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1 F U N D A Ç Ã O G E T U L I O V A R G A S INSTITUTO SUPERIOR DE ADMINISTRAÇÃO E ECONOMIA CUSTO DE CAPITAL PARA GERAÇÃO DE ENERGIA HÍDRICA NO BRASIL POR MEIO DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS (PCHS) E USINA HIDRELÉTRICA DE ENERGIA (UHE) ATÉ 50 MW NO CONTEXTO DO MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO Novembro, Copyrights ISAE/FGV Todos os direitos reservados. A reprodução total ou parcial deste documento, eletrônica ou mecânica, só será permitida com autorização expressa do ISAE/FGV. Impresso no Brasil, novembro, 2010

2 RESUMO O objetivo deste trabalho é apresentar uma metodologia para o cálculo da taxa de atratividade para avaliação de projetos que seja amplamente aceita pelo mercado financeiro, pelas empresas e pelos acadêmicos. Ao mesmo tempo, essa metodologia precisa ser clara e transparente para permitir uma fácil compreensão dos valores calculados e, principalmente, simplicidade para a auditoria dos números. Tendo essas características em mente propõe-se a utilização do Custo Médio Ponderado de Capital, combinado com o Capital Assets Princing Model (CAPM) para o cálculo do custo do capital próprio. A utilização dessas duas ferramentas, principalmente do CAPM, requer alguns cuidados que serão discutidos ao longo do texto. O texto apresentará, ainda, a aplicação prática da metodologia na avaliação do custo de capital de projetos de geração de energia hídrica no Brasil por meio de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e Usina Hidrelétrica de Energia (UHE) até 50 MW. Essa aplicação irá requerer a avaliação do papel do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) no financiamento desses projetos e, consequentemente, do seu impacto no custo de capital. 2

3 01. INTRODUÇÃO A análise de viabilidade econômico-financeira de projetos de investimento é uma atividade de grande importância para a tomada de decisão nas empresas. Não obstante, a definição da taxa de atratividade a ser usada para a avaliação de projetos é um tema que ainda desperta discussões e controvérsias no universo das finanças corporativas. A falta de um consenso a respeito da melhor metodologia para a definição da taxa de atratividade, em muitos casos, faz com que a discussão a respeito da taxa a ser utilizada se sobreponha à discussão a respeito das características dos projetos e da projeção dos fluxos de caixa futuros esperados. A definição, a priori, de uma metodologia clara para a definição da taxa de atratividade traz o benefício de eliminar essa discussão e permitir que as atenções sejam voltadas apenas para a avaliação dos retornos esperados do projeto. Nesse estudo leva-se em consideração a necessidade de se considerar as especificidades do setor de atuação das empresas e dos mercados nos quais os investimentos serão implementados, para a definição da melhor forma de construção da taxa de atratividade. Sendo assim, é importante que se estabeleça, desde o início, que esta proposição tem como objetivo constituir uma metodologia que seja apropriada para a avaliação de projetos em geração de energia hídrica no mercado brasileiro, em particular de Pequenas Centrais Hidrelétricas 1 (PCHs), e UHEs até 50 MW de capacidade instalada e que seja apropriada aos padrões do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) instituído pelo Protocolo de Kyoto. De acordo com a Convenção das Nações Unidas para as Alterações Climáticas, o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) consiste na possibilidade de países em desenvolvimento implantarem projetos que reduzam a emissão ou capturem gases causadores do efeito estufa e obtenham, com esses projetos, certificados que podem ser comercializados com países industrializados, que possuem 1 A Agência Nacional de Energia Elétrica, na sua Resolução 394/98, define Pequena Central Hidrelétrica (PCH) qualquer usina hidrelétrica com potência superior a kw e igual ou inferior a kw, com área total de reservatório igual ou inferior a 3,0 Km² 3

