzir artificialmente as forças competitivas de mercado

provendo eficiência produtiva, incentivo à inovação, qualidade na prestação de serviço e

otimização na alocação de recursos. Uma das discussões recorrentes no que se refere à

regulação econômica está a definição de uma taxa de retorno adequada ao capital investido

que, simultaneamente, estimule o investimento e também seja justa à sociedade. Tendo em

vista representar um tema ainda recente na economia brasileira, tratando-se apenas do

segundo ciclo de reajuste tarifário no modelo regulado, o presente trabalho teve como

objetivo analisar a metodologia aplicada pela ANEEL, examinando as informações públicas

disponibilizadas pela agência. Além disso, buscou-se propor novos modelos baseados em

conceitos difundidos pela literatura acadêmica, empregando-se diferentes premissas e

parâmetros, mais precisamente no que diz respeito ao custo do capital próprio e o cálculo do

beta do setor. Os resultados obtidos demonstram a clara discricionariedade do modelo e, para

os parâmetros utilizados para os modelos propostos, houve sutil diferença em relação ao

cálculo elaborado pela agência de energia elétrica.

Palavras-chave: Regulação econômica. Regimes regulatórios. Reajustes tarifários. Custo de

capital.

ABSTRACT

NAKAMURA, Marcos. Análise do cálculo do custo de capital definido pela ANEEL para

distribuição de energia: ciclo 2007-2010. Rio de Janeiro, 2010. Dissertação (Mestrado em

Administração) – Instituto de Pós-Graduação e Pesquisa em Administração, COPPEAD, da

Universidade Federal do Rio de Janeiro, 2010.

Due to presence of natural monopolies, economic regulation is required through

government intervention to artificially introduce competitive market forces providing

productive efficiency, stimulus to innovation, quality in service and optimization of resource

allocation. One of the recurrent discussions in relation to economic regulation is the definition

of an appropriate rate of return on invested capital that simultaneously stimulates investment

and also is fair to society. Knowing that this topic is relatively new in the Brazilian economy,

it is only the second cycle of rate adjustments in the model set, the present study´s goal was to

analyze the methodology applied by ANEEL, examining the public information provided by

the agency. In addition, the study attempted to propose new models based on concepts spread

throughout academic literature, applying different assumptions and parameters, specifically

regarding to the cost of capital and the calculation of the sector´s beta. The results clearly

demonstrate the discretion of the methodology and for the parameters used for the models

proposed, there was subtle difference compared to the calculation prepared by the agency of

electricity.

Keywords: Economic regulation. Regulatory regimes. Tariff adjustments. Cost of capital.

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Características dos Regimes Regulatórios .............................................................. 18

Tabela 2 – Detalhamento da composição da receita................................................................. 21

Tabela 3 - Cálculo da Estrutura de Capital ANEEL ................................................................. 40

Tabela 4 - Cálculo do Beta Indireto Médio das Empresas Americanas ................................... 42

Tabela 5 - Cálculo final do Beta realavancado do setor de distribuição elétrica ..................... 42

Tabela 6 – Parâmetros do Cálculo do Custo de Capital Médio Ponderado pela ANEEL ........ 45

Tabela 7 - Combinação de possíveis Custos de Capital Médio Ponderado modelo nacional .. 47

Tabela 8 – Combinação de possíveis Custos de Capital Médio Ponderado modelo global ..... 50

Tabela 9 – Volume de Ativos nas Diferentes Áreas das Empresas de Energia Nacional ........ 53

Tabela 10 – Parâmetros para as Propostas dos Modelos Nacionais ......................................... 55

Tabela 11 – Resultado dos Modelos Nacionais ........................................................................ 55

Tabela 12 – Parâmetros para as Propostas dos Modelos Globais............................................. 56

Tabela 13 – Parâmetros para as Propostas dos Modelos de Betas Multiplicativos .................. 58

Tabela 14 – Resultado Comparativo dos Modelos Globais ..................................................... 60

Tabela 15 - Composição dos Betas Multiplicativos ................................................................. 61

Tabela 16 – Comparação dos modelos e premissas ................................................................. 63

Tabela 17 - Resultado dos Modelos Globais ............................................................................ 66

Tabela 18 – Resumo dos Modelos ANEEL e CAPM Global .................................................. 67

Tabela 19 – Resumo dos Modelos ANEEL e Betas Multiplicativos ....................................... 68

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1 – Resultado dos Modelos Globais ............................................................................ 61

LISTA DE SIGLAS

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CAPM – Capital Asset Pricing Model

CELESC – Centrais Elétricas de Santa Catarina

CELPE – Companhia Energética de Pernambuco

CEMIG – Companhia Energética de Minas Gerais

CESP – Companhia Energética de São Paulo

CCC – Cotas de Consumo de Combustível

CDE – Conta de Desenvolvimento Energético

COFINS – Contribuição para Financiamento da Seguridade Social

COELCE – Companhia Energética do Ceará

EMBI – Emerging Market Bond Index

FND – Fundo Nacional de Desestatização

IASC – Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor

IEE – Índice de Energia Elétrica

IGPM – Índice Geral de Preços de Mercado

IRT – Índice de Reajuste Tarifário

MME – Ministério de Minas e Energias

OFGEM - Office of Gas and Electricity Markets

ONS – Operador Nacional do Sistema

P&D – Pesquisa e Desenvolvimento

PIS – Programa de Integração Social

PND – Plano Nacional de Desestatização

PUC - Public Utilities Comissions

RGR – Reserva Geral de Reversão

RTP – Revisão Tarifária Periódica

RPI – Retail Price Index

RTE – Revisão Tarifária Extraordinária

TFSEE – Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica

VPA – Valor da Parcela A

VPB – Valor da Parcela B

WACC – Weighted Average Cost of Capital

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 10

2 REVISÃO DE LITERATURA .................................................................................... 12

2.1 TEORIA DA REGULAÇÃO ECONÔMICA: PRINCIPAIS CONCEITOS.................. 12

2.2 REGIMES REGULATÓRIOS .................................................................................... 16

2.3 ASPECTOS TARIFÁRIOS DA ANEEL PARA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA ............................................................................................................................... 19

2.3.1 A ANEEL ............................................................................................................ 19

2.3.2 Composição das tarifas ...................................................................................... 20

2.3.3 Mecanismos de atualização das tarifas de distribuição .................................. 22

2.4 TAXA DE RETORNO DE CUSTO DE CAPITAL ................................................... 24

2.4.1 Estrutura de capital ............................................................................................ 26

2.4.2 Custo da dívida ................................................................................................... 28

2.4.3 Custo do capital próprio .................................................................................... 29

2.4.3.1 Modelo do fluxo de caixa descontado ............................................................... 30

2.4.3.2 Método aditivo de prêmio de risco .................................................................... 31

2.4.3.3 Modelo CAPM .................................................................................................. 31

2.4.3.3.1 Modelo CAPM simples doméstico .............................................................. 34

2.4.3.3.2 Modelo CAPM Global ................................................................................. 35

2.4.3.3.3 Modelo de prêmio de risco de damodaran ................................................... 36

2.4.3.3.4 Modelo CAPM adaptado para países emergentes ....................................... 37

2.4.3.3.5 Modelo de Betas multiplicativos de Solnik ................................................. 37

3 METODOLOGIA......................................................................................................... 39

3.1 METODOLOGIA ANEEL ......................................................................................... 39

3.2 METODOLOGIA PROPOSTA .................................................................................. 45

3.2.1 Modelo CAPM doméstico .................................................................................. 46

3.2.2 Modelo CAPM Global ........................................................................................ 47

3.2.3 Modelo de betas multiplicativos de Solnik ....................................................... 48

3.3 LIMITAÇÕES DOS MÉTODOS PROPOSTOS ........................................................ 51

4 RESULTADOS ............................................................................................................. 52

4.1 CARTEIRA DO SETOR DE ENERGIA.................................................................... 52

4.2 MODELOS NACIONAIS .......................................................................................... 54

4.3 MODELOS GLOBAIS ............................................................................................... 56

5 CONCLUSÃO E SUGESTÕES PARA NOVAS PESQUISAS ................................ 64

REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA ...................................................................................... 70

APÊNDICES ........................................................................................................................... 72

10

1 INTRODUÇÃO

A regulação econômica é exercida em mercados onde há monopólios naturais,

principalmente em indústrias de rede, como o setor de distribuição de energia elétrica,

fundamentais para diversas atividades econômicas. Dentro desse contexto, uma das questões

permanentes na discussão sobre regulação, desde a formulação das regras econômicas básicas

de um contrato regulado, é o estabelecimento de uma taxa de remuneração adequada ao

capital investido capaz de cobrir todos os custos econômicos, incluindo os custos de

oportunidade.

Não há dúvidas, portanto, que uma das atribuições mais importantes do agente

regulador é estabelecer tarifas adequadas para que o modelo de regulação seja sustentável no

longo prazo, de forma a ser justa aos consumidores e, ao mesmo tempo, estimular

investimentos, principalmente em infra-estrutura, essencial para permitir um crescimento

econômico sustentado. Essas tarifas devem buscar garantir aos empreendedores uma taxa de

retorno equivalente à obtida por investidores expostos a riscos semelhantes se, por ventura,

atuassem em mercado competitivo.

São exaustivas as conclusões de que severas conseqüências ocorrem caso a taxa de

retorno não seja bem definida. Alexander et al (1999) consideram que, caso o nível de retorno

seja menor que requerido pelos investidores, haverá um forte desincentivo ao investimento e,

aqueles existentes, estarão sujeitos a degradação da qualidade do serviço. Por outro lado, caso

haja um retorno maior que o requerido ocorrerá subalocação de recursos e uma lucratividade

anormal dos monopolistas, reduzindo, em última instância, o bem estar social, provocando

ineficiência produtiva, além de estimular o sobreinvestimento.

Para o cálculo da taxa de retorno, a metodologia usualmente utilizada pelos

reguladores é o do Custo Médio Ponderado de Capital amplamente debatido na teoria de

finanças. Cabe ressaltar que, para a literatura, é função do gestor, através do estabelecimento

da estrutura de capital, considerando-se os custos de capital próprio e da dívida, determinar

uma taxa de corte que minimize os custos de financiamento das operações. No modelo de

regulação, ao contrário, o Custo Médio Ponderado de Capital é pré-determinado pela agência

reguladora e, através dele, são auferidas as tarifas consideradas justas.

No contexto brasileiro, o setor elétrico vem passando por reformas significativas desde

a década de 90, através da instituição do Plano Nacional de Desestatização (PND), com a

incumbência de privatizar as concessionárias de energia e estabelecer um arcabouço

regulatório. Foi apenas em 1998, porém, que a Agência Nacional de Energia Elétrica

11

(ANEEL), agência reguladora, foi criada com a meta de institucionalizar uma nova

configuração para o setor, incluindo o detalhamento do processo de revisão tarifária periódica.

Pode-se perceber, portanto, que se trata de uma reformulação incipiente, ainda em franco

desenvolvimento e aprendizado. Até a presente data , houve apenas duas revisões tarifárias

periódicas no setor envolvendo o cálculo do custo de capital dos investidores.

Tendo em vista as questões acima, o presente trabalho tem como objetivo analisar as

premissas da metodologia da ANEEL para o estabelecimento do cálculo do Custo Médio

Ponderado de Capital para realização da revisão tarifária periódica das concessionárias de

distribuição de energia elétrica para o ciclo 2007 - 2010. Além disso, propõe outras

metodologias de cálculo baseado nos principais conceitos difundidos pela literatura de

finanças, utilizando-se diversos parâmetros, a fim de confrontá-los com resultados oferecidos

pela agência. São inúmeros os modelos e conceitos disponíveis que raramente apresentam

consenso entre acadêmicos e aqueles que participam do mercado. Por isso, o trabalho também

tem a função, não de averiguar um resultado exato, mas balizar as estimativas auferidas pela

ANEEL, prática recorrente pelas agências regulatórias. Dessa forma, tentar vislumbrar se a

justa remuneração e equilíbrio econômico-financeiro dos contratos estão sendo respeitados.

Por não apresentar um consenso na seleção das variáveis do modelo, se observa uma

característica discricionária do modelo abrindo espaço para debater o quanto da teoria da

captura está presente no cálculo do custo médio ponderado de capital.

O presente trabalho apresenta a revisão da literatura na seção 2 onde destacam-se os

conceitos sobre monopólios naturais e indústrias de rede, as teorias do bem estar social e da

captura. Apresenta, ainda, os regimes regulatórios existentes, os aspectos tarifários regidos

pela ANEEL para distribuição de energia elétrica e os modelos de cálculo de taxas de retorno

de custo de capital. Já a seção 3 contém a metodologia do trabalho incluindo o modelo

aplicado pela ANEEL e os modelos sugeridos para comparação, cabendo salientar que a

diferença fundamental está no cálculo do beta indireto, pela ANEEL, e do beta direto nos

modelos sugeridos. Além disso, há as limitações dos métodos propostos. As seções 4 e 5

demonstram os resultados e as conclusões do trabalho respectivamente.

12

2 REVISÃO DE LITERATURA

2.1 TEORIA DA REGULAÇÃO ECONÔMICA: Pricipais conceitos

A regulação econômica pelo Estado é justificada pela presença de monopólios

naturais. De acordo com Breyer (1982), a sua existência é o racional mais tradicional e

persistente para constituir uma regulação governamental. Por conseqüência, Sidak e Spulber

(1998) propõem que o fim da tecnologia de um monopólio natural deveria suscitar um

processo de desregulamentação. A remoção do controle governamental e a sua substituição

pelas forças de mercado deveriam oferecer eficiência produtiva substancial, inovação em

tecnologia, qualidade de serviço e eficiente alocação de recursos.

Os autores conceituam que uma tecnologia de produção exibe propriedades de

monopólio natural quando uma única empresa é capaz de suprir o mercado a menores custos

do que outras duas ou mais. Mill (1848), autor do conceito, enfatiza que sob essas condições

ocorre um desperdício na duplicação da estrutura produtiva. Dessa forma, a necessidade de

evitar essa duplicação, principalmente de custos fixos e irreversíveis, e ao mesmo tempo

impedir que uma empresa aproveitando-se de sua situação monopolista aufira lucros

extraordinários, são argumentos fundamentais para a regulação das denominadas indústrias de

rede. Por outro lado, os reguladores devem incentivar a manutenção de determinados níveis

de investimento, qualidade e serviço. No mesmo sentido, Salgado (2003) menciona que a

regulação deve, portanto, desempenhar a função de reproduzir as condições de competição

para que os consumidores tenham acesso a produtos e serviços com qualidade e com preços

praticados como se estivessem em um ambiente competitivo. Complementa que as políticas

regulatórias pró-competitivas e de defesa da concorrência são de suma importância para a

construção de mercados saudáveis, em que o sistema laissez-faire mostra-se incapaz de

garanti-los.

Indústrias de rede estão intimamente ligadas ao modelo de monopólio natural. Trata-se

de uma classificação econômica caracterizada por redes físicas de infra-estrutura de

distribuição de insumos essenciais para a maioria das outras atividades industriais. Foreman-

Peck (1994) definem que atividades como ferrovias, gás, telefonia e energia, são exemplos

clássicos dessa categoria que, normalmente, são intensivas em capital e requerem uma intensa

compatibilização de padrões através de uma intercomunicação com sistemas competidores

para evitar os referidos desperdícios de duplicações. Outra característica fundamental dessas

indústrias, apontada por Peano (2005), é a presença de economias de escala entendendo que,

13

uma vez realizado o investimento de construção da rede principal, a agregação de um

consumidor local pequeno tem um custo marginal muito baixo. Assim, há a determinação de

que, por esses fatores, a competição raramente se sustenta, havendo um incentivo natural à

presença de um único competidor estimulando, portanto, a prática de regulamentação pelo

Estado. Por outro lado, a regulação tem por base incentivar o investimento, qualidade e

desenvolvimento tecnológico, uma vez que inúmeras atividades econômicas importantes

dependem de seus produtos ou serviços.

As discussões acerca da regulamentação econômica são de longa data e emergiram

com o crescimento da importância das indústrias de rede. Sidak e Spulber (1998) citam que os

eventos que originaram a formatação dos contratos regulatórios foram decisões de supremas

cortes municipais americanas, como nos episódios de Charles River Bridge vs. Warren Bridge

e Munn vs. Illinois, ambos de 1837, abordando regulação e investimentos de interesse

público. Os autores apontam que as cortes supremas apresentaram grande sofisticação e

entendimento sobre as causas e conseqüências do contrato regulatório, que deve reger o

incentivo aos investimentos através de tarifas e taxas de retorno, oferecer credibilidade dos

compromissos assumidos, para que os consumidores tenham acesso a produtos e serviços com

qualidade e com preços praticados como se estivessem em um ambiente competitivo.

