Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica Contribuição da EDP para a 2ª fase da Audiência Pública ANEEL AP 040/2010 CUSTO DE CAPITAL 03 de Junho de 2011

ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO... 3 2. ESTRUTURA DE CAPITAL (D/E)... 5 3. INCENTIVO FISCAL NA REGIÃO DA SUDAM/SUDENE... 6 4. RISCO REGULATÓRIO... 10 5. RISCO DE CRÉDITO... 12 6. CONSIDERAÇÕES FINAIS... 16 2

1. INTRODUÇÃO A EDP Energias do Brasil, empresa que detém o controle acionário integral das concessionárias de distribuição de energia elétrica Bandeirante Energia S.A. e Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ESCELSA, entende relevante enfatizar, de início, seu reconhecimento pelo esforço que vem sendo promovido pela ANEEL para o aperfeiçoamento do arcabouço regulatório a ser aplicado no Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica ( 3CRTP ) das concessionárias de distribuição de energia elétrica. Nessa perspectiva, visando colher subsídios para aperfeiçoar a metodologia, a ANEEL reabriu o processo de Audiência Pública nº 040/2010 ( AP") e submeteu para apreciação dos Agentes do Setor e da Sociedade em geral a Nota Técnica nº 095/2011-SRE/ANEEL, de 13 de abril de 2011 ( NT ). Nesta nova NT a ANEEL incorpora contribuições obtidas a partir das manifestações apresentadas pelos agentes na 1ª etapa dessa AP quando disponibilizou a Nota Técnica nº 262-SRE/ANEEL, propondo a metodologia e critérios para definição da ESTRUTURA E DO CUSTO DE CAPITAL REGULATÓRIOS a ser aplicada no 3CRTP. Propõe a ANEEL desta feita alterar o método de determinação da estrutura de capital, e passa a utilizar como (i) Ativo, a base de remuneração líquida do segundo ciclo atualizada para dezembro de 2009, baseando-se nas movimentações contábeis; e para o (ii) Capital de Terceiros, o passivo oneroso de curto e longo prazo, ambos deduzidos do saldo da conta de Reserva Geral para Reversão ( RGR ). 3

O custo de capital é baseado no Custo Médio ponderado do Capital (Weighted Average Cost of Capital WACC), adotado em conjunto com CAPM (Capital Asset Pricing Model) para o cálculo do custo do capital próprio e de terceiros. Para o cálculo do CAPM foram considerados dados do mercado norte americano referentes à taxa livre de risco, parâmetro beta e risco de mercado. Por conta da dificuldade prática da estimação com dados do mercado brasileiro enquanto não se acumule histórico estatisticamente representativo, a saída propugnada pelo Regulador foi a de adicionar um componente de Risco País para ajustar às especificidades do mercado brasileiro. Diferentemente do segundo ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL desconsiderou os componentes de riscos do regime regulatório (Price-Cap e Rate of Return) e cambial. O custo de capital das empresas de distribuição de energia elétrica deve ser entendido como uma taxa de retorno, que reconhece o risco do setor em que estão inseridas, de forma a garantir a atratividade adequada aos investidores, conferindo estímulos para alocação de capital na atividade. Esta atratividade torna possível a provisão de um serviço público de qualidade e que se expande adequadamente, condicionante essencial para um crescimento econômico sustentado. Um custo de capital regulatório abaixo do custo de oportunidade pode inviabilizar economicamente novos investimentos no setor, acarretando uma redução de investimentos para níveis sub-ótimos e, consequentemente, em uma piora na qualidade do serviço. Acarretará também em distorções dos sinais de preços, tanto para consumidores quanto para investidores, o que progressivamente limitará a expansão dos serviços com implicações negativas para o bem estar da sociedade hoje e no futuro. 4