4 metas de redução de emissão de gases que causam o efeito estufa. Os países industrializados podem, então, cumprir as suas metas adquirindo os certificados dos países em desenvolvimento. Como pressupostos para a definição dessa metodologia, foram levadas em consideração duas necessidades básicas. A primeira delas é a utilização de conceitos financeiros que contem com respaldo técnico e com aceitação nos meios acadêmico, empresarial e no mercado financeiro. Adicionalmente, buscou-se um método que respeitasse as melhores práticas, de forma que fosse possível conferir transparência às avaliações e cálculos. A utilização do (CMPC, ou do inglês, WACC Weighted Average Cost of Capital) para a definição da taxa mínima de atratividade, combinado com o modelo CAPM (Capital Assets Pricing Model) para a definição do custo do capital próprio é a metodologia que melhor atende aos requisitos acima (CAMACHO, 2004), desde que respeitados os pressupostos e detalhes técnicos necessários à correta aplicação dessas ferramentas. Nas seções seguintes será apresentada, de forma conceitual, a proposta para a obtenção do CMPC para empresas de geração de energia no Brasil. Após a discussão teórica, será demonstrada, de forma numérica, a determinação do Custo de Capital para PCHs e UHEs até 50MW de capacidade instalada no Brasil, para o ano de DEFINIÇÃO DA TAXA DE ATRATIVIDADE A taxa mínima de atratividade pode ser entendida como a menor taxa de retorno aceitável pelos potenciais investidores para que se proponham a correr o risco associado a um ativo ou projeto. A teoria de finanças pressupõe que os investidores tenham aversão ao risco e, portanto, que requeiram taxas de retornos maiores para opções de investimento com maiores riscos (ROSS et al, 1995). A definição da taxa de atratividade de um projeto deve levar em consideração a existência das diferentes fontes de financiamento, a remuneração que deverá ser paga a cada uma delas (em função do risco incorrido pelos diferentes stakeholders, sejam eles credores ou acionistas), a proporção de utilização de cada fonte de recursos e os seus respectivos impactos fiscais e tributários. A forma 4

5 clássica e consolidada de se fazer todas essas considerações é por meio do cálculo do CMPC (DAMODARAN, 2002; BREALEY e MYERS, 2003). O cálculo do CMPC é bastante simples de ser feito, bastando a aplicação da seguinte fórmula: Onde: W e = Participação do Capital Próprio no total de recursos utilizados; W d = Participação de Capital de Terceiros no total de recursos utilizados; K e = Custo de Capital Próprio K d = Custo de Capital de Terceiros t = Alíquota de impostos sobre o lucro Não obstante a simplicidade do cálculo a ser feito para a obtenção do CMPC, existe uma série de cuidados a serem considerados e decisões a serem tomadas, no que tange à definição de cada uma das variáveis acima. Para fins do presente estudo, essas definições devem refletir a realidade dos projetos de geração de energia hídricas em PCHs e UHE até 50 MW de capacidade instalada no mercado brasileiro, de forma que se faz necessária a validação de cada uma delas antes da aplicação da equação acima e do cálculo da taxa de atratividade adequada. 03. PROPORÇÃO DE CAPITAL PRÓPRIO (W e ) E DE CAPITAL DE TERCEIROS (W d ) Uma das decisões importantes em avaliação de projetos diz respeito à proporção a ser utilizada de recursos de terceiros (dívidas) e de recursos próprios (dinheiro de investidores/acionistas). No mercado brasileiro, notadamente no caso de projetos de geração de energia, essa proporção está vinculada, na maior parte das vezes, aos parâmetros definidos pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), principal fonte de recursos para projetos de investimento no país. É importante destacar que o setor de geração de energia é intensivo de capital e, pela sua natureza, necessita de financiamentos de longo prazo, sem os quais seria impossível a implementação dos projetos. 5

6 A maior parte das empresas brasileiras que implantam projetos de infra-estrutura e/ou de energia procura obter a maior alavancagem (relação dívida/capital próprio) admitida pelo BNDES para financiar projetos dessa natureza, uma vez que os recursos obtidos dessa fonte são de menor custo do que o capital obtido junto aos acionistas. Para esse setor, o BNDES se propõe a fornecer até 70% 2 dos itens financiáveis necessários à implantação dos projetos na modalidade de Project Finance. No entanto, o BNDES também observa outros parâmetros para definição da alavancagem máxima concedida aos projetos, restringindo ainda mais a liberação de recursos, na maioria dos casos, o que resulta em alavancagens médias inferiores aos limites máximos definidos 3. Para esses parâmetros utilizam-se, portanto, as médias de financiamento concedidos pelo BNDES para o setor de geração por PCHs e UHEs até 50 MW de capacidade instalada. As informações de alavancagem média, Wd e We, são obtidos de relatórios ou de outras publicações do próprio BNDES. 04. CUSTO DO CAPITAL PRÓPRIO (K e ) A determinação do custo do Capital Próprio depende da correta avaliação do risco associado aos projetos de geração de energia por PCHs e UHEs até 50 MW de capacidade instalada no Brasil. A ferramenta que conta com maior aceitação nos meios acadêmico e empresarial, para a definição do risco associado a um investimento e, consequentemente, para a definição da remuneração adequada ao capital é o Modelo de Precificação de Ativos de Capital (do inglês Capital Assets Pricing Model ou CAPM). Não obstante a existência de algumas limitações, o CAPM é o modelo que apresenta a melhor relação entre correção dos resultados obtidos e simplicidade de aplicação, sendo amplamente aceito pelo 2 De acordo com as regras estabelecidas pelo BNDES, nem todos os itens necessários para a efetivação de um projeto são apoiáveis. Dentro dos itens considerados apoiáveis, projetos de geração de energia (exceto térmicas a carvão ou a óleo) podem obter até 70% dos recursos necessários à sua implantação financiados pela instituição. 3 As políticas do BNDES para sua linha de Project Finance estão disponíveis no sítio da instituição na internet, no endereço Finance/ (acessado em 18/10/2010). 6