Em 1890, nos Estados Unidos, foi promulgada a Lei de Sherman com características

de uma lei antitruste, também reconhecida como lei da competição, que determina limites

para atuações de cartéis e monopólios. Trata-se de uma formalidade no reconhecimento da

importância de uma intervenção estatal para as correções das falhas de mercado. A lei defende

que as práticas anti-concorrenciais atingem a sociedade e quem diretamente sofre as

conseqüências da eliminação da competição é o consumidor. Desse modo, a legislação surge

com o intuito de reprimir a concorrência desleal e instituir um ambiente de regulação criando

instrumentos de controle em setores específicos, a fim de coibir o abuso de poder econômico

praticados em mercados que apresentam monopólio, inclusive o natural.

Com a evolução da legislação regulatória e de seus instrumentos, houve a

transferência da responsabilidade pelas relações dos municípios para os recém criados

conselhos administrativos. Durante o período de 1907 a 1922, Sidak e Spulber (1998)

apontam que a esses conselhos foram delegados mais poderes, criando a personalidade das

Public Utilities Comissions (PUC), com caráter similar às agências regulatórias atualmente

em vigor. Foram implementadas, uma vez que as indústrias de rede já atingiam múltiplos

municípios e buscaram reduzir a influência política sofrida nas decisões relacionadas aos

contratos regulatórios.

14

A última reforma significativa no processo regulatório ocorreu em 1982 com a

implementação de um novo regime regulatório pelo Reino Unido. Armstrong et al. (1994)

descrevem que a Comissão de Monopólios e Fusões recomendou a limitação do regime de

regulação pelo rate of return, reconhecendo a importância de estabelecer um modelo com

capacidade de alocar os recursos de forma mais eficiente. Foi implementado, portanto, o

regime de regulação pelo Retail Price Index (RPI-X), ou price cap. No próximo item há uma

extensão da descrição dos regimes regulatórios.

Assim, percebe-se que a origem das iniciativas que nortearam a regulação econômica

está atrelada à cobertura das falhas de mercado, em que este não consegue fornecer subsídios

suficientes para garantir escolhas adequadas que levariam a um equilíbrio entre oferta e

demanda. Portanto, o seu principal objetivo está em buscar a eficiência econômica através da

maximização do bem-estar social. Salgado (2003), então, identifica que o grande desafio para

a regulamentação econômica é encontrar o ponto ótimo que viabilize a lucratividade de um

lado e o bem-estar dos consumidores, de outro, na forma de disponibilidade de serviços de

qualidade a preços razoáveis.

A capacidade de corrigir as ineficiências de mercado pelo Estado, entretanto, foi

contestada por diversos autores sugerindo que o potencial motivador do ente regulado seria

outro que não o interesse público. Stigler (1971) constatou fraca correlação entre as falhas de

mercado e processo regulatório. A partir desses trabalhos surgiu a Teoria da Captura, em que

a agência reguladora é controlada por aqueles que atuam na indústria e, portanto, favorece

certos grupos de interesse, idéia formulada por Olson (1965), sem atingir o bem estar social.

Assim, Fiani (1998) explora que tanto legisladores, responsáveis pela elaboração de leis

regulatórias, quanto executores, atribuídos de implementar e fiscalizar as atividades sujeitas à

regulação econômica, estariam sujeitos à cooptação por parte de grupos de interesse focados

em garantir rendas extras, ou seja, compenetrados nas atividades de rent seeking, ou captura

de renda, impedindo que haja maximização do bem-estar social. Essa teoria teve a

importância de integrar interesses econômicos e políticos, suspeitando que uma das

motivações para a captura esteja na busca pela maximização do apoio político, portanto,

interesses próprios.

Fiani (1998) conclui que o eixo do debate acerca da regulação econômica deslocou-se

das correções das falhas de mercado para um objeto de estudo de si mesma, em que a

caracterização dos grupos de interesse e suas práticas de rent seeking são determinantes para a

compreensão do comportamento daqueles envolvidos em uma indústria que sofre regulação

do Estado. Ainda dentro da Teoria da Captura, Sidak e Spulber (1998) demonstram-se

15

bastante céticos quanto à atuação dos agentes envolvidos no processo. Enfatizam que a

relação entre regulado e regulador não é, como usualmente caracterizado, determinada por

imposição de regras pelas agências reguladoras a empresas passivas. Acreditam, também, não

se tratar de uma relação em que a agente regulador, passivamente, se deixa capturar pelos

interesses das firmas reguladas. Ponderam que a relação entre eles baseia-se muito mais em

uma situação de negociação e barganha, cabendo envolver interesses econômicos e políticos.

É possível depreender, portanto, que os agentes regulatórios são capazes de deter interesses

divergentes daqueles relacionados ao bem estar social.

Outra teoria surgida no processo regulatório aborda a assimetria de informação entre

regulador e regulado. Com base nisso, a Teoria dos Incentivos identifica o conflito agente-

principal como fonte de ineficiência na gestão da regulação econômica. Pinto (2000) justifica

tal conflito pelo regulado ater um profundo conhecimento das suas atividades, etapas de

produção e estrutura de custos, enquanto o regulador tem menor acesso às informações. O

autor, logo, infere que as decisões tomadas pelo regulador estão suportadas por um conjunto

de informações fornecidas pelo regulado para garantir a eficiência operacional do setor.

Assim, o órgão regulador deve recorrer a diferentes fontes de informação trazendo um alto

custo, pela necessidade de estar aparelhado para abordar, de forma imparcial, questões

técnicas, econômico-financeiras da empresa e do setor. Portanto, a busca da resolução da

assimetria de informação deve estar ligada a estrutura regulatória proposta pela agência, uma

vez que dependendo do regime de tarifação, haverá um incentivo ao agente regulado em

disponibilizar as informações necessárias ao regulador.

Dentro do processo de regulação econômica, o estabelecimento do contrato e sua

execução entre as partes criaram as bases para a Teoria dos Custos de Transação. A principal

questão em relação a esse tema foi submetida por Williamson (1985) no que tange a

incompletude dos contratos pelas dificuldades de prever todas as contingências presentes ao

longo do contrato e pelo comportamento imprevisível dos agentes. Pelos monopólios naturais

envolverem atividades de longa maturação é importante destacar o modo como as partes se

relacionarão na resolução de conflitos e na promoção de ajustes necessários. Assim, a agência

reguladora deve assegurar os compromissos de longo prazo com objetivo de administrar as

complexidades advindas do conflito de agência entre regulador e regulado, permitindo criar

um ambiente favorável às soluções necessárias. Segundo Dixt (1996) apud Peano (2005), a

estrutura regulatória deve gerar credibilidade aos compromissos assumidos devendo ser,

portanto, claros e observáveis por todos ex-ante e irreversíveis ex-post. Uma política de

atuação bem definida através de uma doutrina regulatória é importante para reforçar a

16

credibilidade da agência em arbitrar conflitos e aumentar a eficiência da política adotada,

diminuindo o risco regulatório percebido pelos potenciais investidores.

Em conjunto com as funções atribuídas às agências reguladoras, para que a

credibilidade dos contratos seja sustentada, outra fonte de influência está na maturidade do

arcabouço jurídico do país. North (1990) apud Peano (2005) destaca cinco atributos

determinantes para cumprir essa função: a capacidade das instituições executivas e

legislativas, as instituições jurídicas, as normas e os costumes relativos a comportamentos

informais geralmente aceitos, o modo de contenção de interesses sociais e, por fim, a

capacidade administrativa da nação.

Através das elucidações anteriores, é possível identificar as inúmeras questões que

envolvem o processo regulatório até hoje estudado. Também é possível observar as diversas

limitações e dificuldades enfrentadas pelos órgãos reguladores em busca de seu objetivo de

atender a sociedade e também os interesses dos investidores, foco do presente trabalho.

2.2 REGIMES REGULATÓRIOS

Como descrito no item anterior, à regulação cabe o papel de limitar os ganhos de uma

oportunidade monopolística e, ao mesmo tempo, incentivar o investimento e o nível da

qualidade do serviço prestado pelos entes regulados. Assim, para garantir a sustentabilidade

da estrutura regulatória é preciso estabelecer uma remuneração adequada ao investidor com o

propósito de manter a continuidade e a expansão do sistema. Sidak e Spulber (1998) expõem

que um fornecedor não investirá em uma transação ao menos que os investimentos

recompensem todos os custos econômicos, incluindo um retorno competitivo sobre o capital

investido. Todos os custos devem incluir o custo de oportunidade do capital. Por tanto, o

contrato regulatório, incluindo o regime de regulação optado pelo agente regulador, é um

meio de mitigar os riscos de aportar vultosos investimentos, de caráter irreversível, realizados

pelo agente regulado.

A seleção do regime regulatório está associada ao grau de incentivo buscado pelo ente

regulador e à exposição ao risco incorrido pelo regulado. Alexander et al (1999) identificam

três regimes possíveis: (i) regimes com alto poder de incentivo, que estabelecem incentivos

para as empresas reduzirem seus custos, (ii) regimes com baixo poder de incentivo,

caracterizado por apresentarem uma taxa de retorno garantida e (iii) regimes com médio poder

de incentivo, esquemas regulatórios híbridos, com estruturas menos explícitas. Posicionando-

os em uma escala de risco, é possível observar que as empresas que estão sob o regime com

17

alto incentivo apresentam maior nível de risco, enquanto que aquelas que estão sob regimes

com baixo incentivo se expõem a menos riscos.

O mecanismo do primeiro regime mais utilizado é o denominado preço fixo (price

cap), utilizado no mercado inglês de energia elétrica, em que limites máximos de tarifas são

estabelecidos incentivando a redução de custos. Dessa forma, os lucros auferidos por uma

eficiência produtiva, são compartilhados entre empresas e os consumidores. Os reajustes de

preço, normalmente seguem fórmulas pré-definidas que consistem em uma parcela de reajuste

em função da variação da inflação, reduzido de outra referente a um fator de produtividade.

Por esse regime, há uma dificuldade em estimular o nível de qualidade dos serviços já que a

empresa está induzida a reduzir os seus custos.

Em outro extremo, o regime com pouco incentivo mais utilizado é o cost plus ou rate

of return, adotado no mercado de energia americano, em que o preço autorizado recompensa

todo o custo do serviço. Por esse regime, não há incentivo algum da empresa regulada em

reduzir os seus custos. Por outro lado, a empresa sente-se estimulada a manter o nível de

qualidade e serviço uma vez que sua lucratividade está garantida e todo o custo é

reembolsado. Esse modelo apresenta um maior incentivo às empresas a serem transparentes e

divulgarem informações, reduzindo o conflito de agência mencionado no item anterior, pelo

fato do órgão regulador necessitar auferir despesas e investimento incorridos pelas firmas a

fim de determinar a receita compatível com a taxa de retorno previamente determinada.

Quanto aos riscos, Alexander e Timothy (1996) afirmam que o regime price cap

oferece maior exposição aos investidores, uma vez que, se os seus custos aumentam, sua

lucratividade irá necessariamente diminuir por não haver capacidade de aumentar suas tarifas

pelo menos até próxima revisão tarifária. Já no sistema rate of return, o aumento de custo

seria compensado por uma elevação no preço, não havendo, portanto, uma alteração

substancial em termos de lucratividade, transferindo todo o risco para sociedade que estaria

sujeita a maiores tarifações. O aumento do risco por parte das empresas sob o regime de price

cap tenderia, assim, a aumentar o seu custo de capital.

No meio dos extremos encontra-se o regime de regulação híbrida, como a adotada pela

ANEEL no caso de distribuição de energia no Brasil. A adoção desse regime é justificada por

Estache et al (2003) pela existência de custos que as empresas não conseguem controlar

combinado com a necessidade de gerar incentivos. Assim, geralmente parte dos custos, os

denominados gerenciáveis pelos entes regulados, está exposto a ganhos de produtividade,

enquanto que a outra parte, fora do escopo de gerenciamento da empresa, sofre apenas o

18

reajuste determinado pela variação da inflação, também conhecido como pass-through

automático.

A Tabela 1 resume os principais aspectos de cada regime regulatório.

Tabela 1 - Características dos Regimes Regulatórios

Fonte: Elaboração própria

A decisão sobre qual regime de regulação a adotar deve ser avaliada pelos objetivos

regulatórios pretendidos e pela capacidade administrativa do órgão regulador. Estache et al

(2003) expõem que em diversos casos, os objetivos regulatórios são múltiplos, devendo,

portanto, evidenciar quais as prioridades a serem focadas para, então, determinar qual regime

regulatório a ser estabelecido. Os autores determinam que essa priorização diferencia-se

freqüentemente de país para país. De acordo com os autores, os principais objetivos podem

ser cinco: (i) viabilidade financeira do operador, através da cobertura justa dos custos,

incluindo os custos de oportunidade, (ii) eficiência produtiva, estímulo à minimização de

custos pelos entes regulados, logo menores tarifas para os consumidores, (iii) eficiência

alocativa, para assegurar que as tarifas representem custos marginais, (iv) eficiência dinâmica,

que visa incentivar os investidores a pensar em consumidores futuros, portanto, estruturando

investimentos conforme determinado planejamento, (v) justa distribuição, implicando que

todos os consumidores atendidos tenham capacidade de realizar os pagamentos necessários

pelo serviço. Os autores notam que as prioridades relacionam-se diretamente com a escolha

dos regimes, de baixo ou alto incentivo, além do híbrido, e que há trade-offs entre os

objetivos almejados sendo, portanto, difíceis de alcançá-los simultaneamente.

A capacidade técnico-administrativa do órgão regulador também deve influenciar a

decisão do regime regulatório a ser adotado. Levy e Spiller (1994) observam alguns aspectos

Item Price Cap Rate of Return Híbrido

Reembolso de custos Nenhum Todos Parcela não-gerenciável

Incentivo a redução de custos Alto Baixo Médio

Incentivo à disponibilização de

informaçõesBaixo Alto Médio

Custo de regulação Menor Maior Maior

Risco para o agente regulado Alto Baixo Médio

Estímulo à manutenção da

qualidadeBaixo Alto Médio

19

relacionados a essa questão: quão trabalhoso, consumidor de tempo e controverso é o regime

e quão difícil de entender e implementá-lo apropriadamente. Concluem que, quanto mais

significativa a demanda administrativa, maior a necessidade de aparelhamento e capacitação

técnico-administrativa do órgão regulador para manter a credibilidade regulatória, princípio

estrutural básico do modelo de regulação econômica.

2.3 ASPECTOS TARIFÁRIOS DA ANEEL PARA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

2.3.1 A ANEEL

O PND, instituído pela Lei 8.031/90, criou o Fundo Nacional de Desestatização (FND)

marco inicial do processo de privatização e regulação dos principais setores de infra-estrutura

do país. Ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), designado

como principal gestor do fundo, coube a incumbência de gerenciar e vender as empresas

estatais incluídas no PND.

Para o setor elétrico, as condições fundamentais do processo de desestatização foram,

em primeiro lugar, a implementação de uma de cadeia produtiva desverticalizada, separando

as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, a

partir daquele momento caracterizadas como áreas de negócio independentes. A geração e a

comercialização foram progressivamente desregulamentadas, enquanto que a transmissão e a

distribuição, que por sua natureza de monopólios naturais, continuaram sendo tratadas como

serviços públicos regulados.

Em segundo lugar , através da Lei 9.427 de 26 de Dezembro de 1996, foi criada a

ANEEL. Trata-se de uma autarquia em regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e

Energias (MME). Em seu website, são expostas as suas principais atribuições: regular e

fiscalizar a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização da energia elétrica;

mediar conflitos de interesses entre os agentes do setor elétrico e também suas relações com

consumidores; conceder, permitir e autorizar instalações e serviços de energia; garantir tarifas

justas, foco do presente trabalho; zelar pela qualidade do serviço; exigir

investimentos; estimular a competição entre os operadores e assegurar a universalização de

serviços. Sua missão declarada é a de proporcionar condições favoráveis para que o mercado

de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade

20

Como definido nos itens anteriores, é possível perceber a importância da agência em

conceber uma tarifa adequada que possa ser justa à sociedade e ao mesmo tempo ser atrativa

suficientemente para que o investidor recupere o seu custo de capital. Além disso, a ANEEL

tem a responsabilidade de reproduzir, dentro desse ambiente regulado, os efeitos da

concorrência encontrados em mercados competitivos.

2.3.2 Composição das Tarifas

Para o detalhamento dos principais mecanismos de atualizações tarifárias da ANEEL,

foram extraídas informações das notas técnicas emitidas pela ANEEL para cada uma das

concessionárias de distribuição de energia elétrica e, também, o caderno temático

disponibilizado pela própria agência acerca de tarifas de fornecimento de energia elétrica.

Dessa forma, foram analisados, respectivamente, a Nota Técnica n.º 184/2007-SRE/ANEEL

(2007) e o Caderno Temático ANEEL número 4 referente às Tarifas de Fornecimento de

Energia Elétrica (2005).

