regime de cotas (concessão renovada), respectivamente com os ajustes necessários em função de incorporação de Empresas, Empresas deslistadas em Bolsa, dentre outros.
Importante mencionar que, conforme Nota Técnica nº 89/2014-SER/Aneel, o risco das Empresas de geração que tiveram sua concessão renovada passou a ser muito semelhante ao risco das Empresas de Empresas de transmissão, de forma que a Aneel utiliza para o cálculo do beta das Empresas de geração em regime de cotas o mesmo grupo de Empresas das utilizadas para o cálculo do beta das Empresas de transmissão.
(...)
Para o cálculo do beta das Empresas de Geração, o beta obtido a partir de um acréscimo de um componente de risco ao beta da transmissão/geração em regime de cotas, na medida em que o risco desse segmento é superior. Para obter o adicional do risco construiu -se um modelo de regressão com base nos betas históricos dos segmentos de geração e transmissão de Empresas brasileiras.
106. Em uma primeira análise, notou-se que são utilizadas como referências notas técnicas da Aneel de 2014 e 2015. No entanto, já existem informações mais atuais da Agência acerca do beta utilizado no segmento de transmissão (Nota Técnica 161/2017-SEM/Aneel – peça 41).
107. A Aneel à época (2015) utilizava diferentes betas para o período de construção e para o período de operação. No período de construção era utilizado o beta da indústria de construção pesada e no período de operação o beta do setor elétrico.
108. A metodologia atual utilizada pela Agência foi alterada, conforme constam nos Submódulos 9.1 e 9.8 do PRORET da Aneel. Essa mudança está em linha com as determinações constantes no Acórdão 288/2016- TCU-Plenário, de relatoria do Ministro José Múcio Monteiro:
9.2.1. Abstenha-se de utilizar o beta do setor de construção civil pesada na metodologia de cálculo do custo de capital próprio, por incoerência técnico-teórica, ausência de fundamentação e duplicidade no cômputo do adicional de risco;
109. Dado o exposto, foi solicitado à Eletrobras, por meio do Ofício 167/2018-TCU/SeinfraElétrica (peça 37), de 13/6/2018, a indicação das empresas que foram utilizadas para estimativa do beta de transmissão. 110. A Eletrobras, por meio da Carta CTA-CAI-2194/2018 (peça 73), apresentou tabela contendo as empresas utilizadas para estimativa do beta de Transmissão pela Eletrobras (Tabela 4).
Tabela 4: Empresas consideradas pela Eletrobras no cálculo do beta.
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Fonte: peça 73, p. 3.
111. Ainda, foi informado que, na metodologia de cálculo, “não se utilizou betas de construção”, utilizando apenas “empresas americanas para Geração e Transmissão contidas nas Notas Técnicas mencionadas da Aneel, desconsiderando as empresas de construção pesada” (peça 73, p. 3).
112. Ainda em relação ao beta utilizado nas projeções, a Eletrobras calcula o beta de Geração (das usinas que não estão no regime de cotas) como uma aproximação das usinas em regime de cotas, acrescentando um componente de risco.
113. A aproximação da Aneel em considerar para as usinas em cotas o mesmo beta da transmissão se deve porque, ao aderir ao sistema de cotas, as usinas passam a ter uma receita fixa, pois só recebem pela operação e manutenção das usinas e a energia gerada é atribuída às distribuidoras, que repassam aos consumidores o risco de geração, sendo, portanto, um modelo de receita fixa, como na transmissão. A mesma coisa não ocorre para as demais geradoras (fora do regime de cotas).
114. Para a geração fora do regime de cotas, o fluxo de caixa é bastante diferente do regime de uma transmissora ou da geração cotista. Eles possuem o risco de não entrega da energia dos contratos que firmaram e ainda podem obter lucros ou prejuízos no mercado de curto prazo, a depender do valor do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD).
115. Dessa forma, foi solicitado à Eletrobras, por meio do Ofício 167/2018-TCU/SeinfraElétrica (peça 37), de 13/6/2018, qual o modelo de regressão e os betas históricos utilizados para se estimar o beta de Geração a partir do beta de Transmissão. Ademais, foi questionada a razão de não se estimar o beta a partir das empresas de energia renovável no mercado americano, à semelhança do modelo de transmissão. Foi também solicitado o encaminhamento das planilhas que deram suporte ao cálculo do custo de capital da Eletrobras.