7 mercado financeiro e pelos acadêmicos, o que faz com que seja a principal opção na avaliação de projetos de investimento (DAMODARAN, 2002; BREALEY e MYERS, 2003). O CAPM avalia o retorno mínimo que um ativo deve oferecer ao investidor, em função do nível de risco não diversificável (ou sistemático) a ele associado. Tendo como premissa a aversão ao risco, o modelo pressupõe que ativos com maior nível de risco tenham que oferecer maior retorno, de forma a serem atrativos para os investidores (ROSS et al, 1995) O cálculo do custo do Capital Próprio (Ke) com a utilização do CAPM é dado pela seguinte expressão: Onde: K e = Retorno / Custo de Capital Próprio Rf = Taxa Livre de Risco β = Risco do investimento em comparação com o mercado (R m - R f ) = Prêmio pelo Risco de Mercado De acordo com o CAPM, a remuneração adequada ao Capital Próprio (Ke) será dada pela remuneração oferecida por um ativo livre de risco (Rf) mais um retorno adicional adequado ao risco associado ao ativo [β*(r m -R f )]. O risco do ativo, identificado como Beta (β), é calculado por meio da covariância dos retornos do ativo em relação aos retornos de uma carteira representativa do mercado como um todo. Para a obtenção do Beta, portanto, é necessário que estejam disponíveis dados históricos a respeito dos retornos do mercado e do setor que se pretende avaliar, de forma que seja possível o cálculo da covariância entre eles. Nesse ponto encontra-se a primeira dificuldade de utilização do CAPM para a avaliação de projetos de geração de energia no Brasil. A falta de dados públicos a respeito dos retornos de projetos/empresas dedicados a essa atividade, impede uma aplicação direta desse modelo no mercado brasileiro. Em situações como essas, a técnica financeira propõe que se obtenham os parâmetros do modelo em outros mercados, nos quais exista a disponibilidade dos dados históricos necessários e que, 7

8 posteriormente, seja feita a transposição para o mercado em que o projeto será realizado (PEREIRO, 2001). Considera-se como melhor alternativa a aplicação do CAPM para o mercado de energia dos Estados Unidos da América (EUA) e, em seguida, a transposição dos resultados para o mercado brasileiro, considerando a diferença de risco associado à economia dos dois países. 4.1 Taxa Livre de Risco (R f ) A Taxa Livre de Risco (R f ) no CAPM representa a taxa de investimento padrão disponível para todos os investidores. Esta Taxa Livre de Risco atua como uma referência do custo da oportunidade, permitindo que os investidores comparem e meçam o risco e o retorno adicional oferecido por investimentos alternativos versus, simplesmente, comprar e deter este instrumento que está disponível para compra no mercado. O padrão internacionalmente aceito para a Taxa Livre de Risco é o título do Tesouro dos Estados Unidos, título com o menor risco de default, que pode ser adotado como referência para a avaliação de projetos no Brasil, desde que seja incorporada a diferença de risco existente entre as duas economias. Para determinar a Taxa Livre de Risco adequada a um projeto, é aconselhável que os investidores façam a correspondência entre o prazo do título e o horizonte de tempo estimado do projeto. Essa adequação considera, implicitamente, que no início de um projeto os investidores tenham a opção de alocar seus recursos em títulos com horizonte de tempo equivalente, ao invés de investir no projeto. Esses títulos representam, então, uma alternativa segura para o investidor, que para correr níveis de risco mais elevados irá requerer aumentos da remuneração do seu capital, equivalente aos riscos do investimento. O horizonte de tempo típico para a análise de projetos de geração de energia hidrelétrica é de 30 (trinta) anos 4 e, portanto, a Taxa Livre de Risco a ser utilizada deverá refletir esse período 4 Os contratos de compra de energia gerada por PCHs nos leilões de Energia Nova, realizados desde 2005, têm vigência de 30 anos. 8