O regime adotado pela ANEEL para a concessão de distribuição de energia elétrica no

Brasil é de price cap, portanto, com alto poder de incentivo à eficiência econômica.

Entretanto, a receita auferida pelas empresas apresenta duas composições e em apenas uma

delas há a incidência do regime preço-teto, demonstrando o caráter híbrido do regime adotado

pela agência.

A primeira delas, denominada Parcela A, em que não há a incidência do regime price

cap, estão os custos determinados como não gerenciáveis por se tratarem ou de valores e

quantidades externas ao controle da empresa, ou de encargos e tarifas definidas dentro de um

âmbito legal fixado. Seus principais componentes são: os encargos setoriais, encargos de

transmissão e compra de energia elétrica para revenda. Este último é o item de maior

relevância dentro dos custos da Parcela A. Todos os seus valores são explicitamente indicados

nos contratos de concessão de energia elétrica.

A parcela B é a segunda parte da composição da receita das concessionárias e se

constitui dos custos gerenciáveis. São chamados assim porque estão dentro da capacidade de

gestão das empresas e, portanto, sujeitos a incidência do incentivo à eficiência. Seus

componentes principais são os custos vinculados à operação e manutenção dos serviços de

distribuição como: pessoal, serviços terceirizados e materiais, além dos custos de depreciação

e remuneração do capital. Este último se trata da parcela da receita necessária para um

rendimento adequado ao investidor para prestação do serviço público de energia elétrica e

21

responsável pela manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, foco do

presente trabalho. Outros custos são referentes à pesquisa e desenvolvimento e eficiência

energética, além das despesas com PIS/COFINS.

Para essa parcela, é importa ressaltar que a ANEEL utiliza-se do conceito de empresa

de referência, ou seja, a agência simula uma empresa eficiente em gestão, responsável pela

operação e manutenção das instalações elétricas, além da relação comercial com clientes em

uma determinada área geográfica. A ANEEL utiliza-se desse expediente para reduzir os

impactos da assimetria de informação e conflitos de interesse. Com o estabelecimento da

empresa de referência, a agência não fica subordinada ao fornecimento de informações por

empresas reguladas. Ao contrário, a própria agência aufere os custos operacionais necessários

para se caracterizar uma empresa eficiente regulada do setor elétrico.

A tabela 2 resume a estrutura da receita requerida pelas concessionárias, bem como

seus principais componentes.

Tabela 2 – Detalhamento da composição da receita

Fonte: Aneel (2007)

COMPOSIÇÃO DA RECEITA REQUERIDA

PARCELA A PARCELA B

(Custos não-gerenciáveis) (Custos gerenciáveis)

Encargos Setoriais Despesas de Operação e Manutenção

Cotas da Reserva Global de Reversão (RGR) Pessoal

Cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) Material

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) Serviços de Terceiros

Rateio de Custos do Proinfa

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

Encargos de Transmissão Despesas de Capital

Uso das Instalações de Conexão Cotas de Depreciação

Uso das Instalações de Distribuição Remuneração do Capital

Uso das Instalações da Rede Básica de Transmissão de

Energia Elétrica

Transporte de Energia Elétrica proveniente de Itaipu

Operador Nacional do Sistema (ONS)

Compra de Energia Elétrica para Revenda Outros

Contratos Iniciais P&D e Eficiência Energética

Energia de Itaipu PIS / COFINS

Contratos Bilaterais de Longo Prazo ou Leilões

22

2.3.3 Mecanismos de atualização das tarifas de distribuição

Como demonstrado na revisão bibliográfica, é fundamental que o processo de

atualização tarifária seja crível e transparente e, inclusive, pautado em obrigações e direitos

pré-estabelecidos em contrato de concessão de serviços público celebrado junto à União. Tal

fato é fundamental por se tratar de relações de longo prazo, com realização de investimentos

vultosos, havendo a necessidade de completude contratual para minimizar os riscos incorridos

pelo investidor. É através desse procedimento, de atualização das tarifas de distribuição, que

se vislumbra a capacidade de manter um equilíbrio econômico-financeiro do investimento

realizado, através da remuneração de todos os custos, inclusive o de oportunidade.

Para isso, a ANEEL estabelece três mecanismos: o reajuste tarifário anual - Índice de

Reajuste Tarifário (IRT), a Revisão Tarifária Periódica (RTP) e a revisão tarifária

extraordinária.

O primeiro deles tem como objetivo recompor o poder de compra anual da

concessionária. A fórmula paramétrica para o IRT segue:

Onde,

Em cada reajuste anual de um novo período tarifário, a concessionária tem a RA0

baseada na estrutura de tarifas então vigentes e também o novo valor da parcela A (VPA1). O

valor da parcela B é composto pela diferença entre a RA0 e VPA0. O novo valor da parcela B

(VPB1) é definido pela incidência do IVI, o Índice Geral de Preços de Mercado (IGPM)

publicado pela Fundação Getúlio Vargas, e do fator X de eficiência operacional, sobre o

antigo valor da parcela B (VPB0). Lembrando que para o cálculo da tarifa é estabelecido o

conceito de empresa de referência, o estímulo à eficiência operacional recai justamente sobre

23

os custos operacionais, já que para um mesmo nível real de tarifas, a redução de custos

implica em uma maior remuneração do capital.

Já a revisão tarifária periódica tem como objetivo equilibrar o contrato em sua forma

econômico-financeira. Ela é dividida em duas etapas: o reposicionamento tarifário e o cálculo

do fator X.

O reposicionamento tarifário define a parcela da receita responsável por cobrir os

custos operacionais e determinar a remuneração adequada sobre os investimentos realizados.

Para os custos operacionais, como exposto anteriormente, a ANEEL revisa os custos

necessários através do enfoque da empresa de referência. Os custos operacionais contemplam

as funções de recursos humanos, infra-estrutura física, envolvendo edificações, móveis e

sistemas de informação, materiais e serviços, além de transporte. O termo eficiente da

empresa de referência visa definir uma estrutura organizacional de referência que contemple a

otimização de recursos e, ao mesmo tempo, cumpra os requisitos contratuais de qualidade na

prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. Tal estrutura é composta

pelas funções: (i) direção, estratégia e controle, (ii) administração, (iii) finanças, (iv)

comercial e (v) técnica. A remuneração adequada, foco do presente trabalho, é constituída

pelo estabelecimento da cota de depreciação, parcela destinada a recomposição do

investimento realizado e pela remuneração do capital através do cálculo da taxa de retorno

adequada sobre o investimento a ser remunerado. Os aspectos sobre a taxa de remuneração

aplicada pela ANEEL serão detalhados adiante no item referente à metodologia. Outra

determinação importante está na definição da base de remuneração, ou seja, o montante do

investimento a ser remunerado. A ANEEL o denomina como ativos necessários para

prestação de serviço ou investimentos prudentes.

O cálculo do fator X é efetuado para originar as metas de eficiência para o próximo

período tarifário. Seus componentes são: (i) Xe, que reflete os ganhos de produtividade pelo

aumento no consumo de energia seja pelo incremento de consumo pelos consumidores

existente ou pela entrada de novos consumidores, (ii) Xc, que representa a avaliação de

satisfação dos consumidores baseados pelo índice IASC (Índice ANEEL de Satisfação do

Consumidor) e, por fim, (iii) Xa, que reflete o índice de reajuste da mão de obra do setor

formal que incide sobre a parcela B, especificamente no item pessoal.

É importante salientar que, Peano (2005) identifica o processo de reposicionamento

tarifário como parte integrante da Teoria do Custos Transação e aponta para a necessidade

desse processo ser explícito ex-ante para que não se constitua um aspecto relevante de

incompletude contratual. Além disso, a freqüência com que as revisões tarifárias periódicas

24

ocorrem também influencia no arcabouço regulatório. É possível identificar que quão maior a

freqüência de revisões tarifárias, maior a credibilidade do modelo regulatório, reduzindo-se o

risco percebido pelos investidores. Por outro lado, os custos regulatórios se elevam assim

como a propensão ao rent seeking.

Finalmente, outro mecanismo de alteração tarifária é a RTE, em que à ANEEL é

permitida solicitar da concessionária revisão da tarifa em função da identificação de

alterações materiais na estrutura de custos da empresa, fazendo com o contrato incorra em um

desequilíbrio econômico-financeiro.

2.4 TAXA DE RETORNO DE CUSTO DE CAPITAL

Como exposto nos itens anteriores, um dos atributos do agente regulatório é incentivar

os investimentos nos setores em que há monopólios naturais, como as indústrias de rede,

principalmente por importantes atividades econômicas apresentarem significativa

dependência. Por isso, além de determinar o regime de tarifação, o órgão regulador deve ser

capaz de estimar o custo de oportunidade do capital para estabelecer adequadamente a taxa de

retorno requerida pelos investidores. Brealey e Meyers (2003) definem que o custo de

oportunidade de capital é a taxa de desconto para investimentos ao nível adequado do risco da

empresa. Os riscos, portanto, fazem parte da análise e determinam o retorno demandado

pelos investidores, implicando que projetos mais arriscados requerem um custo de capital

mais elevado e, conseqüentemente, maior retorno esperado. Nesse sentido, Alexander et al

(1999) identificam que a integração entre o grau de risco envolvido e o regime regulatório

estabelecido são importantes para acessar a taxa de retorno requerida pelos potenciais

investidores e determinar o seu nível de lucratividade nos momentos de revisão tarifária.

Concluem que se o nível de retorno for inferior ao requerido, não haverá incentivo ao

investimento ou ele estará sujeito a degradação na qualidade de seu serviço. Por outro lado,

haverá excesso de investimento e lucratividade anormal, gerando ineficiência produtiva e

subalocação de recursos, caso o retorno seja sistematicamente superior ao demandado.

Por isso, o desafio do regulador é estabelecer uma taxa de retorno compatível a um

agente exposto pelas condições de mercado e a riscos equivalentes. Estache et al (2003)

estabelecem que o regulador deve identificar um nível de tarifa capaz de gerar um fluxo de

caixa consistente com a avaliação da empresa, que deve estar aderente ao seu custo de

oportunidade de capital. Concluem que a situação ideal, em termos regulatórios, seria aquele

25

em que a tarifa determinada proponha ao investidor uma taxa interna de retorno igual ao seu

custo de capital.

A metodologia freqüentemente utilizada pelas agências reguladoras para determinar o

custo de capital das empresas reguladas é o Weighted Average Cost of Capital (WACC) ou

Custo Médio Ponderado de Capital, amplamente debatido na literatura de finanças

corporativas por Copeland et al (2002), Brealey e Meyers (2003) e Damodaran (2002),

representado pela fórmula:

Onde,

A metodologia reflete a presença de duas fontes de recursos para financiamento de

investimentos sendo elas: (i) capital próprio mediante aporte de capital pelos acionistas ou

através de re-investimento de lucros retidos e (ii) dívida, contemplando financiamento

bancário ou emissão de títulos de dívida. O custo de capital da empresa, então, seria uma

média ponderada do custo de capital referente a cada uma das fontes, considerando a

participação efetiva de cada uma delas na sua estrutura de capital. Metodologicamente, o risco

do acionista é maior, já que, ao contrário do credor, o seu retorno não é certo, pois depende do

resultado auferido pela empresa após o pagamento da dívida. Além disso, em caso de falência,

o credor está à frente do acionista no recebimento de recursos. Outro aspecto importante na

metodologia é o efeito da tributação, uma vez que o pagamento de juros da dívida reduz a

base de cálculo dos impostos diretos, implicando numa redução do custo de capital da dívida.

Copeland et al (2002) determinam que o custo médio ponderado de capital é a taxa de

desconto, ou o valor do dinheiro no tempo, utilizado para converter fluxo de caixa esperado

em valor presente para todos os investidores. Acrescenta que para ser consistente com a

metodologia de fluxo de caixa descontado deve: (i) ter seus custos estabelecidos em termos

marginais, (ii) ser considerado após os impostos, já que os fluxos de caixa são considerados

26

dessa forma, (iii) usar taxas nominais ou reais compatíveis com o fluxo de caixa, (iv) ser

ajustado ao risco sistemático, já que cada investidor espera um retorno que compense o risco

assumido, (v) empregar valores de mercado nos pesos ao invés de valor contábil e (vi) ser

flexível a mudanças ao longo do período de projeção de caixa por haver expectativas de

alteração na inflação, risco sistemático ou estrutura de capital.

Neste ponto cabe ressaltar que há uma diferença entre o objetivo que a teoria de

finanças aponta sobre o Custo Médio Ponderado de Capital e o que é observado na prática

regulatória. A teoria, conforme Damodaran (2002), define que ao analisar uma empresa,

avaliar a qualidade de seus investimentos e decidir quanto pagar de dividendos é importante

reconhecer o custo do patrimônio líquido, da dívida e, enfim, dos custos globais de

financiamento das operações. Aponta, ainda, que há um poder discricionário dos

administradores, no que tange a seleção da estrutura de capital mais adequada para se

determinar o menor custo médio ponderado de capital para a empresa. Essas decisões, revela,

permeia a análise do trade-off entre a escolha de incorrer em dívida ou patrimônio líquido

para o seu financiamento. Dessa forma, o autor elenca diversas considerações para a

determinação dessa melhor estrutura de capital, entre elas: o estágio do ciclo de vida que as

operações da empresa se encontram, a reação do mercado à sinalização de uma emissão de

dívida relacionado, principalmente, aos custos diretos e indiretos de falência, os custos de

agência emergidos dos conflitos de interesse determinados pelos diferentes direitos sobre o

fluxo de caixa da empresa por terceiros e acionistas, os custos de transação das diferentes

fontes, entre outras. Portanto, o Custo Médio Ponderado de Capital apresenta um caráter

endógeno do modelo de avaliação de empresas e projetos, além disso, seu resultado não

impacta o fluxo de caixa.

Na prática regulatória, o modelo oferece uma lógica inversa. O Custo Médio

Ponderado de Capital é uma variável exógena e igual para todas as empresas do setor

regulado, com uma estrutura de capital ótima definida pela agência reguladora. Após sua

definição, a agência estabelece a tarifa ótima que visa equilibrar um preço justo ao

consumidor e um incentivo ao investimento. Assim, a definição do Custo Médio Ponderado

de Capital impacta diretamente o fluxo de caixa das empresas.

2.4.1 Estrutura de capital

No campo de regulação econômica, como definido no item anterior, o agente

regulador propõe um nível eficiente de alavancagem com a intenção de reduzir o custo do

27

financiamento das operações, determinado, então, por uma estrutura ótima de capital. Os

órgãos reguladores, em muitos casos, utilizam-se da análise de empresas comparáveis para

determinar a estrutura de alavancagem adequada de capital, principalmente aquelas que se

encontram em mercados não segmentados como os Estados Unidos e Reino Unido, para o

caso de empresas de distribuição de energia elétrica.

É importante ressaltar que, apesar dos custos da dívida serem geralmente menores que

o custo de capital, mais acentuado quando considerados os efeitos do benefício fiscal, a

máxima alavancagem não representa a estrutura ótima de capital. Brealey e Meyers (2003)

apontam que com o aumento do nível de alavancagem, elevam-se também os riscos

percebidos pelos acionistas. Trata-se, portanto, da segunda proposição de Modigliani-Miller

na qual demonstram que a taxa esperada de remuneração das ações de uma empresa

alavancada aumenta em proporção ao índice dívida-capital próprio. A equação trabalhada

pelos autores para demonstrar o retorno esperado do capital próprio de uma empresa

endividada é:

Onde,

Brealey e Meyers (2003) apontam a Teoria da Hierarquia de Fontes (Pecking Order)

como uma metodologia de definição da estrutura de capital da empresa. Com base em

assimetria informacional, os investimentos são financiados, primeiramente, por fundos

internos, principalmente lucros retidos. Em seguida por financiamento bancário ou emissão de

títulos de dívida e, por último, por emissão de novas ações. Leal (2002) elenca uma série de

estudos empíricos que suportam que a estrutura de capital das empresas brasileiras

acompanha essa teoria. Isso, porém, decorre em detrimento de não haver um mercado de

capitais desenvolvido, haver significativas limitações à utilização de endividamento de longo

prazo, restando, assim, a retenção de lucros como fonte de recursos mais relevante para as

empresas nacionais. Esse fato demonstra, portanto, forte dependência do capital próprio.

28

2.4.2 Custo da dívida

O custo da dívida representa o retorno demandado pelos credores para realização de

empréstimo cujo maior risco é o de inadimplência, ou risco de crédito. As empresas

conseguem utilizar recursos de terceiros através de empréstimos bancários comerciais ou por

emissão de títulos no mercado.