116. Em resposta, a Eletrobras afirmou que (peça 73, p. 3-5):
Para geração não renovada, sabe-se que há um risco adicional (hidrológico) associado e, para tanto, não podendo ser replicada a mesma abordagem da geração renovada. Assim, para a obtenção do beta de Geração alguns estudos foram feitos:
i) Obtenção de informações de betas de Empresas norte-americanas (mercado de referência) que são apenas geradoras de energia elétrica, ou que o segmento de geração represente majoritariamente seu negócio de atuação. Entretanto, não há número suficiente de dados para essa amostra uma vez que as Empresas americanas, em sua maioria, não apresentam esse perfil.
ii) Conforme inclusive perguntado no Ofício, também se estudou a utilização de Empresas de energia renovável no mercado americano. Apesar das Empresas de renováveis apresentarem um risco (eólico, solar, biomassa etc.) maior que o risco hidrológico, esta alternativa foi estudada e avaliada. Entretanto, tal qual na situação anterior, obteve-se uma amostra insuficiente. O que se pôde observar foi que a amostra, apesar de numerosa, era pouco homogênea quanto à fonte de energia (empres as de Oil & gas, Financial services, etc sendo classificadas como renewables), e, ainda, com numerosas Empresas com baixo valor de mercado e/ou com poucos pontos disponíveis, ou seja, são papéis com pouca negociação, contaminando o seu beta. Uma vez expurgadas todas essas Empresas, inviabilizou-se o exercício.
iii) Diante da dificuldade de dados, e considerando que se busca o risco adicional ao de Geração renovada (ficou equivalente à Transmissão) em função do risco hidrológico, então se utilizou, depois de discussões internas e com a auditoria externa da Eletrobrás, um modelo de regressão para estimar um beta para Geração não renovada a partir do beta de empresas de transmissão. Para tanto, foram utilizados os dados de Empresas do mercado sul-americano cujo segmento de negócio é majoritariamente de Geração de energia e de Empresas cujo segmento de negócios é majoritariamente de Transmissão de energia elétrica.
iii.1 A lista de Empresas do mercado sul-americano utilizada na regressão é a mesma que era utilizada anteriormente pela Eletrobrás, quando sua metodologia não tinha como referência o mercado norte-americano.
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(peça 73, p. 5). A expressão obtida está apresentada na Figura 1. O valor para o Beta de geração, a partir do Beta de transmissão desalavancado (###), foi de ###; e o Beta alavancado foi de ###.
###
Figura 1: Expressão escolhida para determinar Beta de Geração a partir do Beta de Transmissão (fonte: 73, p.5). 118. Realmente, as empresas de geração eólica são normalmente pequenas e sem representatividade em bolsa de mercado de capitais. Dessa forma, há uma dificuldade de se encontrar um número razoável de empresas para estimação do beta no mercado americano.
119. Observe que a estimativa do Custo de Capital Próprio para as SPEs de geração é definida a partir do beta calculado para esse setor, já que todos os demais parâmetros utilizados pela metodologia de CAPM são independentes do setor que se analisa.
120. Estudo de 2011 realizado pelo IPEA intitulado “A remuneração dos investimentos em energia renovável no Brasil – Uma proposta metodológica ao benchmark da UNFCCC para o Brasil” selecionou 41 empresas internacionais do setor de energia renovável (eólica, bicombustível e solar) e calculou a média de beta desalavancado nos Estados Unidos. Para aplicar essa média ao Brasil, foi considerada como zero a alíquota marginal de impostos, não existindo benefícios fiscais de endividamentos, e alavancagem de 50% de endividamento e 50% de capital próprio. Foi obtido o beta de 1,03 para o setor de energia elétrica renovável brasileiro (peça 43, p. 26).
121. Embora o beta de geração renovável do estudo teórico mencionado (=1,03) apresente significativa diferença para o beta calculado pela Eletrobras (=###), há que se ponderar que aquele estudo datava de 2011, período anterior às significativas mudanças do setor elétrico brasileiro advindas da Medida Provisória 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013.
122. Além disso, a mensuração de betas a partir de modelos de regressão pode, de fato, apresentar significativas diferenças a depender das premissas e dos parâmetros adotados, como a amostra de empresas selecionadas e o período considerado na avaliação.
123. Assim, há mais de uma forma possível para se estimar o beta, em outras palavras não há um modelo exato, o que torna avaliação do “adicional de risco sistemático” pela regressão feita pela Estatal de difícil apreciação. A metodologia utilizada pela Estatal (peça 39) tem bases razoáveis e justificáveis, motivo pelo qual a empresa entende que seu resultado reflete o risco superior desse tipo de empresa frente ao risco da geração cotista (renovada).
124. Dessa forma, entende-se que a utilização do beta da transmissão, acrescido de componente de risco obtido pela correlação entre betas de transmissão e de geração, embora não seja a melhor forma de estimação, dadas as dificuldades em obter amostra significativa, pode ser considerada justificável.