9 de tempo. No mercado de títulos do Tesouro dos EUA (UST, US Treasury) podem ser obtidos títulos com prazos de duração de 30 anos. Para a correta avaliação da Taxa Livre de Risco é necessária a consideração do nível de risco oferecido pela economia brasileira em comparação com a dos EUA. Para isso, recorre-se ao Índice de Títulos de Mercados Emergentes (do inglês Emerging Markets Bond Index Plus ou EMBI+), por meio do qual é possível avaliar o risco soberano embutido nos títulos de dívida de um país. Considerando que o EMBI+ relativo ao mercado de dívida livre de riscos dos EUA é 0, o EMBI+ do Brasil representaria o risco a ser adicionado ou reduzido em função das diferenças do mercado de dívida do Brasil em relação ao dos EUA. 4.2 Prêmio pelo Risco de Mercado (Rm Rf) As expectativas do mercado para a remuneração do capital próprio tendem a ter como base o histórico de remuneração, acima da taxa livre de risco, paga aos investidores. Este prêmio é obtido levando em consideração os retornos médios do mercado de ações em um período específico de tempo, subtraindo dele o desempenho/retornos dos títulos livres de riscos nos períodos correspondentes. O prêmio histórico, portanto, torna-se uma referência, para os participantes do mercado, da recompensa adequada pelo maior risco embutido nesses investimentos, em comparação com os títulos públicos. Esse prêmio deve ser adicionado à Taxa Livre de Risco para calcular os retornos adequados para um investimento que ofereça um nível de risco igual ao da média do mercado. Para que isso seja possível é necessária, portanto, a avaliação do Prêmio pelo Risco de Mercado. Uma das formas de estabelecer esse Prêmio é a obtenção do histórico de cotação das ações transacionadas no mercado de capitais dos EUA para que se possa, a partir desses dados, fazer o cálculo do retorno médio de mercado e do prêmio oferecido pela carteira representativa do mercado. Essa abordagem, entretanto, está sujeita a incorreções e erros de avaliação ao longo do processo. 9

10 Uma alternativa que produz o mesmo efeito prático, com a vantagem de eliminar a possibilidade de erro, é a utilização de dados previamente levantados, validados e publicados. A utilização dos dados publicados pelo professor Damodaran, em seu sítio na internet (http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/) atende a essas especificações. Damodaran é professor de finanças da Universidade de Nova Iorque e tem se dedicado a estudar, escrever e ministrar cursos e palestras voltados à avaliação e valoração de projetos e empresas. O sítio mantido por Damodaran na internet inclui estudos e discussões a respeito das técnicas de valuation, assim como dados históricos necessários à avaliação de projetos e empresas. Exatamente por ser especialista nessa atividade, Damodaran reconhece a importância da correção dos dados históricos para a aplicação do CAPM e para a obtenção de resultados confiáveis. Sendo assim, o professor fornece dados validados para que sejam utilizados por profissionais e acadêmicos. Essa disponibilidade de dados previamente validados atende às necessidades da metodologia, de utilizar dados que sejam transparentes, auditáveis e tecnicamente corretos para a obtenção do custo de capital. É sabido e aceito que nos mercados de capitais desenvolvidos há uma tendência ao equilíbrio, o que faz com que a abordagem do CAPM, vista de forma ampla, seja correta. Existem, entretanto, desequilíbrios momentâneos de mercado, que podem levar a conclusões incorretas ou vieses, caso não sejam tratados adequadamente. Uma forma de eliminar possíveis vieses é a utilização de séries históricas de longo prazo, nas quais os desequilíbrios temporários terão efeitos pequenos ou nulos (DAMODARAN, 2008). Dessa forma, considera-se adequada a utilização dos retornos médios observados desde o início da série disponibilizada por Damodaran, ou seja, desde o ano de Definição do Beta (β) Uma vez definido o prêmio pelo risco de mercado, há que se avaliar o risco específico do projeto em questão, em comparação com a média de mercado. Para avaliar o risco de um ativo (ou projeto) em comparação com o mercado, utiliza-se a medida da covariância dos retornos do 10