Brealey e Meyers (2003) apontam que uma das fontes do custo da dívida é a avaliação

de crédito elaborada pelas agências de rating, comparando-se empresas que apresentam riscos

similares. Quanto melhor (pior) a escala de classificação de risco, menor (maior) a

probabilidade de inadimplência da empresa e menor (maior) o spread, ou seja, o prêmio de

inadimplência requerido pelo mercado para conceder o empréstimo. As principais agências,

apontam, são a Moody´s, Standard & Poor´s e a Fitch. Os autores revelam que, além do risco

de crédito, outros fatores também são considerados: aspectos macroeconômicos, período de

maturação da dívida, nível de alavancagem, riscos específicos, volatilidade dos fluxos de

receita e custos, entre outros.

Caso as dívidas emitidas pelas empresas apresentem liquidez suficiente, outra fonte de

informação acerca dos custos de financiamento é o cálculo do rendimento até o vencimento

dos títulos em circulação no mercado secundário.

Outra metodologia para se determinar o custo de capital de terceiros é o modelo

aditivo de prêmio de risco. Esse é o modelo utilizado pela ANEEL e é baseado na seguinte

fórmula paramétrica:

Onde,

Outros riscos podem ser incorporados de acordo com a percepção dos aspectos

relevantes pelo avaliador: liquidez, tamanho da dívida, prazo de maturação, garantias, entre

outros.

29

Para o caso das empresas brasileiras, em que não há um mercado secundário de títulos

corporativos e pouca análise de crédito por empresas de rating, Leal (2002) propõe, como

última alternativa observar, o custo contratual de dívidas recém contraídas por empresas ou

empresas com risco semelhante. Dessa forma, esse modelo implica dizer que a informação

mais precisa sobre o custo de capital de terceiros, ou o custo da assunção de uma nova dívida,

é o custo contratual da última contraída.

Por fim, é importante ressaltar a necessidade de se estimar a alíquota marginal de

impostos corporativos para que o benefício da redução da base de cálculo pelo pagamento dos

juros, na apuração dos tributos a serem recolhidos, seja considerado.

2.4.3 Custo do capital próprio

O custo de capital próprio representa a taxa de retorno requerida pelos acionistas para

o investimento em determinada atividade, a partir da percepção do risco que esteja

incorrendo. É importante destacar que, a para a literatura de finanças, como descreve Brealey

e Meyers (2003) apenas o risco não diversificável pelo acionista deve ser remunerado. Os

autores demonstram que isso ocorre pelo fato dos investidores serem capazes de eliminar o

risco idiossincrático, aquele inerente a um ramo de atividade, pela composição de carteiras de

investimento bem diversificadas. O risco que permanece é, portanto, o risco sistemático que

deve ser recompensado.

Para agências reguladoras, Cornell et al.(1997) apud Leal (2002) apontam quatro

características importantes para estimar o custo de capital próprio. Citam que: (i) deve fazer

sentido e ser consistente com o senso comum e ficar entre 2% a 8% acima do rendimento do

título do tesouro dos Estados Unidos de longo prazo, (ii) deve gerar um prêmio de risco da

empresa que deve ser estável por períodos curto de tempo, (iii) deve ser aplicável ao longo

prazo e (iv) sua técnica deve ser simples e clara, de fácil aplicação, capaz de ser ajustada

facilmente por praticantes qualificados.

Estimar o custo do capital próprio é um dos temas mais controversos presente nas

discussões sobre regulação econômica e estabelecimento de tarifas justas. Isso decorre do fato

de muitos componentes importantes para sua estimativa não serem diretamente observáveis,

haver subjetividade na adoção dos parâmetros dos modelos, não haver consenso na literatura

de finanças sobre o modelo adequado, além de haver grande probabilidade de cada um deles

apresentar resultados diferentes.

30

Devido a essas grandes diferenças, os próximos itens apresentam um detalhamento dos

conceitos dos diversos modelos para o cálculo do custo de capital próprio, restrito ao fato de

ser aplicado a empresas de países emergentes, principalmente considerando-se o mercado

brasileiro, foco do trabalho.

2.4.3.1 Modelo do fluxo de caixa descontado

Esse modelo, também conhecido como modelo de crescimento de dividendos, é

bastante utilizado por agências reguladoras americanas, principalmente por serem simples,

fáceis de aplicar e estáveis no longo prazo. Sua metodologia mais simples fora proposta por

Gordon e Shapiro, contempla um crescimento constante de dividendos e pode ser

representada pela fórmula a seguir:

Onde,

Com o crescimento constante dos dividendos, assume-se a hipótese de perpetuidade do

fluxo e, por isso, não pode ser maior que o crescimento da própria economia. Dessa forma,

pelo cálculo da taxa interna de retorno do fluxo de caixa projetado é possível estabelecer o

custo do capital próprio.

Um modelo mais completo envolve a definição de diferentes períodos de estágio de

crescimento. Daniel e Dowdell (2001) apud Leal (2002) apresentam um modelo de três

estágios, sendo os dois primeiros diferenciados, refletindo o crescimento, respectivamente da

empresa e do setor, enquanto que o terceiro se limita a ao crescimento da economia

presumindo-se que há uma estabilização de crescimento pelo setor. A fórmula é descrita

abaixo:

31

2.4.3.2 Método aditivo de prêmio de risco

De forma geral, esse modelo adiciona à taxa livre de risco prêmios pertinentes ao risco

que o investidor está incorrendo. A IBBOTSON ASSOCIATES (2001a) apud Tinoco (2003)

apresenta um modelo de adição de riscos ilustrado pela equação:

Onde,

Assim, a metodologia é composta para incorporação dos componentes de riscos que

forem julgados adequados. Para o caso de agências reguladoras, é comum que riscos políticos

ou regulatórios sejam incluídos no modelo. A principal questão a ser averiguada pelo modelo

é quanto à correlação existente entre os diversos prêmios, passível de causar dupla contagem

e, logo, uma sobrestimativa do custo do capital próprio. Vale destacar também que o

coeficiente de cada prêmio de risco é igual a um, fato que pode ser facilmente questionado.

Uma alternativa proposta pela metodologia é adicionar prêmio de riscos sobre o seu

custo de endividamento. Como o credor tem preferência em relação ao fluxo de caixa, uma

vez que o acionista apenas recebe os dividendos após o pagamento de juros e amortizações de

principal, pode-se auferir que está menos exposto ao risco da empresa. Assim, o método

consiste em incorporar prêmios de risco sobre o custo da dívida, principalmente em casos que

ela pode ser observada por agência de ratings.

2.4.3.3 Modelo CAPM

O Capital Asset Pricing Model (CAPM) é um modelo de equilíbrio básico de

formação de preço de ativos, também conhecido como modelo de único fator, e foi

desenvolvido, independentemente, por Sharpe, Lintner e Mossin. Sua concepção foi originada

da teoria de carteiras e análise de investimento e o único fator de risco considerado é o prêmio

de risco de mercado. Seu pressuposto fundamental é que o que riscos específicos da empresa

podem ser eliminados através da diversificação de uma carteira de investimentos, portanto,

não sendo passíveis de remuneração, seguindo os princípios da diversificação de carteiras de

32

Markovitz (1952). Assim, a remuneração exigida pelo investidor varia em proporção direta

com a medida de risco sistemático, representado pelo prêmio de mercado.

Esse modelo é bastante aplicado pelas agências reguladoras para se estimar o custo do

capital próprio devido, principalmente, à simplicidade que pode ser observada na composição

de sua fórmula, também é denominada linha de mercado de títulos:

Onde,

Brealey e Meyers (2003) indicam que o beta deve abranger dois riscos: do negócio,

representado pelas incertezas do negócio que não conseguem ser eliminadas e o risco

financeiro que engloba o risco adicional em função da presença de capitais de terceiros no

investimento. Como descrito no subitem relativo à estrutura de capital, a alavancagem

financeira aumenta o risco percebido pelos acionistas. Portanto, os autores diferenciam o beta

entre beta do ativo, também denominado beta desalavancado, que envolve o risco do ativo

como um todo e o beta do acionista, ou beta alavancado, que incorpora os riscos

proporcionados pelo grau de alavancagem. A equação que representa essa relação dos betas

é:

Onde,

Assim, quando se utiliza o método comparativo de empresas para se estimar o beta,

prática bastante difundida pelas agências reguladoras, é importante verificar o nível de

alavancagem das empresas assemelhadas e também da empresa analisada. O procedimento

recomendado, portanto, deve consistir em: (i) estimar os betas alavancados das empresas

similares, (ii) calcular o beta do ativo de cada uma, (iii) estimar o beta do ativo médio e (iv)

realavancar em função da estrutura da empresa analisada. Esse processo é utilizado,

33

principalmente, para suprir a falta de informações históricas consistentes acerca de retornos

do mercado e de empresas ou setor como é comum em mercados em desenvolvimento.

Damodaran (1999a), por sua vez, define o beta como sendo a medida de risco em

finanças com duas características básicas. A primeira delas é que se trata de uma medida de

risco adicionado a uma carteira diversificada. Logo, é possível que um investimento seja de

alto risco, em termos de riscos individuais, porém de baixo risco em termos de risco de

mercado. A segunda característica é que ele é uma medida de risco relativo de um ativo em

torno do risco de mercado.

Essa discussão ganha importância ao analisar se uma carteira é diversificada o

suficiente para que os riscos idiossincráticos sejam eliminados. Emerge, dessa forma, a

questão de se o investidor deveria estar diversificado localmente ou globalmente. Leal (2002)

afirma que essa questão deve ser resolvida dependendo do grau de segmentação do mercado

em que a empresa está inserida em relação aos mercados internacionais. Descreve que se um

mercado é considerado integrado ao mercado mundial, não só o beta, mas todos os fatores

devem compreender fatores globais, sem a presença de fatores locais. O movimento de

internacionalização de investimentos tem favorecido a integração de mercados e, portanto, as

estimativas deveriam ser realizadas do ponto de vista do investidor estrangeiro. Em caso em

que o mercado é segmentado, a carteira de ativos diversificada do investidor fica limitada às

oportunidades do mercado local, sem a oportunidade de investimento em mercados

internacionais. Dessa forma, o custo do capital acionário deveria se restringir a um modelo

que contemple apenas fatores locais.

Para países emergentes, há uma discussão quanto ao risco país ser passível de

diversificação ou não. Damodaran (1999b) afirma que ele não é totalmente diversificável

mesmo porque o investidor seria incapaz de formar, na prática, uma carteira global totalmente

diversificada. Para o Brasil, Leal (2002) expõe estudos empíricos que confirmam que o

mercado não é segmentado, mas parcialmente integrado, recomendando que o modelo deva

contemplar aspectos globais e locais, assim como pretende o modelo da ANEEL, sem que

incorram em dupla contagem.

Nos próximos itens são apresentados modelos derivados do CAPM sugeridos pela

teoria de finanças que abordam a questão dos fatores globais e locais de forma variada. Antes

disso, porém, é pertinente ressaltar que além da simplicidade e fácil aplicabilidade, o modelo

CAPM carrega consigo uma série de premissas para formalização de seu conceito, fontes de

divergências e questionamentos por muitos profissionais e teóricos.

34

Elton et al (2008) frisam que o mundo real é complexo o suficiente para que seja

possível a criação de um modelo que reflita o comportamento do mundo real. Por isso,

evidenciam que o modelo CAPM baseia-se nas denominadas hipóteses subjacentes do modelo

de formação de preços de ativos, que são: (i) não existência de custos de transação, (ii) ativos

infinitamente divisíveis, (iii) ausência de imposto de renda, (iv) indivíduos sem capacidade de

influenciar o preço de uma ação através da compra ou venda dos ativos, (v) investidores

tomarem decisões em termos de valores esperados e desvios-padrões dos retornos de sua

carteira, (vi) permitida a venda a descoberto, (vii) possibilidade de aplicação e captação de

fundos à taxa livre de risco ilimitadamente, (viii e ix) homogeneidade de expectativas, os

investidores se preocupam apenas com a média e variância dos retornos num período e

definem esse período relevante da mesma maneira e (x) todos os ativos negociáveis, incluindo

capital humano.

2.4.3.3.1 Modelo CAPM simples doméstico

O modelo CAPM simples considera como único fator de risco o mercado doméstico.

Pressupõe, portanto, segmentação completa do mercado brasileiro. Trata-se de um modelo

muitas vezes rejeitado pelos períodos curtos de disponibilidade de informações, o que

compromete a confiabilidade estatística dos parâmetros. Outro questionamento constante é a

se há no Brasil, de fato, uma taxa efetiva de longo prazo livre de risco, por apresentar, em seu

histórico, períodos de hiperinflação e inadimplência. Além disso, já fora exposto por Leal

(2002) que o país não pode ser considerado totalmente segmentado. Sua fórmula paramétrica

é:

Onde,

35

2.4.3.3.2 Modelo CAPM Global

O modelo CAPM global considera que o mercado brasileiro é integrado ao mercado

internacional, por isso um modelo mais adequado à realidade. Considera, portanto, que o

único fator de risco prêmio de mercado global e é representado pela fórmula:

Onde,

Leal (2002) indica que é possível estimar os componentes dos modelos considerando-

se o mercado mundial ou o mercado americano. Ainda assim, muitos aspectos devem ser

relevados na elaboração de seus parâmetros como: o índice a se utilizar para medir o retorno

do mercado, a taxa livre de risco a ser considerada, o período histórico, além da média

histórica se utilizar: aritmética ou geométrica. Esses aspectos serão evidenciados no item de

metodologia do presente trabalho.

Com todos os parâmetros calculados, a última etapa consiste em converter o custo do

capital próprio da moeda de referência, ou dólares americanos para reais. O método

recomendável é o proposto por Damodaran (1999b) de adição do diferencial de inflação entre

o Brasil e o mercado considerado global, os Estados Unidos, supondo a validade da regra da

paridade do poder de compra.

Como identificado no item anterior, invariavelmente retornamos à discussão acerca da

capacidade das carteiras globais eliminarem todos os riscos diversificáveis, sem, portanto,

adicionar nenhum fator de risco diversificável no modelo. Stultz apud Leal (2002) afirma ser

comum analistas fazerem a inclusão, e um dos exemplos mais difundidos é a do risco país,

pela forte relação entre os movimentos dos mercados emergentes e os globais. Leal (2002)

afirma ser necessário contemplar no modelo fatores que exprimam o prêmio de risco global e

um prêmio de risco país. Os modelos a seguir buscam suprir essa necessidade.

36

2.4.3.3.3 Modelo de prêmio de risco de damodaran

Damodaran (1999b) ajustou o seu modelo para empresas de países emergentes para

contemplar dois fatores de riscos: o prêmio de risco para o mercado global e o prêmio de risco

sistemático de ações de países emergentes. Esse último visa compensar os riscos não passíveis

de diversificação pelo investidor estrangeiro.

A exposição ao risco dos prêmios inseridos no modelo é medida através dos

coeficientes de sensibilidade de cada um deles, exposto na equação a seguir:

Onde,

Para este último parâmetro, o autor sugere a seguinte expressão para sua estimativa:

Onde,

Prêmio de risco dos títulos da dívida do mercado local em relação aos títulos

corporativos do mercado global.

37

2.4.3.3.4 Modelo CAPM adaptado para países emergentes

Como alternativa ao modelo de Damodaran, o modelo CAPM adaptado para países

emergentes trata todas as empresas expostas de forma uniforme ao risco país. Esse prêmio é

adicionado ao modelo CAPM Global, como se estivesse sendo realizado em mercado global.

Sua fórmula é estabelecida por:

Onde,

O risco país é medido pela capacidade do país honrar os pagamentos da dívida

externa, afetado por decisões político-econômicas que podem influenciar as expectativas dos

investidores quanto a esse risco. Esse prêmio pode ser estabelecido pela diferença dos títulos

da dívida de países emergentes ou emerging market bond index (EMBI) e o rendimento dos

títulos do tesouro americano. Como o coeficiente de sensibilidade desse prêmio é estabelecido

como 1, há a possibilidade de se incorrer em dupla contagem por parte do risco de país ser

passível de diversificação.

Para evitar esse problema, o beta do modelo deve ser estabelecido com máxima

independência do risco país emergente. Recomenda-se, portanto, o cálculo do beta setorial do

mercado global, aplicar os procedimentos de desalavancagem e realavancagem. Apesar desse

modelo minimizar os aspectos de dupla contagem, pressupõe que todas empresas desse setor

no mercado local estão expostos aos mesmos riscos sistemáticos que as empresas do setor no

mercado global. Sua grande vantagem está na fácil aplicabilidade e intuição, fundamental

para os modelos requisitados pelas agências reguladoras.