2. ESTRUTURA DE CAPITAL (D/E) Proposta da ANEEL Para a determinação da estrutura ótima de capital do 3CRTP a ANEEL partiu de dados empíricos das empresas de distribução de energia elétrica no Brasil nos anos mais recentes. A NT, incorporando as contribuições recebidas na 1ª etapa desta AP040, propõe a utilização do passivo oneroso de curto e longo prazo ao invés do passivo exigível total. Em relação ao capital próprio, propõe que seja cálculado pela diferença entre o ativo (base de remuneração Líquida do segundo ciclo atualizada para dezembro de 2009) e o passivo oneroso de curto e longo prazo, ambos deduzidos do saldo da RGR. Considerações Consideramos que a utilização da base de remuneração líquida como ativo é um aprimoramento, em relação ao proposto na 1 a etapa da AP, que adotava o patrimônio líquido como a participação do capital próprio. Isto porque os ativos estão em valores históricos, ou seja, não refletem seus valores reais, ocasionando uma subestimação de sua participação na estrutura de capital regulatória o que, em contra partida, provoca uma elevação na participação do capital de terceiros. No entanto, entendemos que pode ainda haver aprimoramentos, somando-se à base de remuneração líquida, os investimentos ainda em curso, obtendo-se com isso um valor de ativo que representa a realidade para as empresas. Cabe lembrar que os recursos para esses investimentos em curso também integram o passivo oneroso de curto e longo prazo. 5

Sendo assim, o não reconhecimento desses investimentos na base de remuneração líquida estará reduzindo a participação do capital próprio no ativo e elevando a participação do capital de terceiros. Entendemos também que a proposta da NT de reconhecer o passivo oneroso de curto e longo prazo como proxy para o capital de terceiro é coerente, pois são sobre esses passivos que são geradas as despesas financeiras. A exemplo do que comentamos sobre a formação do valor para o Ativo, também entendemos que também para o caso do valor para o passivo oneroso pode haver aprimoramentos. Entendemos que se for utilizado o conceito de passivo oneroso líquido, a ser obtido com a dedução do valor das disponibilidades (recursos financeiros em caixa e aplicações financeiras) e dos financiamentos de débitos de consumidores, estaremos mais próximos do endividamento real das empresas. Contribuições da EDP Diante do exposto, a EDP entende e sugere que i) para composição do valor do Capital Próprio, devam ser considerados os valores da base de remuneração regulatória líquida acrescida dos investimentos em curso e para ii) composição do Capital de Terceiros, deva ser considerado o valor do passivo oneroso deduzido do valor das disponibilidades. 3. INCENTIVO FISCAL NA REGIÃO DA SUDAM/SUDENE Proposta da ANEEL Na 1ª etapa da AP, a ANEEL, propôs que fosse considerado o percentual de 6,25% do IRPJ no cálculo do custo de capital, repassando a diminuição da carga tributária das distribuidoras localizadas na área de atuação da SUDAM e da SUDENE às tarifas de energia elétrica. 6

Nesta 2ª etapa da AP, abstendo-se das questões jurídicas, a ANEEL modifica o tratamento inicial, e propõe que os investimentos, realizados a partir dos recusos financeiros adquiridos pelo incentivo fiscal, tenham o mesmo tratamento dado aos investimentos feitos com participação de terceiros (Obrigações Especiais). Para tanto, a NT propõe que o valor contabilizado do incentivo fiscal SUDAM/SUDENE desde a data da segunda revisão tarifária seja atualizado e deduzido do Ativo Imobilizado em Serviço. Considerações O incentivo fiscal é um regime especial de tributação por meio de isenção ou redução da base tributável ou alíquotas. A utilização desse instrumento visa compensar falhas de mercado ou promover o desenvolvimento de áreas ou regiões menos favorecidas, com vistas a estimular investimentos privados. Os incentivos fiscais concedidos pelo poder público abarcam inúmeros estudos específicos e discussões políticas, desde a sua previsão constitucional até a publicação da ampla gama de atos normativos, entre Leis Complementares, Leis Ordinárias, Decretos regulamentadores, Portarias Ministeriais e Interministeriais, Instruções Normativas, Despachos, Atos Declaratórios executivos e interpretativos. Somente após passar por esse árduo caminho, os incentivos fiscais se inserem no sistema jurídico tributário brasileiro e passam a vigorar em sua plenitude. Como a própria terminologia indica, incentivos tem um alvo certo, um propósito firme e bem delimitado, um objetivo específico, e frise-se que este objetivo nunca foi promover o aumento do lucro das empresas ou favorecer a distribuição de dividendos em qualquer setor (isonomicamente), mas o de promover uma ação em linha com as responsabilidades do governo, e no interesse da sociedade 7