11 ativo em relação aos retornos de mercado. Essa medida é chamada de Beta. Neste caso o projeto seria um projeto representativo do setor de geração de energia e o Beta pode ser obtido pelo beta médio das empresas do setor. Uma vez que o Beta é uma medida relativa de risco que compara a volatilidade de ativos específicos com a média de mercado, conclui-se que uma carteira representativa do mercado possui um Beta = 1 5. Ativos que possuam uma maior volatilidade, ou seja, maior nível de risco em comparação com o mercado, terão Betas maiores que 1, ao passo que as alternativas de investimento que apresentem volatilidade menor do que a apresentada pelo mercado contarão com Betas menores que 1. A multiplicação do beta pelo prêmio de risco de mercado aumenta ou desconta o prêmio de capital próprio que os investidores devem esperar, indicando a remuneração adequada ao nível de risco oferecido pelo ativo. É importante que se tenha em mente que o cálculo do Beta depende da existência de séries de dados históricas, que permitam a avaliação da covariância do ativo em relação ao mercado. Em novos projetos de investimento, obviamente, essa série histórica não existe, o que exige que sejam feitas avaliações utilizando ativos ou projetos que apresentem perfis semelhantes. Para possibilitar essas avaliações, é importante que se conheça a composição do risco representado pelo Beta. O Beta de um ativo representa a somatória do risco associado à atividade desempenhada pela empresa (risco do negócio ou da operação) e do risco associado à sua estrutura de capital (BREALEY e MYERS, 2003). Empresas em um determinado setor de atividade terão riscos semelhantes relacionados à atividade desempenhada, mas apresentarão diferenças de risco que dizem respeito às suas respectivas alavancagens. Organizações que utilizam maiores proporções de capital de terceiros apresentam maior risco de inadimplência e o Beta associado a elas é maior. O raciocínio inverso também é válido. 5 Matematicamente o Beta é calculado por meio da razão entre a covariância do ativo analisado e o mercado, pela variância do mercado. Se o ativo analisado for a carteira de mercado, o numerador do cálculo do Beta seria a covariância do mercado com o próprio mercado, o que é equivalente à variância do mercado. Dessa forma teríamos a variância do mercado no numerador e no denominador, ou seja, o Beta de mercado é igual a 1. 11

12 Para a avaliação do Beta de novos projetos/novas empresas utiliza-se a técnica de encontrar o Beta que represente o risco da atividade relacionada ao projeto em questão, e fazer o ajuste necessário para refletir a alavancagem que se pretende utilizar naquele caso específico. Essa técnica consiste em: (1) obter o Beta das empresas que exerçam a mesma atividade do projeto que será implantado; (2) retirar do Beta a proporção de risco relativo à estrutura de capital das empresas do setor (desalavancagem), de forma a obter um índice que reflita apenas o risco da atividade desempenhada pela empresa 6 e; (3) incorporar ao Beta Desalavancado, o risco referente à estrutura de capital que será efetivamente utilizada no caso avaliado (realavancagem). Novamente recorremos a séries históricas do mercado americano, desta vez para a obtenção do Beta. Essa abordagem nos permite calcular o risco inerente ao setor, após descontarmos dos Betas observados, os riscos financeiros nele embutidos, obtendo o Beta desalavancado. / Onde: βu = Beta desalavancado; β = Value Line Beta 7 ; t = Impostos marginais do mercado de referência 8 ; D = Percentual de capital de terceiros sobre o valor de mercado da empresa 9 ; E = Percentual de capital de terceiros sobre o valor de mercado da empresa. A realavancagem consiste na inclusão dos riscos financeiros observados no setor de estudo ao beta desalavancado, chegando ao beta re-alavancado, que reflete os riscos totais de se investir no setor com relação à média do mercado. 6 Uma forma alternativa de entender o Beta Desalavancado é considerá-lo como o Beta que a empresa ou projeto apresentariam caso fosse utilizado apenas capital próprio para o seu financiamento. 7 Valor obtido do sítio do economista Damodaran e estimado pela regressão dos retornos semanais das ações com relação ao NYSE usando dados de 5 anos ou menos, se menos de 5 anos disponíveis, não podendo ser o período inferior a 2 anos. 8 No mercado americano a taxa de impostos a se considerar é de 40% 9 Valor obtido de 12

13 Onde: β = Beta re-alavancado (beta do setor estudado); βu = Beta desalavancado; t = Impostos marginais do mercado estudado; W e = Participação do Capital Próprio no total de recursos utilizados; W d = Participação de Capital de Terceiros no total de recursos utilizados. De forma análoga à utilizada para a obtenção do prêmio pelo risco, os dados disponibilizados pelo professor Damodaran, no seu sítio na intenet, nos fornecem as informações necessárias para a avaliação do Beta das empresas de geração de energia. Damodaran mantém em suas bases de dados os betas de mais de 7 mil empresas, classificadas pelos seus setores de atividade. Reconhecendo a possibilidade de desvios momentâneos de mercado, Damodaran faz o cálculo dos betas utilizando uma base de tempo de 5 anos. Quando novas empresas passam a ser listadas na Bolsa de Nova Iorque (NYSE), seus betas só são incluídos na base de dados quando atingem um mínimo de 2 anos de dados disponíveis 10. No banco de dados fornecidos pelo professor Damodaran estão disponíveis, não apenas os betas totais (ou observados), como os betas desalavancados. Nesse ponto, volta-se às considerações anteriores a respeito da utilização de capital de terceiros em projetos de geração de energia no Brasil e da participação do BNDES no financiamento desses empreendimentos. Conforme citado anteriormente, o BNDES oferece até 70% dos itens financiáveis, o que resulta em projetos altamente alavancados e com Betas elevados. 10 O Beta é calculado com base em dados históricos e, portanto, há a necessidade de se utilizar uma série longa para capturar corretamente a relação de risco de uma empresa em relação à média do mercado, eliminando-se, dessa forma, distorções referentes a variações ou desequilíbrios temporários do mercado. 13