2.4.3.3.5 Modelo de Betas multiplicativos de Solnik

Outro modelo variante do modelo CAPM Global foi elaborado por Solnik (2000). Ele

considera que a composição do risco específico de uma empresa é influenciada indiretamente

pelos retornos do mercado global. Assume que o beta do ativo em relação ao mercado global

é o produto do beta da empresa em relação ao mercado doméstico e o beta do mercado

acionário doméstico em relação ao mercado global. A equação a seguir demonstra o modelo:

38

Onde,

Para esse modelo, todos os retornos e prêmios de riscos devem estar em dólares. Há

uma restrição proposta por Stulz (1995) apud Leal (2002) argumentando que o produto dos

betas do modelo será igual ao beta da empresa em relação ao mercado global, apenas se a

covariância do prêmio de risco global com os resíduos da regressão dos retornos domésticos

do ativo com o prêmio de risco doméstico for nula. Dessa forma, há uma garantia de não

haver dupla contagem dos prêmios de risco. Essa expressão pode ser descrita como:

Onde,

Dessa forma, caso o segundo termo desta última equação for pequeno o suficiente, é

possível considerar que o modelo é válido pela utilização do prêmio de risco global como

fator de risco e o outro beta como medida de risco país.

39

3 METODOLOGIA

Conforme descrito na Introdução do trabalho, essa pesquisa busca analisar o modelo

elaborado pela ANEEL para a construção do custo de capital e sugerir modelos alternativos.

Dessa forma, essa seção descreve, de forma minuciosa, primeiramente, a metodologia de

cálculo adotada pela agência. Em seguida, discorre acerca da metodologia dos modelos

alternativos encontrados na literatura de finanças, incluindo-se as limitações dos modelos

propostos.

3.1 METODOLOGIA ANEEL

Para o cálculo da taxa de retorno, a agência utiliza a metodologia do Custo Médio

Ponderado de Capital, demonstrada no item 3.4 do presente trabalho. As principais fontes da

descrição da metodologia abordada pela ANEEL são a Nota Técnica nº 184/2007-

SRE/ANEEL (2007), referente à segunda revisão tarifária periódica da concessionária de

distribuição de energia elétrica, e as planilhas disponibilizadas pela própria agência.

As diretrizes para a determinação da estrutura de capital de empresas nacionais do

setor estão estabelecidas na Resolução Normativa da ANEEL nº 234, de outubro de 2006. A

relação dívida/capital total (D/T) de empresas de cinco países serviu de base para a

apresentação da estrutura de capital pela ANEEL. Argentina, Chile, Brasil, Grã-Bretanha e

Austrália foram divididas em três grupos: (1) Argentina e Chile, países em desenvolvimento e

regime regulatório price cap, (2) Grã-Bretanha e Austrália, países desenvolvidos e regime

regulatório price cap, e (3) Brasil.

Para cada grupo, determinou-se uma faixa de valores para a relação (D/T) através de

observações da média dos dados contábeis dos anos de 2005, 2004 e 2003, seguindo o

procedimento: (i) uma faixa para cada país, cujo limite inferior é a média da relação (D/T) dos

últimos três anos menos meio desvio-padrão e o limite superior é a mesma média mais meio

desvio-padrão, (ii) outra faixa para cada grupo 1 e 2, cujo limite inferior é a média dos limites

inferiores dos dois países de cada grupo e o limite superior também é a média dos limites

superiores dos países de cada grupo. Para o grupo 1, o intervalo apresentado foi de 36,36% a

51,84% enquanto que para o grupo 2 de 64,12% a 77,54%.

O próximo passo consistiu na combinação da faixa dos dois grupos anteriores criando

uma nova faixa, cujo limite inferior é o menor valor da relação D/T entre as faixas obtidas nos

grupos 1 e 2, enquanto que o limite superior é o maior valor. Resulta-se, portanto, em 36,36%

40

e 77,54% a faixa combinada dos grupos 1 e 2. Por fim, a agência estabelece como intervalo

regulatório, a interseção dessa nova faixa com a faixa para as empresas nacionais, cujo

intervalo resultado fora de 44,62% a 66,59%. Dessa forma, a própria faixa das empresas

brasileiras é o intervalo regulatório e a relação D/T consiste naquela que, dentro desse

intervalo, mais se aproxima da média simples da faixa definida nos intervalos dos grupos 1 e

2 combinados. A estrutura de capital, portanto, é de 56,95%, que após sofrer um pequeno

ajuste devido à participação da RGR, passa a ser de 57,16%. A tabela 3 a seguir resume o

procedimento para a obtenção da estrutura de capital para as empresas nacionais utilizada no

modelo. Os limites do grupo 3 da tabela divergem dos valores apresentados no texto da nota

técnica, porém não interferem no cálculo do custo de capital.

Tabela 3 - Cálculo da Estrutura de Capital ANEEL

Fonte: Aneel (2007)

Para o custo de capital próprio, o modelo empregado pela ANEEL é o CAPM

adaptado para países emergentes com a incorporação de risco país, regulatório e cambial,

exprimindo um modelo aditivo de prêmios de risco. A fórmula paramétrica proposta é:

Onde,

PAÍSES LIMITE INFERIOR LIMITE SUPERIOR GRUPO LIMITE INFERIOR LIMITE SUPERIOR

ARGENTINA 27,73% 45,83%

CHILE 45,00% 57,85%

AUSTRÁLIA 61,87% 76,43%

GRÃ-BRETANHA 66,37% 78,64%

BRASIL 40,88% 63,90% GRUPO 3 40,88% 63,90%

GRUPO 1 E 2 36,36% 77,54%

FAIXA REGULATÓRIA 40,88% 63,90%

MÉDIA GRUPO 1 E 2 56,95%

META PONTUAL 56,95%

Após reajuste RGR 57,16%

64,12%

51,84%

77,54%GRUPO 2

ESTRUTURA DE CAPITAL REGULATÓRIA DO SEGUNDO CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA

GRUPO 1 36,36%

41

Para o cálculo da taxa livre de risco, o rendimento do bônus do tesouro americano com

vencimento de dez anos e duration de aproximadamente oito anos foi utilizado. O cálculo

realizado foi a média aritmética das taxas de juros mensais dentro do período de janeiro de

1995 a junho de 2006, obtendo-se um rendimento médio de 5,32%.

O prêmio de risco de mercado foi constituído pela diferença entre os retornos médios

aritméticos mensais da taxa livre de risco, mesmo bônus americanos de dez anos, e o índice

de mercado Standard and Poor´s 500 (S&P 500). O período considerado foi de janeiro de

1928 a junho de 2006. O retorno do índice de mercado para esse período fora de 11,31%,

enquanto que para o ativo livre de risco, também desse período, fora de 5,22%, resultando em

um prêmio de risco de 6,09%.

O beta do setor foi elaborado de forma indireta, ou seja, estimou-se o beta de empresas

americanas do setor de energia dos Estados Unidos, cujas atividades principais estejam

vinculadas à oferta de distribuição e transmissão de energia elétrica, para representar o beta do

setor para as empresas nacionais. Foram selecionadas vinte empresas cuja participação dos

ativos nesses segmentos superasse 50% do ativo total. O procedimento adotado para o cálculo

do beta foi: (i) cálculo do beta das empresas assemelhadas, através dos seus retornos semanais

contra o retorno do índice S&P 500 no período de julho de 2001 a junho de 2006, (ii)

desalavancagem dos betas pela estrutura de capital de cada empresa e alíquota de 40% para o

imposto de renda americano, (iii) cálculo da média dos betas desalavancados, ponderado pela

participação do capital da empresa no total do capital da amostra, resultando no beta

desalavancado do setor, (iv) realavancagem do beta utilizando-se a estrutura de capital no

Brasil, mencionada no início desse item, e alíquota de imposto de renda e contribuição social

sobre lucro líquido que totaliza 34%.

Assim, o beta desalavancado das empresas americanas foi de 0,296 (86,2 ÷ 291,313) e

o beta realavancado para a estrutura de capital das empresas nacionais foi de 0,554.

As tabelas 4 e 5 a seguir resumem o procedimento e os resultados obtidos:

42

Tabela 4 - Cálculo do Beta Indireto Médio das Empresas Americanas

Fonte: Aneel (2007)

Tabela 5 - Cálculo final do Beta realavancado do setor de distribuição elétrica

Fonte: Aneel (2007)

Houve a necessidade de se incluir o prêmio de risco de regime regulatório, uma vez

que o regime adotado pela regulação americana para suas empresas é o de cost plus que

AMERICAN ELECTRIC POWER 1,24 36.172 77,05% 0,41 14.932

FPL GROUP INC 0,65 33.004 71,50% 0,26 8.548

FIRSTENERGY CORP 0,62 31.841 74,46% 0,22 7.139

PROGRESS ENERGY INC 0,72 27.023 71,22% 0,29 7.871

TXU CORP 0,98 25.539 87,55% 0,19 4.789

CONSOLIDATED EDISON INC 0,44 24.850 68,03% 0,19 4.790

CONSTELLATION ENERGY 0,92 21.474 72,88% 0,35 7.594

ENERGY EAST CORP 0,76 11.488 75,52% 0,27 3.078

ALLEGHENY ENERGY 2,21 8.559 81,63% 0,60 5.164

ALLIANT ENERGY 0,77 7.733 70,57% 0,31 2.433

PNM RESOURCES INC 0,87 5.125 69,00% 0,37 1.902

AQUILA INC 1,56 4.631 78,39% 0,49 2.271

DUQUESNE LIGHT HOLDING 0,76 2.821 75,65% 0,26 745

ALLETE 0,93 1.399 58,35% 0,50 706

AMEREN COPORATION 0,57 18.162 65,93% 0,27 4.828

BLACK HILLS 0,97 2.120 67,03% 0,44 929

PPL CORP. 0,89 17.926 77,61% 0,29 5.199

SIERRA PACIFIC RESOURCE 1,15 7.871 78,08% 0,37 2.889

UNISOURCE ENERGY CORP. 0,52 3.127 84,52% 0,12 377

UNITIL CORP 0,13 451 80,04% 0,04 17

Total 291.313 Total 86.200

EMPRESA

CAPITAL

TOTAL 2005

(em MUS$)

BETA

ALAVANCADO

- JUL/01 A

JUN/06

BETA

DESALAVANCADO -

JUL/01 A JUN/06

ESTRUTURA DE

CAPITAL MÉDIA

D/V (5 ANOS)

BETA*CAPITAL

CÁLCULO DO BETA AMERICANO FONTE: REUTERS

ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL

D/V 56,95%

ALÍQUOTA DE IMPOSTO

BETA DESALAVANCADO USA

MÉDIA PONDERADA 0,296

BETA DO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO

BETA REALAVANCADO 0,554

IMPOSTO DE RENDA

CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

TOTAL

9%

25%

34%

43

representa menor risco ao investidor, diferentemente do que ocorre no regime adotado pela

ANEEL. Para compensação desse risco, a ANEEL adiciona, então, o prêmio de regime

regulatório determinado pela diferença entre o beta desalavancado do setor americano e o

beta, também desalavancado, das empresas do setor do Reino Unido, que adota o regime price

cap. O beta do Reino Unido é considerado pela Office of Gas and Electricity Markets

(OFGEM) como sendo igual a 1 que desalavancado pela estrutura de capital e alíquota de

impostos registrados nesse país, é estimado em 0,513. Como o beta desalavancado do setor

americano é de 0,296, o coeficiente do prêmio de risco regulatório resulta em 0,218.

Multiplicado pelo prêmio de risco de mercado de referência, o total do prêmio de risco

regulatório auferido é de 1,33%.

O prêmio de risco país, calculado pela ANEEL, é obtido de acordo com a fórmula:

Onde,

O risco soberano é tratado como a diferença do rendimento de um título de renda fixa

emitida em dólares pelo governo brasileiro e o rendimento oferecido pelos títulos de renda

fixa do governo americano, ou sua taxa livre de risco. Para esse cálculo, a ANEEL utilizou a

média da série histórica diária do índice EMBI BR calculado pelo J.P. Morgan, de abril de

1994 a junho de 2006, resultando em um rendimento médio do spread de 7,87%. Para

alcançar o prêmio de risco de crédito do Brasil, a agência adotou a média dos spreads sobre a

taxa livre de risco americano de títulos emitidos por empresas americanas com classificação

de risco semelhantes a do Brasil (Ba2 pelos critérios da Moody´s). Do período de abril de

1994 a junho de 2006, a taxa média foi de 2,96%, resultando em um prêmio de risco país

igual a 4,91%.

Por fim, o último parâmetro para a determinação do custo de capital próprio é o

prêmio de risco cambial, definido pela diferença entre o spread de câmbio no mercado futuro

e a expectativa de desvalorização cambial, que é adicionada de um ruído branco. É aplicado

um procedimento estatístico denominado Filtro de Kalman para que esse ruído seja eliminado.

O prêmio foi calculado através de dados mensais do mercado futuro de câmbio cotado na

Bolsa de Mercadorias e Futuro no período de julho 1999 a junho de 2006 e seu resultado foi

de 1,78%.

44

Dessa forma, o resultado do custo de capital próprio estabelecido pela ANEEL foi de:

Para o custo de capital de terceiros, a ANEEL também adota o modelo aditivo de

prêmio de risco. Sua fórmula paramétrica é definida como:

Onde,

Todos os parâmetros já foram, anteriormente, calculados no custo de capital próprio.

Assim, o resultado da equação referente ao custo de capital de terceiros fica definida:

Tendo em vista que o custo de capital próprio é da ordem de 16,71%, o custo de

terceiros de 14,97%, a estrutura de capital adotada para empresas nacionais de 57,16% e a

alíquota de imposto de 34% é possível obter o custo médio ponderado de capital, como

segue:

Esse valor, no entanto, está em bases nominais e devem ser auferidas em bases reais,

uma vez que o reajuste tarifário contempla a correção pela inflação, através do IGPM. Por

isso, para que o custo de capital seja deflacionado, a agência estabelece como taxa de

inflação, a média aritmética anual do índice de preço ao consumidor do mercado americano

do período de 1995 a 2005, que resultou em 2,60%. Assim, o custo médio ponderado de

capital, em bases reais, é obtido por:

O resumo dos parâmetros e cálculos estipulados pela ANEEL encontra-se na tabela 6 a

seguir:

45

Tabela 6 – Parâmetros do Cálculo do Custo de Capital Médio Ponderado pela ANEEL

Fonte: Elaboração própria

3.2 METODOLOGIA PROPOSTA

Tendo em vista o modelo adotado pela ANEEL para o cálculo do custo de capital, o

presente trabalho tem como objetivo analisá-lo e compará-lo com cálculos alternativos

sugeridos. A seleção dos modelos teve como critério: (i) ter base na literatura de finanças, (ii)

serem aplicáveis e observáveis e (iii) de fácil compreensão. Também foram utilizados

parâmetros diferentes para um mesmo modelo alternativo, apresentando diversos resultados.

Tudo isso teve a importância de evidenciar a discricionariedade que os modelos podem

apresentar e, assim, suscitar ainda mais discussões sobre este importante tema.

Estrutura de capital

Capital próprio 42,84%

Capital de terceiros 57,16%

Custo do Capital Próprio

Taxa livre de risco 5,32%

Prêmio de risco de mercado global 6,09%

Beta médio realavancado 0,554

Beta ajustado regulatório 0,218

Beta final 0,772

Prêmio de risco de mercado e regulatório 4,70%

Prêmio de risco país 4,91%

Prêmio de risco cambial 1,78%

Custo do Capital Próprio nominal 16,71%

Custo do Capital Próprio real 13,75%

Custo do Capital de Terceiros

Prêmio de risco de crédito 2,96%

Custo da dívida nominal 14,97%

Custo da dívida real 12,06%

Custo Médio Ponderado de Capital

WACC nominal após IR 12,81%

Inflação 2,60%

WACC real após IR 9,95%

46

A maior diferença encontra-se no cálculo dos betas setoriais dos modelos realizado

através do método direto elaborando-se uma carteira de ativos nacionais explicado mais

detalhadamente nos modelos a seguir. Para os modelos globais foi incorporado o risco

cambial para que, ao final, os modelos pudessem ser convertidos para a moeda nacional.

3.2.1 Modelo CAPM doméstico

O primeiro modelo sugerido é o CAPM Doméstico e tem como equação a seguinte

fórmula:

Onde,

Assim, o cálculo dos parâmetros considerados para a elaboração do modelo, todos

nacionais, cuja fonte de dados foi a Economática, seguiu os seguintes critérios:

Taxa livre de risco nacional: calculada através da média mensal dos retornos dos

ativos Selic e Poupança do período de julho de 2001 a junho de 2006;

Prêmio de risco de mercado nacional: dois índices foram considerados para esse

parâmetro, o Ibovespa e o IBX, calculando-se a média mensal dos retornos, menos cada uma

das taxas livre de risco, para o mesmo período de julho de 2001 a junho de 2006;

Beta: o beta desejado é o da forma direta e, para isso, buscou-se identificar empresas

nacionais do setor elétrico para formação de uma carteira de ativos, denominada aqui de Setor

de Energia, para regredir o seu retorno contra o retorno dos índices de mercado, com o

seguinte critério: apresentar ativo imobilizado destinado à atividade de distribuição e

transmissão que represente mais que 50% do ativo imobilizado total e liquidez no mercado de

capital nacional para o período de julho de 2001 a junho de 2006. Tal qual método de seleção

de empresas de distribuição realizada pela ANEEL no cálculo do beta indireto.