125. Todavia, vislumbra-se oportunidade de melhoria nas estimativas do Beta de geração empregado pela Eletrobras, calculado a partir do Beta de transmissão acrescido de prêmio de risco estimado por um modelo de regressão. Dessa forma, recomenda-se à Eletrobras que, para futuras operações, promova estudos no
sentido de investigar outras formas de cálculo do beta da geração que possam fornecer valores mais aderentes à realidade desse tipo de ativo, como por exemplo a partir de empresas pertencentes ao setor de geração americano, com a posterior desalavancagem e realavancagem com as alíquotas brasileiras de impostos e a estrutura de capital ótima utilizada pela Eletrobras .
Risco País
126. Retomando aos parâmetros que resultam no valor do Custo de Capital Próprio (equação 1), ao utilizar como referência o mercado estadunidense, é preciso adicionar o Risco país, de forma a refletir o diferencial entre um título cotado em dólar e um investimento a ser realizado em reais, para que haja adaptação do uso do título americano no Brasil. Ou seja, ao considerarmos a taxa de juros dos títulos do tesouro americano como balizador de um investimento sem risco, é necessário incorporar um componente cambial ao cálculo da taxa de desconto.
127. A medida mais utilizada para estimativa do Risco País é calculada pelo banco JP Morgan, por meio do Emerging Markets Bond Index (EMBI+ Brasil). Ambas as avaliações utilizaram essa mesma referência,
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dos últimos ###, buscando “capturar a tendência recente da taxa e evitar a consideração puramente de período que possa ser reflexo de alta volatilidade” (peça 40, p. 10).
128. Por fim, o BTG considerou ainda um prêmio de risco relacionado ao tamanho das empresas, consideradas pequenas, e a consequente liquidez menor. Tendo em vista que quanto menor a liquidez, maior será o retorno exigido pelo investidor, foi acrescido o prêmio de ### retirado do relatório de mercado da Ibbotson para empresas consideradas de pequeno porte (capitalização entre ###).
129. Ocorre que, considerando a utilização do CAPM para cálculo do custo de capital, não é comum acrescentar prêmios de em função do tamanho/liquidez, por extrapolar as bases teóricas do modelo CAPM. Outros métodos de precificação incluem “prêmios” em função do tamanho, mas o CAPM não. Assim, será
proposto determinar à Eletrobras que solicite justificativa junto ao BTG para adoção do prêmio de risco em função do tamanho/liquidez, buscando rastreabilidade aos fatores que compuseram a avaliação do banco contratado.
130. Além das justificativas e premissas utilizadas para o cálculo do Ke, o Anexo 1 da IT DFPP-003/2018 (peça 39) da Eletrobras apresenta a atualização dos demais parâmetros do Custo de Capital: Kd e WACC. Tais metodologias e valores são aqui detalhados apenas para possibilitar comparações com parâmetros regulatórios e de mercado, já que o método escolhido de avaliação, o fluxo de caixa do acionista (FCFE), não utiliza esses parâmetros.
131. O custo de capital de terceiros (Kd) é o retorno que os credores da dívida das empresas demandam ao realizar novos empréstimos a esta. Para estima-lo é utilizada a taxa livre de risco acrescida de prêmios associados aos riscos de empréstimos: risco de crédito e risco país (peça 39, p. 9). O Kd é calculado pela fórmula:
𝐾𝑑 = 𝑅𝑓 + 𝑅𝑃𝑎í𝑠+ 𝐶𝐷𝑆 + 𝑁𝐼𝑃 Equação 2: Custo De Capital de Terceiros (Kd)
onde Rf é a taxa livre de risco; Rpaís é o prêmio de risco país; CDS é o prêmio de risco pelo crédito; e NIP é o prêmio por uma nova emissão.
132. Já o WACC é calculado por:
𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝑘𝑒.𝐸 𝑉+ 𝐾𝑑.
𝐷
𝑉(1 − 𝑡)
Equação 3: Taxa de Desconto (WACC)
onde Ke é o Custo de Capital Próprio; Kd é o Custo da Dívida; t é a alíquota de impostos; E é equity ou Patrimônio Líquido; D é o montante de dívida e V é o valor da empresa (D+E).
133. A estrutura de capital utilizada no cálculo do WACC foi a estrutura de capital alvo da Companhia, não a real. A Eletrobras justifica que os ### de Capital de Terceiros é “totalmente aderente ao percentual financiável pelo BNDES, principal fonte de financiamento dos projetos do setor” (peça 39, p.10).
134. O BTG também utilizou a estrutura de capital de ### embora não tenha justificado os valores.
135. De forma comparativa, a Aneel, em seu cálculo para definição das Receitas Anuais Permitidas (RAP) dos últimos leilões de transmissão (peça 40), se baseando na evolução da estrutura de capital das concessionárias de transmissão (Figura 2), chegou à proporção de 55,67% de Capital Próprio e 44,33% de Alavancagem.