14 Além da proporção entre dívida e capital próprio, a alíquota marginal do imposto sobre o lucro também é considerada no processo de desalavancagem e realavancagem dos Betas. Esse ponto também merece atenção. No Brasil, a alíquota marginal de imposto varia de acordo com o regime tributário ao qual a empresa se enquadra 11. Empresas enquadradas no regime de Lucro Presumido têm o valor do imposto estimado em função das receitas obtidas e, portanto, possuem alíquota marginal de impostos igual a zero 12. As empresas que trabalham sob o regime do Lucro Real, por outro lado, apuram seus impostos em função dos lucros efetivamente auferidos, ou seja, nesses casos as despesas financeiras são dedutíveis para fins fiscais e a alíquota marginal, de 34% 13, deve ser considerada nos cálculos de realavancagem dos Betas. As alíquotas efetivamente utilizadas devem refletir corretamente o enquadramento fiscal ao qual o projeto estará sujeito após a sua implantação. Para a obtenção do Beta a ser utilizado na obtenção do Custo do Capital Próprio (Ke), indica-se a utilização do Beta médio desalavancado do setor de energia elétrica dos EUA, medindo assim, o risco associado à atividade (risco do negócio). Para a realavancagem do Beta, considera-se adequada a utilização da estrutura de capital que será efetivamente utilizada no projeto, bem como a consideração dos efeitos tributários equivalentes ao enquadramento fiscal efetivamente aplicável ao setor no Brasil. 5. CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS (Kd ) Ao contrário do que ocorre em outros mercados, nos quais a maior parte das empresas obtém financiamento junto a financiadores privados, as empresas brasileiras que investem no setor de infra-estrutura têm como principais fontes de financiamento as linhas de crédito oferecidas pelo 11 Decreto Lei 1.598/77, Leis 9.249/95, Lei 9.430/96 e Instrução Normativa RFB 93/ Nas empresas enquadradas no Lucro Presumido, os impostos a serem pagos são arbitrados em função das receitas auferidas. Nesses casos, a existência de despesas de juros e amortização do principal decorrentes da utilização de capital de terceiros não são considerado na base de calculo de impostos, motivo pelo qual a alíquota de impostos não deve ser considerada para a realavancagem do Beta. 13 O percentual de 34% é composto por 15% de alíquota básica de Imposto de Renda, 10% de adicional de Imposto de Renda e 9% de Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL). 14

15 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), o que confere ao Custo de Capital de Terceiros no Brasil algumas características específicas. O BNDES é uma empresa pública federal e o principal fornecedor de financiamento de longo prazo no Brasil. O mercado brasileiro oferece poucas alternativas de fontes de recursos de longo prazo que não sejam oriundas de entidades governamentais, uma vez que financiamentos de longo prazo raramente são oferecidos por bancos comerciais e, quando ocorrem, são oferecidos a taxas não competitivas em comparação com as praticadas pelo BNDES. O financiamento de projetos pelo BNDES é fornecido através da linha de crédito batizada de FINEM 14 (Financiamento a Empreendimentos) em um modelo de Project Finance. Esse tipo de operação pode ser realizado diretamente com o BNDES (operações diretas) ou com a intermediação de uma instituição financeira credenciada (operações indiretas). Nas operações diretas, o custo da transação é composto por Custo Financeiro, Remuneração do BNDES e Taxa de Risco de Crédito. Nos casos das transações indiretas, o custo total será composto por Custo Financeiro, Remuneração do BNDES, Taxa de Intermediação Financeira e Remuneração da Instituição Financeira Credenciada. Na presente metodologia estamos considerando que todas operações são diretas, o que implica que o projeto obtém financiamento do BNDES ao menor custo possível. Na realidade observa-se que muitos empreendedores obtêm empréstimos por meio de bancos intermediadores, porém para maior conservadorismo dentro do MDL, considerou-se o apoio direto como padrão. As condições oferecidas pelo BNDES para o financiamento desse tipo de empreendimento faz com que as empresas procurem utilizar os recursos do FINEM/Project Finance até o limite máximo permitido pelo Banco. Essa situação, conforme citado anteriormente, tem resultado em estruturas de capital altamente alavancadas, com participação majoritária de recursos de terceiros. Em geral, empreendimentos de geração de energia têm contado com uma proporção de 60% a 70% de dívidas e, respectivamente, de 40% a 30% de recursos obtidos junto aos investidores. 14 nergia_eletrica_geracao.html 15