Para identificar a participação do ativo imobilizado em cada uma das atividades fins

das empresas, foram pesquisados os relatórios anuais de cada uma referente ao ano de 2005.

47

Além disso, para determinar os outros parâmetros para o cálculo do custo de capital, manteve-

se a mesma estrutura de capital estipulada pela ANEEL.

Para o custo da dívida no mercado nacional, o método empregado foi através da

observação da recente contratação pelas empresas identificadas na carteira de empresas Setor

de Energia com o seguinte critério: identificação das empresas com maior relevância em

montantes de endividamento, cuja soma supere 80% do total e, para cada empresa, identificar

o custo médio de suas maiores fontes nacionais que superem 35% do total do endividamento.

O passo seguinte foi calcular o custo da dívida médio, ponderado pelo endividamento de cada

empresa. A fonte para o cálculo da dívida foram os relatórios anuais das empresas

identificadas na carteira Setor de Energia do ano de 2005. Como inflação esperada, foi

mantido o centro da meta determinado como política do Banco Central do Brasil de 4,50%.

A tabela 7 a seguir demonstra as combinações possíveis para o cálculo do CAPM

doméstico simples:

Tabela 7 - Combinação de possíveis Custos de Capital Médio Ponderado modelo nacional

Fonte: Elaboração própria

3.2.2 Modelo CAPM Global

O próximo modelo é o CAPM Global, versão adaptada para países emergentes, que,

relembrando, tem a seguinte fórmula paramétrica, incluindo o prêmio de risco cambial:

Risk Free Caminho Beta (a)Prêmio de risco

do mercado (b)

Prêmio de

risco (a x b)

CAPM

NominalDívida

WACC

Nominal

WACC

Real

48

Onde,

Dessa forma, os parâmetros calculados tiveram o seguinte critério:

Taxa livre de risco global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL;

Prêmio de risco de mercado global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL;

Beta do setor: calculou-se o beta pela regressão dos retornos mensais do Setor de

Energia em moeda forte, ou seja, convertido pelo fechamento da PTAX do mês, contra o

retorno do índice de mercado S&P 500, para o período de julho de 2001 a junho de 2006;

Prêmio de risco cambial: utilizou-se o mesmo cálculo da ANEEL.

3.2.3 Modelo de betas multiplicativos de Solnik

O modelo seguinte é o de Betas Multiplicativos que, relembrando, tem a seguinte

fórmula paramétrica, incluindo o prêmio de risco cambial:

Onde,

Os parâmetros para esse modelo foram desenvolvidos da seguinte forma:

49

Taxa livre de risco global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL;

Prêmio de risco de mercado global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL;

Beta do setor: foram calculados três parâmetros com diferentes ativos, (i)

considerando os retornos mensais em reais do período de junho de 2001 a junho 2006 do

Setor de Energia contra o Ibovespa, (ii) considerando os retornos mensais em reais do período

de junho de 2001 a junho 2006 do Setor de Energia contra o IBX e, (iii) considerando como

beta do setor, o beta indireto realavancado calculado pela ANEEL;

Beta do mercado doméstico contra mercado global: foram considerados quatro

parâmetros diferentes, (i) calculado através da regressão do Ibovespa convertido para moeda

dólar pela PTAX de fechamento do mês, contra o índice de mercado S&P 500 para o período

de julho de 2001 a junho de 2006, (ii) regredindo os mesmos ativos porém num período

maior, de julho de 1996 a junho de 2006, (iii) regredindo o índice IBX contra o S&P 500 para

o período de julho de 2001 a junho de 2006 e (iv) regredindo o índice IBX contra o S&P 500

para o período de julho de 1996 a junho de 2006,

Prêmio de risco cambial: utilizou-se o mesmo cálculo da ANEEL.

Nos modelos globais, todas as informações que não tiveram como fonte a ANEEL

foram extraídas na Economática. Além disso, para esses modelos, os critérios de cálculo da

estrutura de capital, custo da dívida e inflação do modelo sugerido pela ANEEL foram

mantidos. A tabela 8 a seguir resume os modelos e parâmetros utilizados e busca comparar os

resultados com o modelo oferecido pela ANEEL:

50

Tabela 8 – Combinação de possíveis Custos de Capital Médio Ponderado modelo global

Fonte: Elaboração própria

RF Beta Indireto (a)Prêmio de risco do

mercado (b)

Prêmio

de risco

(a x b)

Beta

Regulatório (c)

Prêmio de risco

do mercado (d)

Prêmio

de risco

(c x d)

Risco paísTotal prêmio de

riscoRisco cambial

Custo do Capital

PróprioWACC Real

Modelo

Beta

5,32% 0,5542 6,09% 3,38% 0,2180 6,09% 1,33%

US Treas.

Alternativas de decisão - CAPM Global

RF Beta (a)Prêmio de risco do

mercado (b)

Prêmio

de risco

(a x b)

Risco cambialCusto do Capital

PróprioWACC Real

US Treas. Impacto Impacto Impacto

Alternativas de decisão - Betas Multiplicativos de Solnik

RF

Prêmio

de Risco

(c)

Risco cambialCusto do Capital

PróprioWACC Real

Impacto Impacto Impacto

Impacto Impacto Impacto

Impacto Impacto Impacto

US Treas.

Impacto Impacto Impacto

Impacto Impacto Impacto

Impacto Impacto Impacto6

Ibx em US$ contra S&P (jul/96 - jun/06) Setor de energ. em R$ contra Ibx. em R$ Impacto

5Beta Indireto ANEEL Impacto

Setor de energ. em R$ contra Ibov. em R$ Impacto

Ibov. em US$ contra S&P (jul/96 - jun/06)

Setor de energ. em R$ contra Ibx. em R$ Impacto

4

Beta Indireto ANEEL Impacto

3Ibx em US$ contra S&P (jul/01 - jun/06)

Ibov. em US$ contra S&P (jul/01 - jun/06)

2

1Setor de energ. em R$ contra Ibov. em R$ Impacto

Beta País (a) Beta Setor (b) Total Prêmio de Risco (a x b x c)

Retorno de empresas dos EUA contra S&P realav. Dif. dos betas dos setor entre EUA e UK

Total prêmio de risco

N/ARetorno do Setor de Energia em US$ contra S&P Impacto

4,91% 9,61% 1,78% 16,71% 9,95% N/A

51

3.3 LIMITAÇÕES DOS MÉTODOS PROPOSTOS

Nos modelos propostos no presente trabalho, suporte para comparação com o

modelo oferecido pela ANEEL, algumas limitações se fazem presente. Uma delas,

talvez a mais importante, é o menor desenvolvimento do mercado de capitais de países

emergentes quando comparado a países desenvolvidos. Dentro desse tópico, críticas

como curto histórico, dominância do mercado por algumas empresas e baixo volume se

comparado ao volume de transações da economia como um todo são recorrentes.

A construção da carteira do Setor de Energia, que visa englobar as empresas que

apresentam a maioria dos ativos destinados à oferta de distribuição e transmissão de

energia, apresenta duas limitações. A primeira delas decorre do fato da carteira poder

não representar de forma efetiva as empresas nacionais de distribuição e transmissão de

energia elétrica, por haver empresas relevantes do segmento que não possuam suas

ações cotadas em bolsa ou que não possuíam capital aberto dentro do período

especificado para o estudo.

A segunda limitação parte do critério adotado para o estudo de mais de

cinqüenta por cento dos ativos serem destinado a distribuição e transmissão. Mesmo

adotando-se esse filtro para a composição da carteira, certamente os seus retorno estarão

contaminados pela parte dos ativos destinados às atividades de comercialização e

geração de energia. Atividades essas que não sofrem regulação econômica, portanto

sujeitas as forças de livre de mercado, o que pode influenciar o retorno da carteira

destinada, em teoria, a representar o retorno das companhias comprometidas com a

atividade regulada pela ANEEL. Cabe ressaltar que esta mesma limitação está presente

também no modelo oficial da agência por adotar critério semelhante na seleção de

empresas para o cálculo do beta.

Por fim, outra limitação é o curto período utilizado para estimar o retorno da

carteira do Setor de Energia e calcular o beta em relação ao mercado. Isso se deve ao

fato do planejamento de desestatização organizado pelo Estado ser recente e, portanto,

haver apenas um curto histórico de regulação exercida pela ANEEL, como exposto no

item 3.3.1. Dessa forma, o retorno exigido deve condizer com o período mais recente

que contemple as condições regulatórias. Ademais, dentro desse período, mais

especificamente nos anos de 2001 e 2002, durante o governo do presidente Fernando

Henrique Cardoso, ocorreu o apagão elétrico sem precedentes na história brasileira.

52

Trata-se de uma época de escassez de energia e interrupções freqüentes na oferta de

distribuição de energia, o que afetou severamente os retornos das empresas desse setor.

4 RESULTADOS

Os resultados dos modelos obtidos e sua análise são apresentados nessa seção.

4.1 CARTEIRA DO SETOR DE ENERGIA

Dentro do critério adotado, apresentado na seção 3.2.1 relativo ao beta, dez

empresas apresentaram condições para que pudessem ser figuradas na carteira do Setor

de Energia. São elas: CELESC, CELPE, CEMIG, COELBA, COELCE, ELEKTRO,

ELETROPAR, ELETROPAULO, LIGHT e TRANSMISSÃO PAULISTA.

A carteira apresenta uma abrangência geográfica importante, representando os

principais centros econômicos do país e presente nos seguintes estados: Santa Catarina,

Pernambuco, Minas Gerais, Bahia, Ceará, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Rio de

Janeiro. Assim, das cinco regiões do Brasil, a carteira apresenta empresas que atuam em

quatro dessas regiões. Além disso, a Eletropar, apesar de não ter um investimento com

montantes significativos, apresenta investimento em empresas, eminentemente, de

distribuição de energia como BANDEIRANTE, ESCELSA e a CPFL.

Em termos de patrimônio líquido, referente ao fim do ano de 2005, as empresas

destinadas somente a distribuição da carteira Setor de Energia, sem a inclusão das

empresas BANDEIRANTE (Paraná), ESCELSA (Espírito Santo) e CPFL (interior de

São Paulo), representam 40% do total do patrimônio líquido das empresas utilizadas

pela ANEEL para o cálculo da estrutura de capital, composto por 64 empresas.

Incluindo-se a empresa TRANSMISSÃO PAULISTA, de transmissão de energia, esse

percentual atinge 53%.

Algumas empresas importantes do setor não foram incluídas, como as já

mencionadas BANDEIRANTE, ESCELSA, CPFL por não terem ações no mercado de

capitais dentro do período estabelecido. A COPEL (Paraná), apesar de relevante no

setor de distribuição, não foi incluída por seu ativo imobilizado destinado a essa

atividade não corresponder a mais que 50% do ativo imobilizado total. Outras empresas

relevantes não incluídas são: Manaus e Ampla (Rio de Janeiro), por serem de capital

fechado. A tabela 9 a seguir demonstra as empresas selecionadas e a distribuição do

ativo imobilizado referente ao ano de 2005.

53

Tabela 9 – Volume de Ativos nas Diferentes Áreas das Empresas de Energia Nacional

Fonte: Elaboração própria

Ativo Imobilizado em kR$ CELESC CELPE CEMIG COELBA COELCE ELEKTRO ELETROPAR ELETROPAULO LIGHT TR. PAULISTA

Distribuição 1.146,62 883,88 4.901,47 1.475,17 1.089,31 1.235,82 5.312,02 2.892,32 -

Geração 30,19 5,78 4.570,88 - - - - 642,85 -

Transmissão - - 739,13 - - - - 10,23 3.623,35

Gás - - 71,14 - - - - - -

Telecomunicação - - 270,27 - - - - - -

Comercialização - 10,24 - 6,79 297,35 - 66,44 85,29 -

Administração 79,32 32,13 236,06 59,93 192,05 125,69 183,89 270,83 -

Total 1.256,12 932,03 10.788,96 1.541,90 1.578,71 1.361,50 93,65 5.562,34 3.901,53 3.623,35

Participação CELESC CELPE CEMIG COELBA COELCE ELEKTRO ELETROPAR ELETROPAULO LIGHT TR. PAULISTA

Distribuição 91,28% 94,83% 45,43% 95,67% 69,00% 90,77% 95,50% 74,13% 0,00%

Geração 2,40% 0,62% 42,37% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 16,48% 0,00%

Transmissão 0,00% 0,00% 6,85% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,26% 100,00%

Gás 0,00% 0,00% 0,66% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Telecomunicação 0,00% 0,00% 2,51% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Comercialização 0,00% 1,10% 0,00% 0,44% 18,84% 0,00% 1,19% 2,19% 0,00%

Administração 6,31% 3,45% 2,19% 3,89% 12,16% 9,23% 3,31% 6,94% 0,00%

Total 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%

Total da Participação:

Distribuição e Transmissão91,28% 94,83% 52,28% 95,67% 69,00% 90,77% N/A 95,50% 74,40% 100,00%

Empresa de

Participação: Energias

do Brasil, CPFL

Energia, Transmissão

Paulista, Eletropaulo,

EMAE (água e

energia)

54

O Índice de Energia Elétrica (IEE), disponível no mercado também foi testado,

mas a participação do ativo imobilizado destinado à atividade de geração de energia tem

predominância, pela forte influência das empresas CESP e ELETROBRAS. A soma do

ativo imobilizado dessas empresas, para o ano de 2005, representa mais de 70% da

soma do ativo imobilizado das empresas presentes nesse índice. Dessa forma, esse

índice permaneceu fora dos cálculos elaborados no presente trabalho.

4.2 MODELOS NACIONAIS

Quanto ao cálculo dos parâmetros, os resultados para os modelos nacionais estão

descritos a seguir:

Taxa livre de risco nacional: as médias determinadas, para o período de julho de

2001 a junho de 2006, para a poupança e Selic foram, respectivamente, 9,30% e

19,04%.

Prêmio de risco de mercado nacional: as médias dos retornos dos índices de

mercado Ibovespa e IBX, para o cálculo do prêmio de risco de mercado, se situaram em,

respectivamente, 20,10% e 28,23%, para o período de julho de 2001 a junho de 2006.

Para o cálculo do prêmio de risco de mercado, os retornos aqui obtidos devem ser

subtraídos das taxas livre de risco nacional obtidos no item acima.

Beta (i): o retorno do Setor de Energia contra o Ibovespa, para o período de

julho de 2001 a junho de 2006, resultou em um coeficiente beta de 0,8415, com um

erro-padrão de 0,0789, portanto, significativo, uma constante de regressão não

significativamente diferente de zero, com um erro-padrão de 0,0063 e um R2 de 0,66,

considerado bom. Apêndice 1 demonstra o resultado gerado pelo software E-Views.

Beta (ii): para o retorno do Setor de Energia contra o IBX, para o mesmo

período, os resultados foram: coeficiente beta igual a 0,8566, com um erro-padrão de

0,1099, logo, significativo, uma constante de regressão não significativamente diferente

de zero, com erro-padrão de 0,007. Além disso, o R2, um pouco menor, foi de 0,51.

Apêndice 2 demonstra o resultado gerado pelo software E-Views.

O custo da dívida calculado foi de 16,80% conforme metodologia descrita no

item referente a custo da dívida. Apêndice 3 reflete o resumo do custo da dívida.

A tabela 10 resume os parâmetros calculados para os modelos nacionais:

55

Tabela 10 – Parâmetros para as Propostas dos Modelos Nacionais

Fonte: Elaboração própria

A tabela 11 a seguir identifica as combinações possíveis para a elaboração dos

modelos CAPM domésticos e os seus resultados.

Tabela 11 – Resultado dos Modelos Nacionais

Fonte: Elaboração própria

Assim, é possível perceber que os resultados podem variar de acordo com os

ativos escolhidos. Utilizando-se o IBX, como índice representativo do mercado, os

Taxa livre de risco

Poupança 9,30%

Selic 19,04%

Retorno de índices de mercado

Ibovespa 20,10%

IBX 28,23%

Betas

(i) Setor de Energia contra Ibovespa 0,841572

(ii) Setor de Energia contra IBX 0,856651

Custo da dívida

Custo médio 16,80%

Inflação

IPCA 4,50%

Risk Free Caminho Beta (a)Prêmio de risco

do mercado (b)

Prêmio de

risco (a x b)

CAPM

NominalDívida

WACC

Nominal

WACC

Real

0,8416 1,06% 0,89%

19,04%

Selic

0,8567 9,19% 7,88%

0,8577 18,93% 16,23%

9,30%

Poupança

0,8419 10,79% 9,09%

25,54% 12,23%Retorno do Setor de Energia contra IBX

16,80% 17,28%

18,39% 9,30%Retorno do Setor de Energia contra Ibovespa

16,80% 14,21%

19,93% 9,93%Retorno do Setor de Energia contra Ibovespa

16,80% 14,87%

26,91% 12,79%Retorno do Setor de Energia contra IBX

16,80% 17,87%

56

resultados ficam acima do valor estipulado pela ANEEL, enquanto que ao considerar o

Ibovespa seus resultados são inferiores.