O incentivo busca promover a geração de empregos, a integração e o desenvolvimento social por meio de estímulos ao desenvolvimento da infraestrutura e atração de investimentos para regiões economicamente menos favorecidas, naturalmente menos competitivas e que não tem condições de concorrer com as regiões mais ricas, com maiores índices de renda per capita e com melhor infra-estrutura. Anular o incentivo fiscal na região da SUDAM/SUDENE teria a mesma conotação de anular o incentivo à Cultura, ao Desporto, ao Audiovisual, ao PAT, pois são todos incentivos baseados, da mesma forma, nas normas do Imposto de Renda e da Contribuição Social. Anular o incentivo à região da SUDAM/SUDENE, destruiria a isonomia entre os investimentos: por hipótese, um mesmo capital, ao invés de investido no setor elétrico, poderia gerar um resultado melhor se aplicado, por exemplo, em outros tipos de indústrias que continuariam a usufruir normalmente dos incentivos fiscais, minando o interesse do capital para investimentos na infra-estrutura do setor elétrico (contrário inclusive ao próprio papel da ANEEL). Uma vez definido o que seja efetivamente "lucro", na forma da lei, nasce uma relação entre o seu proprietário e a Receita, vastamente regulada na matéria federal. Após a passagem do lucro pelas intrincadas normas de tributação do Imposto de Renda (IR) e da Contribuição Social (CS) 1, o que resta, é matéria do que pode ser distribuído ou reinvestido, a critério de seus administradores (inclusive realizar doações para apoiar programas como cultura e audiovisual, etc). O poder regulador da ANEEL interfere na formação do Ativo, Passivo, Receitas, Custos e Despesas, até a formação do Lucro na medida do equilíbrio econômico necessário para cobrir os custos de operação da concessão e gerar margem suficiente para atração do Capital (interesse dos investidores). 1 Segundo a legislação nacional o IR e o CS são encargos devidos pelas empresas em razão de seu patrimônio e de sua renda. 8

De modo prático, o incentivo ao desenvolvimento das regiões abrangidas pela SUDAM e SUDENE, trata-se de um mecanismo isonomicamente concedido a qualquer investidor (e não apenas ao do setor elétrico), que deve se comprometer, basicamente, a: i) aplicar seu capital na região incentivada; e ii) não distribuir o incentivo. Dessa forma, quando a ANEEL projeta distribuir o incentivo, ocorrem vários desequilíbrios que poderiam ensejar a recomposição do valor por parte do acionista: além de perder um incentivo sobre o seu investimento, pela distribuição ao consumidor, deveria ter um novo desembolso da mesma ordem para recompor a matéria que não deveria ter sido distribuída, ensejando ações de repetição, e outras de diversas ordens. Em última análise, o setor elétrico perderia em competitividade na busca de capitais de investimento. Contribuições da EDP Diante do exposto, a EDP entende e propôe que o benefício é um estímulo econômico, e como tal, não deva ser capturado para fins de modicidade tarifária. O procedimento proposto pela ANEEL geraria um efeito contrário ao esperado pelo incentivo, dado que esse benefício adquirido deverá ser reinvestido na própria região. 9

4. RISCO REGULATÓRIO Proposta ANEEL No segundo ciclo, a ANEEL, reconhecendo um risco adicional entre os diferentes modelos de regimes regulatórios (Price Cap e Rate of Return), incorporou no cálculo do CAPM o componente Risco Regulatório. A inclusão do risco regulatório no modelo visa capturar esse efeito, em termos de risco da mudança de regime regulatório, com a premissa de que EUA e Grã-Bretenha são países com mesmo risco, pois se trata de mercados já desenvolvidos. Logo, a diferença entre os betas desalavancados do negócio de energia elétrica deve, neste caso, refletir tão somente o risco do regime regulatório adotado por cada país. No terceiro ciclo de revisão tarifária, a ANEEL propõe desconsiderar este componente de risco de regime regulatório sob a justificativa de que não é possível afirmar a existência de regimes regulatórios puros. Menciona que nos EUA existem estados que adotam instrumentos de incentivos relacionados ao regime price-cap, que parte das empresas americanas do setor elétrico são verticalizadas e que no Brasil há parcelas da receita que contém mecanismos de mitigação de riscos. Ademais, assume que para considerar este risco seria necessário calcular a exata diferença provocada pelas instituições regulatórias e que tal risco já estaria considerado no risco país que engloba a qualidade institucional do país. Considerações Conforme o item 56 da seção II.3.5., a ANEEL reconhece haver um risco regulatório provocado pela diferença entre os modelos de regimes regulatórios (Price Cap e Rate of Return), mas pondera que para considerá-lo como componente da metodologia, seria necessário calcular a diferença exata entre os riscos considerando ou não a intervenção das Agências Reguladoras. 10