16 É importante salientar que esses percentuais servem apenas como referência e que precisam ser validados a cada novo período, de forma que seja refletida a realidade em termos de oferta de recursos por parte do BNDES. 5.1 Custo Financeiro (TJLP) A Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP foi instituída pela Medida Provisória nº 684, de , publicada no Diário Oficial da União em , sendo definida como o custo básico dos financiamentos concedidos pelo BNDES. A Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP tem período de vigência de um trimestre-calendário e é fixada pelo Conselho Monetário Nacional. Ela é divulgada até o último dia útil do trimestre imediatamente anterior ao de sua vigência. Considerando-se a variabilidade da TJLP, é aconselhável que a estimativa da taxa utilize um histórico extenso das suas cotações, de forma a eliminar os efeitos de possíveis picos e vales, que trariam distorções à análise no caso da utilização de períodos muito curtos. Por esse motivo, considera-se adequada a utilização TJLP média dos últimos 5 anos. 5.2 Spread do BNDES Outro fator que compõe a taxa de financiamento que as empresas no Brasil encontram via FINEM/BNDES é o spread cobrado pelo Banco. Essa taxa é fixada pelo BNDES para pagar seus custos administrativos e operacionais e sua remuneração. O spread do BNDES é definido pelas políticas do Banco e varia de acordo com o tipo de projeto financiado. Assim como nos demais casos, os spreads a serem aplicados na avaliação dos projetos devem refletir as taxas praticadas pelo BNDES na época em que os financiamentos forem solicitados ao Banco. 16

17 5.3 Taxa de Risco de Crédito Ao conceder financiamento para projetos de infra-estrutura, o BNDES adiciona à TJLP e ao spread, uma Taxa de Risco de Crédito, que irá variar em função da avaliação individual da empresa solicitante do crédito. Os limites, inferior e superior, dessa taxa são definidos anualmente pelo BNDES de acordo com as políticas estabelecidas pelo Banco. Por ser uma definição que ocorre caso a caso, em uma avaliação prévia de projetos, a Taxa de Risco de Crédito não estará disponível. Sendo assim, há a necessidade de estabelecer um parâmetro para a estimativa e utilização desse componente do Custo de Capital de Terceiros. Considerando o histórico para projetos de geração de energia, e por questões de conservadorismo, consideramos apropriado considerar a menor taxa que pode ser concedida para investidores privados em operações diretas, de acordo com as políticas do Banco. 6. APLICAÇÃO DA METODOLOGIA A aplicação da metodologia proposta permite que se obtenha a taxa de referência para a avaliação de investimentos em geração de energia hídrica, de forma particular aquelas que envolvem PCHs. Será apresentada, a seguir, a aplicação da metodologia para a data de julho de 2005, ressaltando que o procedimento é aplicável para qualquer período, desde que sejam utilizados os dados referentes ao período analisado De acordo com a metodologia estabelecida, a taxa de atratividade de um projeto será calculada por meio do Custo Médio Ponderado de Capital (CMPC), que requer a definição dos custos do capital de terceiros e do capital próprio, além da proporção de cada um deles no capital total utilizado pela empresa. A definição do custo do capital próprio é feita por meio do modelo CAPM, de acordo com a seguinte expressão matemática: 17

18 Onde: K e = Retorno / Custo de Capital Próprio Rf = Taxa Livre de Risco β = Risco do investimento em comparação com o mercado (R m - R f ) = Prêmio pelo Risco de Mercado A primeira variável a ser definida, então, é a Taxa Livre de Risco, que será obtida por meio da cotação dos títulos do Tesouro dos Estados Unidos com duração de 30 anos. O acesso às cotações desses títulos pode ser feito por meio do Yahoo Finance (http://finance.yahoo.com/q/hp?s=%5etyx). A média de um ano das cotações dos títulos de 30 anos (4,77% ao ano) nos dá a Taxa Livre de Risco nominal. Para a obtenção da Taxa Livre de Risco em termos reais, desconta-se a inflação esperada dos Estados Unidos, dada pela diferença de retorno entre os Títulos do Tesouro e os Títulos Protegidos da Inflação (TIPS) 15. A avaliação dessa diferença implica em uma inflação de 2,45% e, consequentemente, chegase a uma Taxa Livre de Risco real de 2,27% ao ano, como segue: R f = (1+0,0477)/(1+0,0245) 1 R f = 2,27% (real) Essa taxa livre de risco, entretanto, não contempla o Risco Brasil, que precisa ser adicionado para que seja refletida a diferença de risco que existe entre as economias dos Estados Unidos e do Brasil. Para isso, será considerada a média de 5 anos do EMBI+Brasil 16, que é de 8,44% ao ano. Adicionando-se o Risco Brasil, portanto, a taxa livre de risco (Rf) para 2005 é de 10,71% ao ano (2,27% + 8,44%). A definição do retorno de mercado acima da taxa livre de risco (Rm - Rf) é feita por meio da diferença entre o retorno médio do mercado de ações e o retorno médio dos títulos públicos, no longo prazo (de 1928 a 2004). 15 Cotação dos TIPS disponíveis em Acessado em 20/09/ EMBI+Brasil obtido em Acessado em 20/09/