Os modelos nacionais perdem parte de sua importância pelo mercado de capitais

nacional não ser totalmente segmentado, podendo o investidor usufruir de ativos globais

para diversificar a sua carteira, ampliando, portanto, suas matrizes de média e variância.

Tais resultados, no entanto, se apresentam como uma referência comparativa ao modelo

sugerido pela ANEEL e, além disso, podem servir de base para aqueles investidores que

não possuem a capacidade de atuação global.

4.3 MODELOS GLOBAIS

Para os modelos globais, os mesmos retornos da carteira Setor de Energia foram

empregados e para a conversão para moeda forte, dólar, utilizou-se a PTAX de venda do

fechamento de cada mês. Para o CAPM Global, os resultados calculados foram:

Taxa livre de risco global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL, 5,32%.

Prêmio de risco de mercado global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL,

6,09%.

Beta do setor: o retorno do Setor de Energia convertido pela PTAX contra o

S&P 500, para o período de julho de 2001 a junho de 2006, resultou em um coeficiente

beta de 2,217, com um erro-padrão de 0,3773, portanto, significativo, uma constante de

regressão não significativa, a 5%, com um erro-padrão de 0,0134 e um R2 de 0,37.

Apêndice 4 demonstra o resultado gerado pelo software E-Views.

Prêmio de risco cambial: utilizou-se o mesmo cálculo da ANEEL, 1,78%.

O resumo dos parâmetros obtidos segue na tabela 12 a seguir:

Tabela 12 – Parâmetros para as Propostas dos Modelos Globais

Fonte: Elaboração própria

Taxa livre de risco

US Treasury 10 anos 5,32%

Prêmio de Mercado Global

S&P 500 - US Treasury 10 anos 6,09%

Beta

Setor de Energia em dólar contra S&P 500 2,217

Prêmio de Risco Cambial

Prêmio de risco cambial 1,78%

57

O resultado do custo de capital próprio nominal desse modelo foi de 20,61%.

Considerando-se os parâmetros de dívida e estrutura de capital igual ao modelo

oferecido pela ANEEL, o custo médio ponderado de capital real do método CAPM

Global foi de 11,58%. Trata-se de um resultado bem acima do valor constituído pela

agência de 9,95%, cerca de 16% maior, devido, principalmente, ao alto valor obtido

pelo coeficiente beta. O prêmio de risco global do modelo proposto de 13,51%,

multiplicação do beta calculado pelo prêmio de mercado global, supera bastante os

prêmios de mercado, prêmio regulatório e o prêmio de risco país elaborado pela

ANEEL, de 9,61%. Essa comparação é mais bem visualizada na tabela 14 que compara

o modelo da ANEEL com os resultados obtidos através dos modelos propostos.

Para os modelos de beta multiplicativos de Solnik, o cálculo dos parâmetros

ofereceu os seguintes resultados:

Taxa livre de risco global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL, 5,32%.

Prêmio de risco de mercado global: mesmo parâmetro utilizado pela ANEEL,

6,09%.

Beta do setor (i): retornos mensais reais do período de junho de 2001 a junho

2006 do Setor de Energia contra o Ibovespa, mesmo beta calculado para o método

CAPM doméstico, resultou em um coeficiente beta de 0,8415. O cálculo é o mesmo

representado pelo Apêndice 1.

Beta do setor (ii): considerando os retornos mensais reais do período de junho de

2001 a junho 2006 do Setor de Energia contra o IBX, mesmo beta calculado para o

método CAPM doméstico, resultou em um coeficiente beta de 0,8566. O cálculo é o

mesmo representado pelo Apêndice 2.

Beta do setor (iii): considerando como beta do setor, o beta indireto re-

alavancado calculado pela ANEEL, sendo a soma do beta de mercado e o regulatório,

resultando em um coeficiente de 0,772 (0,554 + 0,218).

Beta do mercado doméstico contra mercado global (i): cálculo através da

regressão dos retornos mensais do Ibovespa convertidos para moeda dólar pela PTAX

de fechamento do mês, contra o índice de mercado S&P 500 para o período de julho de

2001 a junho de 2006, gerando um coeficiente beta de 2,177, com erro-padrão

significativo de 0,3896, uma constante não significativamente diferente de zero e um R2

de 0,35. Apêndice 5 demonstra o resultado gerado pelo software E-Views.

58

Beta do mercado doméstico contra mercado global (ii): com o cálculo da

regressão dos retornos dos mesmos ativos, porém num período maior, de julho de 1996

a junho de 2006, o que gerou um coeficiente beta de 1,673, com erro-padrão

significativo de 0,3025, uma constante não significativamente diferente de zero e um R2

de 0,2059.

Beta do mercado doméstico contra mercado global (iii): regredindo os retornos

mensais, convertidos pela PTAX do fim do mês do índice IBX contra o S&P 500 para o

período de julho de 2001 a junho de 2006, concluindo-se em um beta de 1,829, com

erro-padrão significativo de 0,3560, uma constante não significativamente diferente de

zero e um R2 de 0,3129.

Beta do mercado doméstico contra mercado global (iv): regredindo os retornos

mensais, convertidos pela PTAX do fim do mês do índice IBX contra o S&P 500 para o

período de julho de 1996 a junho de 2006, obtendo-se um coeficiente beta de 1,443,

com erro-padrão significativo de 0,2784, uma constante não significativamente

diferente de zero e um R2 de 0,1855.

Prêmio de risco cambial: utilizou-se o mesmo cálculo da ANEEL, 1,78%.

A tabela 13 a seguir resume os parâmetros calculados para o modelo de betas

multiplicativos:

Tabela 13 – Parâmetros para as Propostas dos Modelos de Betas Multiplicativos

Fonte: Elaboração própria

Taxa livre de risco

US Treasury 10 anos 5,32%

Retorno de índices de mercado

S&P 500 11,41%

Prêmio de Mercado Global

S&P 500 - US Treasury 10 anos 6,09%

Beta do País

(i) Ibovespa US$ vs S&P 500 - jul/01 a jun/06 2,177

(ii) Ibovespa US$ vs S&P 500 - jul/96 a jun/06 1,673

(iii) IBX US$ vs S&P 500 - jul/01 a jun/06 1,829

(iv) IBX US$ vs S&P 500 - jul/96 a jun/06 1,443

Beta do Setor

(i) Setor de Energia contra Ibovespa 0,842

(ii) Setor de Energia contra IBX 0,858

(iii) Beta regulatório + Mercado (ANEEL) 0,772

Prêmio de Risco Cambial

Prêmio de risco cambial 1,78%

59

Tendo em vista os diversos parâmetros definidos, a tabela 14 a seguir demonstra

as possíveis combinações de modelo de betas multiplicativos, inclui o CAPM Global e

o modelo elaborado pela ANEEL para fins de comparação, além de incluir os impactos

de cada parâmetro quando confrontado com o modelo provido pela agência.

60

Tabela 14 – Resultado Comparativo dos Modelos Globais

Fonte: Elaboração própria

RF Beta Indireto (a)Prêmio de risco do

mercado (b)

Prêmio

de risco

(a x b)

Beta

Regulatório (c)

Prêmio de risco

do mercado (d)

Prêmio

de risco

(c x d)

Risco paísTotal prêmio de

riscoRisco cambial

Custo do Capital

PróprioWACC Real

Modelo

BetaAnálise

5,32% 0,5542 6,09% 3,38% 0,2180 6,09% 1,33%

US Treas.

Alternativas de decisão - CAPM Global

RF Beta (a)Prêmio de risco do

mercado (b)

Prêmio

de risco

(a x b)

Risco cambialCusto do Capital

PróprioWACC Real

5,32% 2,2172 6,09% 13,51% 1,78% 20,61% 11,58%

US Treas. ,% = Impacto 3,897% = Impacto 1,627% = Impacto

Alternativas de decisão - Betas Multiplicativos de Solnik

RF

Prêmio

de Risco

(c)

Risco cambialCusto do Capital

PróprioWACC Real

1,78% 18,26% 10,60%

,% = Impacto 1,553% = Impacto ,649% = Impacto

1,78% 17,34% 10,21%

,% = Impacto ,63% = Impacto ,263% = Impacto

1,78% 16,66% 9,93%

,% = Impacto -,053% = Impacto -,022% = Impacto

5,32%

US Treas. 1,78% 15,68% 9,52%

,% = Impacto -1,03% = Impacto -,43% = Impacto

1,78% 14,97% 9,22%

,% = Impacto -1,739% = Impacto -,726% = Impacto

1,78% 14,64% 9,09%

,% = Impacto -2,072% = Impacto -,865% = Impacto

=

1

2

3

4

5

10,24%

,63% = Impacto

-,053% = Impacto

-1,03% = Impacto

-1,739% = Impacto

9,56%

8,58%

7,87%

N/A

9,61% 1,78% 16,71% 9,95%

1,6730

Ibx em US$ contra S&P (jul/01 - jun/06) Setor de energ. em R$ contra Ibx. em R$

0,8419

Setor de energ. em R$ contra Ibov. em R$

1,8292 0,8577

0,77226,09%

6,09%

6,09%

N/A

Retorno do Setor de Energia em US$ contra S&P

4,91%

6,09%

Retorno de empresas dos EUA contra S&P realav. Dif. dos betas dos setor entre EUA e UK

Total prêmio de risco

13,51%

3,897% = Impacto

Total Prêmio de Risco (a x b x c)

11,16%

1,553% = ImpactoSetor de energ. em R$ contra Ibov. em R$

Ibx em US$ contra S&P (jul/96 - jun/06) Setor de energ. em R$ contra Ibx. em R$6

Beta País (a) Beta Setor (b)

0,8419

Beta Indireto ANEEL

2,1767

Ibov. em US$ contra S&P (jul/01 - jun/06)

Beta Indireto ANEEL

Ibov. em US$ contra S&P (jul/96 - jun/06)

0,77226,09%

7,54%

-2,072% = Impacto

1,4428 0,85776,09%

61

O gráfico 1 a seguir demonstra comparativamente os modelos globais

calculados.

Gráfico 1 – Resultado dos Modelos Globais

Fonte: Elaboração própria

A tabela 15 a seguir representa a combinação de cada modelo de beta

multiplicativo servindo como suporte para a leitura do gráfico acima.

Tabela 15 - Composição dos Betas Multiplicativos

Fonte: Elaboração própria

Tendo em vista os resultados obtidos, pode-se perceber grande

discricionariedade do modelo em função dos parâmetros a serem adotados. Nota-se que

os valores alcançados não são muito discrepantes. O maior valor dos modelos beta

multiplicativos é cerca de 6,5% acima do valor estipulado pela ANEEL, enquanto que o

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

ANEEL CAPM Global

Beta Multip. 1

Beta Multip. 2

Beta Multip. 3

Beta Multip. 4

Beta Multip. 5

Beta Multip. 6

9,95%

11,58%

10,60%10,21%

9,93%9,52%

9,22% 9,09%

Modelos de Custo de Capital

Modelo Beta Setor Beta País

Beta Multip. 1 (i) Setor de Energia contra Ibovespa (i) Ibovespa em dólar contra S&P 500 - jul/01 a jun/06

Beta Multip. 2 (iii) Beta regulatório + Mercado (ANEEL) (i) Ibovespa em dólar contra S&P 500 - jul/01 a jun/06

Beta Multip. 3 (ii) Setor de Energia contra IBX (iii) IBX em dólar contra S&P 500 - jul/01 a jun/06

Beta Multip. 4 (i) Setor de Energia contra Ibovespa (ii) Ibovespa em dólar contra S&P 500 - jul/96 a jun/06

Beta Multip. 5 (iii) Beta regulatório + Mercado (ANEEL) (ii) Ibovespa em dólar contra S&P 500 - jul/96 a jun/06

Beta Multip. 6 (ii) Setor de Energia contra IBX (iv) IBX em dólar contra S&P 500 - jul/96 a jun/06

62

menor valor se situa cerca de 9% abaixo. Além disso, dos seis modelos betas

multiplicativos, quatro apresentaram resultados menores que o modelo ANEEL de

CAPM adaptado. As variáveis que mais causam impacto são os betas países variando

com maior intensidade em função do ativo selecionado e do período calculado.

Além de comparar os valores obtidos para cada modelo, é importante identificar

os conceitos que permeiam cada um deles. Todos eles são passíveis de críticas e

apresentam vantagens e desvantagens. De forma geral, o procedimento comparativo a

ser realizado é, pela teoria, identificar a diferença do prêmio de risco de mercado

adicionado aos prêmios de risco regulatório e país, do modelo ANEEL, com o prêmio

de risco oferecido pelo modelo de Solnik, provindo da multiplicação dos betas setoriais,

de país e o prêmio de risco de mercado global.

Assim, pode-se perceber que as premissas envolvidas nos modelos impactam os

resultados e apresentam conceitos diferentes na elaboração de cada um deles,

destacando-se: (i) cálculo do beta indireto, (ii) risco regulatório e (iii) prêmio de risco

país, cujas diferenças são comparadas na seqüência.

O modelo ANEEL utiliza o sistema de obtenção de (i) beta do setor de forma

indireta, ou seja, calcula o beta do setor americano e o adapta à estrutura de capital e

alíquotas de imposto de renda nacionais. Dessa forma, presume que o risco do negócio

nos Estados Unidos é o mesmo para todos os países e, assim, não capta as

peculiaridades de cada mercado como: o fato da regulamentação no Brasil ainda ser

incipiente com problemas acerca do arcabouço regulatório, situação bastante diferente

dos países desenvolvidos em que estas discussões encontram-se em patamares mais

amadurecidos. Por outro lado, o cálculo pelo beta indireto se vê livre das críticas

comuns aos modelos em que o mercado de capitais nacionais é utilizado. As principais

são: o curto histórico, dominância do mercado por algumas empresas e baixo volume de

negociação se comparado ao volume de transações da economia como um todo, como

evidenciado na seção 3.3 referente às limitações dos métodos propostos.

É importante salientar que para o cálculo indireto do beta do setor realizado pela

agência, não foram considerados os dividendos distribuídos nos retornos das empresas

americanas, fato que não ocorreu no cálculo do beta direto através da carteira Setor de

Energia.

Quanto ao (ii) risco de regime regulatório, a ANEEL também adapta um cálculo

indireto, considerando que a diferença entre o risco do negócio dos Estados Unidos e

63

Reino Unido se deve unicamente pelo regime regulatório não ser o mesmo, o que pode

sugerir certa arbitrariedade.

Outra questão importante reside na aplicação do (iii) prêmio de risco país nos

modelos. Pela proposta da ANEEL, de adição do prêmio, considera-se que seu

coeficiente é igual a 1 e, portanto, não passível de diversificação, nem mesmo parcial,

sem realizar nenhum teste estatístico. Esse fato é duvidoso perante a literatura de

finanças como citado por Damodaran (2001).

Já no modelo de betas multiplicativos há a possibilidade de testar

estatisticamente se há duplicidade na consideração dos prêmios de risco de mercado e

país. Assim, cabe destacar que no modelo beta multiplicativo 1, com custo de capital de

10,6%, foi aplicado o teste de Stulz. O teste consiste em verificar se a multiplicação dos

betas reflete a relação do setor elétrico nacional com o mercado global. Para isso, deve-

se considerar a equação:

Onde,

Dessa forma, para que não haja dupla contagem, o terceiro beta deve ser

próximo de zero. Para o beta multiplicativo 1, o terceiro beta foi calculado e seu

coeficiente foi considerado estatisticamente não significativamente diferente de zero,

portanto sem dupla contagem. Esse fato gera indícios de não haver dupla contagem

quanto ao risco país. Entretanto, a mesma conclusão para o modelo beta multiplicativo

3, que envolve o índice IBX, não se sustenta. Os apêndices 9 e 10 demonstram esses

resultados respectivamente.

Em resumo, a tabela 16 demonstra as principais diferenças entre as premissas de

cada modelo adotado.

TABELA 16 – Comparação dos modelos e premissas

64

Finalmente, outro destaque cabe ao modelo beta multiplicativo 4, cujo resultado

do custo de capital é de 9,52%, em virtude do cálculo do beta país, de 1,673, envolver

um período maior, como recomenda Bruner et al (1998) apud Leal (2002), abrangendo

um prazo de 120 meses. Trata-se de um valor menor que o refletido pelo modelo de

beta multiplicativo 1, porém mais condizente com valores apurados por Leal (2002) de

1,65 através de índices de mercado internacionais. Trata-se de um valor ajustado, nos

moldes propostos por Vasicek (1973) apud Elton et al (2008), para convergir para a

média do beta da região da América Latina, ponderado por valor de mercado, dos países

Argentina, Chile e México, prática também utilizada pela renomada instituição

Ibbotson. Por fim, merece destaque também o cálculo do beta multiplicativo 5, cujo

valor do custo de capital é de 9,22%, por ter o beta país com um horizonte maior e por

adotar o modelo indireto de cálculo do beta do setor, fugindo das restrições do mercado

de capitais nacionais.