O regime regulatório Price Cap, vertente da regulação por incentivos, não contempla a remuneração das empresas pelo custo do serviço que é característico da regulação por taxa de retorno. No Price cap, as tarifas deixam de ser baseadas nos custos incorridos pelos concessionários e passam a ser apoiadas na determinação de custos eficientes, que podem se distanciar daqueles efetivamente verificados pela empresa regulada. Neste sentido, há no regime Price Cap o risco de não se recuperar o capital investido pela concessionária, afetando diretamente a remuneração do capital esperado pela empresa. A NT, menciona que há mecanismos de mitigação de risco, mas que na verdade, como reconhece a própria a ANEEL, estão relacionados com a parcela não gerenciável pela concessionária. Não há nenhum mecanismo de mitigação dos riscos referentes as glosas que possam ocorrer pelo não reconhecimento de investimentos e por custos operacionais não cobertos mesmo que associados ao serviço de distribuição, obrigações e exigências regulatórias. Portanto, no parâmetro beta, componente do CAPM, apenas certas ações do regulador estão capturadas, como multas, penalidades, alterações metodológicas e índices tarifários. Somos de opinião que outras ações regulatórias, como o não reconhecimento da totalidade dos investimentos e dos custos operacionais, definitivamente não estão refletidas nos valores das ações e por consequência no beta. Isto porque, para o cálculo do beta, utilizou-se uma versão referenciada no mercado norte americano, que possui mercados, instituições e procedimentos regulatórios maduros com regras claras e bem definidas, que sofrem poucas alterações. 11

Por outro lado, tanto o mercado quanto as instituições e os procedimentos regulatórios no Brasil encontram-se em fase de amadurecimento. Com isso, as regras ainda não estão bem definidas e sofrem alterações significativas ao longo do tempo. Este risco de intervenção regulatória eleva o risco das empresas do setor de distribuição e deve ser reconhecido no cálculo do custo de capital regulatório. Contribuições da EDP Diante do exposto, a EDP considera indispensável a incorporação do risco regulatório na metodologia de cálculo do custo de capital, uma vez que nem o beta e nem o risco país incorporam totalmente a diferença de atuação do Regulador nos EUA e no Brasil. Uma alternativa seria incorporar a variação entre o IBOVESPA e S&P 500, critério já utilizado pela Agência Reguladora da área de saneamento no Brasil, com o intuito de garantir o melhor ajuste do beta à realidade brasileira. 5. RISCO DE CRÉDITO Proposta ANEEL Para o prêmio de Risco de Crédito, a ANEEL nesta NT optou por adotar o spread sobre a taxa livre de risco que pagam as empresas com a mesma classificação de risco das distribuidoras de energia elétrica brasileiras. A ANEEL apresentou na tabela abaixo os ratings em janeiro de 2011 das distribuidoras de energia elétrica do Brasil que possuem classificação na agência de risco Moody s. 12

Ratings de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica* Fonte: Lista de Ratings da Moody s Para o Brasil 1º de janeiro de 2011 *Escala Global Moeda Local Como se constata o melhor rating das empresas brasileiras é Baa3 e foi adotado como referência para o risco de crédito das empresas de distribuição. Considerações O risco de crédito reflete a probabilidade de redução do valor econômico dos ativos da empresa em comparação com suas dívidas, indicando que os fluxos de caixa esperados não são suficientes para liquidar as obrigações assumidas. A ANEEL, ao usar a melhor classificação de Rating das empresas de distribuição para o cálculo do custo da dívida, adota abordagem que destoa dos critérios aplicados aos outros componentes da metodologia de Custo de Capital. 13