19 O retorno médio anual das ações menos retorno médio anual dos T Bonds americanos de 1928 a 2004 é dado por (Rm - Rf) = 11,81% - 5,27% = 6,53%. Para determinar o Custo do Capital Próprio por meio do modelo CAPM há necessidade, ainda, da determinação do Beta a ser utilizado. Para isso será obtido, inicialmente, o Beta Desalavancado para o setor de geração de energia no mercado dos Estados Unidos. Esse Beta é encontrado na internet, na página do professor Aswath Damodaran 17. Empresa Símbolo Valor de Mercado Particip. Mercado β β ' EDP - Electricidade de Portugal EDP $91.080,00 83,18% 0,75 0,71 Headwaters Inc. HDWR $978,50 0,89% 0,8 0,74 Quantum Fuel Sys. Tech Wldwid QTWW 188 0,17% 0,8 0,80 Amer. Superconductor AMSC 418,6 0,38% 1,3 1,30 Energy Conversion ENER 472 0,43% 1,4 1,38 Capstone Turbine CPST 151,7 0,14% 1,45 1,45 Active Power ACPW 195,8 0,18% 1,6 1,60 FuelCell Energy FCEL 481,3 0,44% 1,6 1,60 Ballard Power Sys. BLDP 804,5 0,73% 1,65 1,65 Reliant Energy RRI 3929,3 3,59% 1,75 0,90 AES Corp. AES 8709,1 7,95% 1,9 0,81 Calpine Corp. CPN ,90% 2,15 0,35 BETA DO SETOR 0,92 0,73 β = Beta da empresa β ' = Beta desalavancado da empresa Para encontrar o Beta brasileiro, há a necessidade de partir do Beta Desalavancado (β ) das empresas dos Estados Unidos e realavancá-lo utilizando os dados de impostos e estrutura de capital do Brasil. Para fazer a realavancagem do Beta é necessária a obtenção de dois dados: (1) a taxa de imposto a ser utilizada e; (2) a estrutura de capital típica das empresas de geração de energia. Conforme explicitado anteriormente, empresas brasileiras que estejam enquadradas no regime de Lucro Presumido têm alíquota marginal de impostos igual a zero, ou seja, para essas empresas não há benefícios fiscais e tributários da existência de despesas com juros e amortização do principal. Esse é o caso das PCHs, pois a maior parte desses projetos são financiados pelo BNDES, que exige a 17 Acessado em 20/09/

20 constituição de uma sociedade de propósito específico (SPE). Devido ao porte do empreendimento as SPEs que desenvolvem projetos de geração até 20MW de potência conseguem se enquadrar no regime de Lucro Presumido. Por esse motivo, a alíquota de imposto usada na realavancagem do Beta é zero. Quanto à estrutura de capital, também já foi exposto que as empresas buscam obter a maior proporção de recursos de terceiros oferecidos pelo BNDES para financiamento de projetos de geração de energia. No ano de 2005, esse percentual foi de 70% 18, motivo pelo qual serão utilizados os parâmetros 0,7 para Capital de Terceiros (Wd) e 0,3 para Capital Próprio (We) no cálculo do Beta realavancado. Utilizando a fórmula de realavancagem do Beta, apresentada anteriormente, temos a seguinte equação:,,,, Conforme demonstrado acima, portanto, a estrutura de capital típica de PCHs e UHEs até 50 MW de capacidade instalada no Brasil, o Beta Realavancado para essa atividade em 2005 é de 2,45. Esse Beta elevado já era esperado, uma vez que as PCHs utilizam uma grande proporção de capital de terceiros, o que eleva o risco medido pelo Beta. Obtidos esses dados, é possível calcular o custo de capital próprio em termos reais, utilizando o modelo CAPM, como segue: 18 Segundo o relatório anual de BNDES referente ao ano de 2005, o Banco financiou um valor de R$ 2,1 bilhões de um total de R$ 3,0 bilhões de investimentos em PCHs. 20

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