5 CONCLUSÃO E SUGESTÕES PARA NOVAS PESQUISAS

Em ambiente regulado, é bastante evidente a importância da determinação do

custo de capital pelas agências reguladoras para que um retorno justo ao investidor seja

provido e para permitir a expansão da oferta do sistema do serviço público, além de

exigir qualidade. A agência deve estar disposta a prover tarifas justas aos consumidores

para evitar que ocorram retornos abusivos em mercados monopolistas aos

Modelo ANEELModelo de betas multiplicativos de

Solnik

Mercado de capitais madurosMercado de capitais em

amadurecimento

Não capta as peculiaridades do

setor e do país

Capta as peculiaridades do setor e do

país

Não incorpora dividendos no

retorno das empresas

Incorpora dividendos no retorno das

empresas

Risco regulatório

Arbitra que a diferença entre os

betas é apenas o regime

regulatório

Risco regulatório é captado

diretamente pelo beta do setor

Prêmio de risco país

Não há como avaliar se há

duplicidade entre risco de

mercado e país

Teste de Stulz para avaliação

Beta indireto

65

empreendedores. Por isso, é de suma importância o cálculo do retorno sobre o capital

realizado pela ANEEL nos momentos de revisão tarifária periódica. Dessa forma, o

presente trabalho objetivou analisar os parâmetros e conceitos apregoados pela agência

e prover modelos alternativos para balizar as estimativas realizadas.

Apesar da relevância do tema, não existe consenso, nos meios acadêmico e

profissional, sobre qual modelo utilizar e quais parâmetros são corretos, sendo, portanto,

alvo de discussão freqüente. Assim, a discricionariedade do modelo parece ser ampla,

havendo base conceitual para determinar resultados diversos, todos com critérios

defensáveis. Damodaran (1999a) aponta três fontes de divergência para estimar o custo

de capital que não apresentam consenso sobre qual escolha seria mais adequada: (i)

período de tempo utilizado para estimar parâmetros, (ii) escolha dos ativos de

referência, livre de risco e prêmio de mercado e (iii) utilização da média aritmética e

geométrica. Além disso, há a discussão, também sem consenso, se o risco país deve ser

incluído através de um prêmio, ou seja, se ele é passível de diversificação.

Posto isso, o debate acerca dos aspectos técnicos envolvidos nesse importante

componente tarifário que define o retorno do investimento, que nesse segmento são

vultosos, podem ser sobrepostos por aspectos políticos ou de interesses distintos da

sociedade. Dessa forma, e dado o caráter discricionário dos parâmetros do modelo,

retoma-se a discussão acerca da teoria do bem estar social vis-à-vis a teoria da captura,

ou seja, abrangendo aspectos relacionais capazes de influenciar as decisões da agência

reguladora.

O presente trabalho buscou se ater aos aspectos técnicos envolvidos na definição

do retorno do capital, mas consciente das condições políticas presentes em ambiente de

regulação econômica. Os resultados obtidos, principalmente, pelos betas multiplicativos

apresentaram pouca divergência em relação ao modelo demonstrado pela ANEEL. Esse

modelo que visa abranger a relação do mercado doméstico com o mercado global, além

do setor nacional, apresentou o maior valor situando-se apenas cerca de 6% acima do

valor ANEEL, enquanto que o menor valor situou-se 9% abaixo. O resultado auferido

pela CAPM Global ficou relativamente acima do valor da ANEEL, principalmente pelo

alto coeficiente beta calculado.

A tabela 17 a seguir resume os valores identificados para os modelos globais:

66

Tabela 17 - Resultado dos Modelos Globais

Fonte: Elaboração própria

O presente trabalho demonstrou um modelo de obtenção de beta diferente do

realizado pela ANEEL. Dessa forma, há um ponto de vista conceitual diferente do

modelo calculado pelo órgão regulatório. A agência estabelece de forma indireta o beta

do setor, ou seja, determina o beta para o setor no mercado americano e o adaptando à

estrutura de capital e alíquotas de imposto nacional, ponderando dessa forma, que a

relação do setor americano é a mesma para todos os setores do mundo inteiro. A

presente pesquisa buscou propor uma carteira do Setor de Energia e utilizou índices de

mercado locais para formar parâmetros que refletissem aspectos nacionais,

relacionando-os a índices globais.

Assim, enquanto o modelo da ANEEL adiciona os riscos de mercado,

regulatório e país, o modelo CAPM Global busca captar esses riscos relacionando os

retornos do setor nacional (Setor de Energia) com o mercado global de forma direta. A

tabela 18, comparativa dos modelos, demonstra que o beta direto encontrado é um valor

que causa forte impacto no resultado final, e que multiplicado ao risco de mercado gera

um prêmio de risco total que supera os riscos adicionados da ANEEL.

Modelo Custo de Capital Base 100

ANEEL 9,95% 100,0

CAPM Global 11,58% 116,4

Beta Multip. 1 10,60% 106,5

Beta Multip. 2 10,21% 102,6

Beta Multip. 3 9,93% 99,8

Beta Multip. 4 9,52% 95,7

Beta Multip. 5 9,22% 92,7

Beta Multip. 6 9,09% 91,3

67

Tabela 18 – Resumo dos Modelos ANEEL e CAPM Global

Fonte: Elaboração própria

Já os modelos de beta multiplicativos buscaram captar os riscos adicionados

como realizado pelo modelo ANEEL através da multiplicação do prêmio de risco de

mercado com (i) beta do setor, composto pelos retornos da carteira do Setor de Energia

com prêmio de riscos de mercado nacionais e (ii) beta do país, calculado pelo retorno da

carteira do Setor de Energia com índice de mercado global (S&P 500).

A tabela 19 demonstra as principais diferenças entre os modelos de beta

multiplicativos e o elaborado pela ANEEL. Dos seis modelos propostos, dois ficaram

acima do elaborado pela ANEEL enquanto quatro ficaram abaixo. Pode-se perceber que

a maior volatilidade se encontra no cálculo do beta país que variou em função do índice

de mercado nacional (IBX e Ibovespa) e o prazo dos retornos (julho de 2001 a junho de

2006 e julho de 1996 a junho de 2006). Com o auxílio de tabela 15, aufere-se que os

betas envolvendo Ibovespa superaram aqueles compostos pelo IBX e os betas com

menor prazo de cálculo dos retornos apresentaram valores maiores que aqueles com

maior prazo. Finalmente, quanto ao beta do setor, o beta indireto definido pela ANEEL

é menor que os calculados de forma direta utilizando-se a carteira Setor de Energia.

ModeloBeta

indireto

Risco de

mercado

Prêmio de

risco de

mercado

Prêmio de

risco

regulatório

Risco país

Total

prêmio de

risco

Custo do

Capital

Próprio

WACC

Modelo ANEEL 0,55 6,09% 3,38% 1,33% 4,91% 9,61% 16,71% 9,95%

Modelo

Total

prêmio de

risco

Custo do

Capital

Próprio

WACC

Modelo CAPM Global 13,51% 20,61% 11,58%

Diferença -3,90% -3,90% -1,63%

Beta direto Risco de mercado

2,217 6,09%

Base comparável

68

Tabela 19 – Resumo dos Modelos ANEEL e Betas Multiplicativos

Fonte: Elaboração própria

Por fim, esse trabalho possibilitou identificar possibilidades para pesquisas

futuras:

Análise dos demais parâmetros: alguns parâmetros foram mantidos os mesmos

para fins de proposta de novas alternativas para que a base de comparação não

divergisse tanto. Entretanto, parâmetros importantes podem ser analisados e re-

calculados como: taxa livre de risco, prêmio de risco de mercado, custo da dívida e

estrutura de capital, que fatalmente acarretará em resultados divergentes propostos pela

ANEEL.

Elaboração de pesquisa comparativa: também é praxe no mercado regulatório

pesquisar a condução do cálculo do custo de capital em países desenvolvidos e também

em desenvolvimento em termos de modelo e parâmetros adotados. Também é possível

comparar como os cálculos são realizados em outros setores regulados. Atividades

como distribuição e transporte de gás, transmissão de energia elétrica, concessões

ModeloBeta

indireto

Risco de

mercado

Prêmio de

risco de

mercado

Prêmio de

risco

regulatório

Risco

país

Total

prêmio

de risco

Custo do

Capital

Próprio

WACC

Modelo ANEEL 0,55 6,09% 3,38% 1,33% 4,91% 9,61% 16,71% 9,95%

Modelo Beta País

Total

prêmio

de risco

Custo do

Capital

Próprio

WACC

Modelo Beta Multip. 1 2,18 11,16% 18,26% 10,60%

Diferença -1,55% -1,55% -0,65%

Modelo Beta Multip. 2 2,18 10,24% 17,34% 10,21%

Diferença -0,63% -0,63% -0,26%

Modelo Beta Multip. 3 1,83 9,56% 16,66% 9,93%

Diferença 0,05% 0,05% 0,02%

Modelo Beta Multip. 4 1,67 8,58% 15,68% 9,52%

Diferença 1,03% 1,03% 0,43%

Modelo Beta Multip. 5 1,67 7,87% 14,97% 9,22%

Diferença 1,74% 1,74% 0,73%

Modelo Beta Multip. 6 1,44 7,54% 14,64% 9,09%

Diferença 2,07% 2,07% 0,87%

0,86 6,09%

0,86 6,09%

0,84 6,09%

0,77 6,09%

Risco de mercadoBeta Setor

0,84 6,09%

0,77 6,09%

Base comparável

69

portuárias e rodoviárias, apresentam riscos semelhantes de natureza regulatória, sendo,

portanto, relevantes fontes de estudo.

Elaboração de cálculo retorno efetivo das empresas reguladas: tão importante

quanto calcular o custo de capital dos investidores seria identificar se os retornos

efetivos dos investimentos estão condizentes com o retorno proposto pela agência

reguladora. Rocha et al (2006) elaboram um estudo dessa natureza identificando que o

custo de capital não é alcançado. Há, no entanto, oportunidade de ampliar o horizonte

de pesquisa realizado pelos autores, que foi de 1998 a 2005, acrescentando maior base

estatística, além de utilizar métricas diferentes como algum que envolva retornos de

mercado ou dividendos e não apenas contábeis.

Estudo de caso: há oportunidades de estudar o caso de uma empresa específica

de importância no setor como: CEMIG, ELETROPAULO ou LIGHT, identificando o

cálculo do custo de capital específico e os retornos efetivos obtidos pela própria

empresa.

70

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72

APÊNDICES

APÊNDICE 1 – RETORNO DA CARTEIRA SETOR DE ENERGIA CONTRA O

IBOVESPA DE JULHO DE 2001 A JUNHO DE 2006

APÊNDICE 2 - RETORNO DA CARTEIRA SETOR DE ENERGIA CONTRA O IBX

DE JULHO DE 2001 A JUNHO DE 2006

Regressão: (Retorno do mercado elétrico - Selic): Constante (Ibovespa - Selic)

Dependent Variable: RMERC-SELIC

Method: Least Squares

Date: 06/17/09 Time: 10:31

Sample: 2001M07 2006M06

Included observations: 60

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,010211 0,00637 1,603085 0,1143

IBOV-SELIC 0,841572 0,078861 10,67166 -

R-squared 0,662564 Mean dependent var 0,010842

Regressão: (Retorno do mercado elétrico - Selic): Constante (IBX - Selic)

Dependent Variable: RMERC-SELIC

Method: Least Squares

Date: 06/18/09 Time: 15:42

Sample: 2001M07 2006M06

Included observations: 60

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,005436 0,007694 0,706598 0,4826

IBX-SELIC 0,856651 0,109881 7,796186 0

R-squared 0,511704 Mean dependent var 0,010842

73

APÊNDICE 3 – RESUMO DO CÁLCULO DO CUSTO DA DÍVIDA DAS

EMPRESAS NACIONAIS

APÊNDICE 4 - RETORNO DA CARTEIRA SETOR DE ENERGIA EM US$

CONTRA O S&P 500 DE JULHO DE 2001 A JUNHO DE 2006

APÊNDICE 5 – RETORNO DO IBOVESPA EM US$ CONTRA O S&P 500 DE

JULHO DE 2001 A JUNHO DE 2006

Resumo CEMIG COELBA ELETROPAULO LIGHT Total

Custo média da dívida 15,69% 13,98% 20,23% 16,74% 16,80%

Volume em kR$ 4.936 1.660 3.011 3.561 13.167

% Total 30,91% 10,39% 18,85% 22,30% 82,45%

% Subgrupo 37,48% 12,61% 22,87% 27,04% 100,00%

Regressão: (Ret. do mercado elétrico US$ - US Treasury 10y): Cte (S&P 500 - US Treasury 10y)

Dependent Variable: RMERC-UST10

Method: Least Squares

Date: 06/18/09 Time: 17:24

Sample: 2001M07 2006M06

Included observations: 60

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,025816 0,013436 1,921414 0,05960

S&P-UST10 2,217221 0,377319 5,876243 0,00000

R-squared 0,373178 Mean dependent var 0,022619

Regressão: (Ret. do Ibovespa US$ - US Treasury 10y): Cte (S&P 500 - US Treasury 10y)

Dependent Variable: IBOVUS-UST10

Method: Least Squares

Date: 06/19/09 Time: 15:58

Sample: 2001M07 2006M06

Included observations: 60

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,015902 0,013874 1,146221 0,25640

S&P-UST10 2,176685 0,389605 5,586909 0,00000

R-squared 0,349875 Mean dependent var 0,012763

74

APÊNDICE 6 – RETORNO DO IBOVESPA EM US$ CONTRA O S&P 500 DE

JULHO DE 1996 A JUNHO DE 2006

APÊNDICE 7 – RETORNO DO IBX EM US$ CONTRA O S&P 500 DE JULHO DE

2001 A JUNHO DE 2006.

Regressão: (Ret. do Ibov US$ - US Treasury 10y): Cte. (S&P 500 - US Treasury 10y)

Dependent Variable: IBOVUS-UST10

Method: Least Squares

Date: 06/19/09 Time: 16:33

Sample: 1996M07 2006M06

Included observations: 120

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C -0,000636 0,011229 -0,056669 0,954900

S&P-UST10 1,673000 0,30245 5,531486 0,000000

R-squared 0,205908 Mean dependent var 0,004344

Regressão: (Ret. do Ibx US$ - US Treasury 10y): Cte (S&P 500 - US Treasury 10y)

Dependent Variable: IBXUS-UST10

Method: Least Squares

Date: 06/19/09 Time: 15:45

Sample: 2001M07 2006M06

Included observations: 60

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,020962 0,012675 1,653755 0,10360

S&P-UST10 1,829189 0,355958 5,138778 0,00000

R-squared 0,312854 Mean dependent var 0,018324

75

APÊNDICE 8 - RETORNO DO IBOVESPA EM US$ CONTRA O S&P 500 DE

JULHO DE 1996 A JUNHO DE 2006

APÊNDICE 9 – ANÁLISE DE STULZ PARA O BETA MULTIPLICATIVO 1

APÊNDICE 10 – ANÁLISE DE STULZ PARA O BETA MULTIPLICATIVO 3

Regressão: (Ret. do IBX US$ - US Treasury 10y): Cte (S&P 500 - US Treasury 10y)

Dependent Variable: IBXUS-UST10

Method: Least Squares

Date: 07/02/09 Time: 09:29

Sample: 1996M07 2006M06

Included observations: 120

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,002761 0,010396 0,265578 0,79100

S&P-UST10 1,442777 0,278354 5,183251 0,00000

R-squared 0,185455 Mean dependent var 0,008096

Regressão: (Resíduo do Beta Setor Elétrico contra Ibov): Cte (S&P 500 - US Treasury 10y)

Dependent Variable: RESBETA1

Method: Least Squares

Date: 06/18/09 Time: 18:41

Sample: 2001M07 2006M06

Included observations: 60

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,000383 0,006253 0,061295 0,9513

S&P-UST10 0,26576 0,175585 1,513569 0,1356

R-squared 0,037997 Mean dependent var 2,01E-18

Regressão: (Resíduo do Beta Setor Elétrico contra Ibx): Cte (S&P 500 - US Treasury 10y)

Dependent Variable: RESBETA1

Method: Least Squares

Date: 06/19/09 Time: 15:37

Sample: 2001M07 2006M06

Included observations: 60

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 0,000784 0,007236 0,108326 0,9141

S&P-UST10 0,543581 0,203214 2,674916 0,0097

R-squared 0,109817 Mean dependent var -4,57E-18