Na definição do custo de capital próprio, quando define o beta das empresas norte americanas, o Regulador adota uma média de desempenhos de 29 empresas e não um beta de empresa específica ou das mais eficientes. O prêmio do mercado acionário é calculado também em relação a uma amostra do mercado acionário (S&P 500) e não para as empresas com menor ou maior risco. Quando avalia a estrutura ótima de capital novamente, a ANEEL observa um valor médio para o conjunto das principais empresas distribuidoras no país e não para aquelas mais eficientes. Na NT, a ANEEL contrapõe os argumentos apresentados acima indicando que: a metodologia proposta para o custo de capital regulatório não tem como objetivo estabelecer parâmetros médios de eficiência. Não se pode desvincular, entretanto, a lógica do custo de capital daquela da eficiência como almeja o Regulador. As próprias agências de risco avaliam indicadores financeiros e de eficiência para a definção dos ratings. Este aspecto fica evidenciado nos informes da Moodys (Rating Action) que tratam tanto dos fundamentos financeiros como também do ambiente operacional e de eficiência da empresa analisada. Esta vinculação pode ser vista, por exemplo, na análise feita pela agência Moodys do Banco Itau BBA International, editada em 17/05/2011, transcrita abaixo: RATINGS RATIONALE DOWNGRADE OF IBBA INTERNATIONAL'S BFSR Moody's downgrade of IBBA International's standalone BFSR was based on a combination of the following factors: (i) Concerns on the long-term sustainability of the bank's business model and its capacity to compete with bigger players in the corporate banking business and with more specialised banks in the private banking business (ii) Credit-risk concentration remains at very high levels (iii) The bank's worse-than-average profitability and efficiency indicators posted recently. The corporate and investment banking business recorded modest profitability in 2010 and the private banking business was loss making (partly as result of the operating costs associated with launch of a private banking subsidiary in Switzerland) (iv) Structural reliance on wholesale funding exposing the bank to a potential longer-term shut-down of these markets. Not with standing, we note that interbank 14

funding has been available for IBBA International during the crisis Moody s Investors Service Global Credit Research Rating Action 17/05/2011. O texto demonstra que na análise dos ratings se agrupam elementos relativos a eficiência e a análise financeira das empresas. Logo, o rating tem relação com a eficiência das empresas analisadas. Sendo assim, da mesma forma que a ANEEL define o beta, o prêmio de mercado e a estrutura de capital a partir de uma média de uma amostra de empresas e não com dados do mais eficiente, a utilização do rating médio para as empresas de distribuição de energia elétrica é a abordagem mais consistente. Esta abordagem está igualmente em linha com a avaliação dos custos operacionais eficientes que é baseada no nível médio de eficiência das empresas como evidenciado na passagem abaixo: V. CONCLUSÃO Fls 45 da NT265/2010 197. A metodologia a ser considerada para definição dos custos operacionais regulatórios no 3CRTP traz aprimoramentos relevantes com relação às ferramentas a serem empregadas. Se por um lado as ferramentas são aprimoradas, por outro, preservam-se os conceitos e princípios utilizados pela ANEEL na definição dos custos operacionais no 2CRTP, como os incentivos à eficiência, a consideração do nível médio de eficiência, a transparência, reprodutibilidade dos resultados, estabilidade regulatória, preocupação com a assimetria de informação, a modicidade tarifária, dentre outros Contribuições da EDP Diante do exposto, a EDP propõe que a ANEEL passe a considerar a média dos spreads das diversas classificações de risco das empresas do setor de distribuição, preservando um mesmo padrão de critérios para compomentes do WACC e dos custos operacionais regulatórios. 15

6. CONSIDERAÇÕES FINAIS Por fim, é importante ressaltar que, após essa manifestação formal e durante o curso do processo do 3CRTP as distribuidoras do Grupo EDP se reservam o direito de, tempestivamente, reavaliar conceitos e valores propostos complementando e/ou retificando toda ou parcialmente a argumentação aqui contida, quando julgar cabível. 16