determinaÇÃo do valor de empresas do setor de...
TRANSCRIPT
DETERMINAÇÃO DO VALOR DE EMPRESAS DO SETOR DE TRANSMISSÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Estudo de Caso sobre a Taesa
Marianna Cruz Lion
Projeto de graduação apresentado ao Curso de
Engenharia de Produção da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientadora: Thereza Cristina Nogueira de
Aquino
Rio de Janeiro
Julho de 2019
iii
“Há vinte brilhantes e altamente qualificadas mulheres no grupo oeste
de computação e temos orgulho de fazer nosso trabalho para o país.
Então, sim, eles deixam mulheres fazerem algumas coisas na NASA, Sr
Johnson. E não é porque usamos saias. É porque usamos óculos.”
Estrelas Além do Tempo
iv
Lion, Marianna Cruz
Determinação do Valor de Empresas do Setor de
transmissão de Energia Elétrica - Estudo de Caso sobre a
Taesa./Marianna Cruz Lion - Rio de Janeiro:
UFRJ/ESCOLA POLITÉCNICA, 2019.
XIV, 126 p.: il.; 29,7 cm
Orientadora: Thereza Cristina Nogueira de Aquino
Projeto de Graduação – UFRJ/POLI/Curso de
Engenharia de Produção, 2019.
Referências Bibliográficas: p. 118 - 122
Valoração de Empresas 2. Setor de transmissão de
Energia Elétrica 3. Fluxo de Caixa Descontado
I. Aquino, Thereza II. Universidade Federal do Rio
de Janeiro, UFRJ, Curso de Engenharia de Produção III.
Determinação do Valor de Empresas do Setor de
v
AGRADECIMENTOS
MARIANNA CRUZ LION
Agradeço, primeiramente, a minha família, pelo apoio, incentivo e amor durante a realização
deste trabalho e em toda a minha vida, em especial aos meus pais, Paulo Leandro Soares Lion
e Lucia Afonso Cruz Lion, minhas irmãs Patricia Cruz Lion e Juliana Cruz Lion que me
tornaram grande parte do que sou hoje e minhas avós, Augusta Cruz e Marli Lion, que
infelizmente não se fazem mais presente em vida, mas que sei que sempre estiveram torcendo
por mim.
Agradeço também aqueles que por algum motivo entraram em minha vida e se tornaram
pessoas extremamente importantes e especiais, entre eles meu cunhado e amigo Gabriel do
Lago Fernandes e minhas amigas de infância Giovanna Rocha, Fernanda Lobianco, Renata
Parpinelli, Daniela Schittini, Ana Clara Deslandes e Fernanda Magno. Agradeço em especial
também aqueles que fizeram parte de toda minha trajetória durante a faculdade e me ensinaram
muito, entre eles, Eduardo Menezes, Arthur Rocha, Luiz Eduardo Gopfert, João Victor Paiva,
Victor Hugo Santos, Vitor Lobo, Nicole Nigri e Lorrayna Sant’Anna.
À minha orientadora, Thereza Cristina Nogueira de Aquino, pelo empenho dedicado à
elaboração, orientação, apoio e confiança a este trabalho. Com ela o trabalho pôde ficar mais
consistente e exato, para que pudéssemos ter um bom resultado. Aos professores participantes
da banca examinadora, Roberto Ivo e Adriano Proença, por dividirem comigo esse momento
tão importante da minha vida, me incentivando, apoiando e contribuindo para enriquecimento
deste trabalho. À Universidade Federal do Rio de Janeiro, seu corpo docente, direção e
administração por me proporcionarem o conhecimento, não apenas racional, mas a
manifestação do caráter e afetividade da educação no processo de formação profissional. A
todos que direta ou indiretamente fizeram parte de minha formação, o meu muito obrigada.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Produção.
DETERMINAÇÃO DO VALOR DE EMPRESAS DO SETOR DE TRANSMISSÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Estudo de Caso sobre a Taesa
Marianna Cruz Lion
Julho/2019
Orientadora: Thereza Cristina Nogueira de Aquino
Curso: Engenharia de Produção
Resumo
O presente estudo tem como objetivo apresentar uma análise econômica financeira de
valoração de empresas do setor de transmissão de energia elétrica por meio de um estudo de
caso do grupo Taesa (Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.), uma das líderes do setor
no Brasil. Dessa forma, foram descritos os principais modelos teóricos de valoração e os
fundamentos básicos para a análise da empresa e do setor que ela pertence: histórica,
governança corporativa, estrutura societária e estratégia de operação. Feito isso, foi escolhido
um dos modelos teóricos que se julgou o mais adequado e foram realizadas as projeções para
os próximos anos, dentro de um espaço de tempo pré determinado, analisando-se os resultados
e conclusões obtidas a partir do modelo feito.
Palavras-chave: Valoração de Empresas, Setor de transmissão de energia elétrica, Fluxo de
Caixa Descontado
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Industrial Engineer.
DETERMINATION OF THE VALUE OF COMPANIES OF THE ELECTRICITY
TRANSMISSION SECTOR
Case Study about Taesa
Marianna Cruz Lion
July/2019
Advisor: Thereza Cristina Nogueira de Aquino
Course: Industrial Engineering
Abstract
The present study aims to present a theoretical model of valuation of companies in the electric
power transmission sector through a case study of the Taesa group (Transmissora Aliança de
Energia Elétrica S.A.), one of the industry leaders in Brazil. Thus, the main theoretical models
of valuation and the basic fundamentals for the analysis of the company and of the sector that
it belongs to are described: historical, corporate governance, corporate structure and
operational strategy. Once this was done, one of the theoretical models was chosen, which was
considered the most appropriate and the projections were carried out for the next years, within
a predetermined period of time, analyzing the results and conclusions obtained from the model.
Keywords: Valuation of Companies, Electric Power Transmission Sector, Discounted Cash
Flow
viii
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO .......................................................................................... 15
1.1 Relevância do Tema ....................................................................................................... 15
1.2 Motivação ...................................................................................................................... 15
1.3 Objetivos ........................................................................................................................ 16
1.4 Metodologia da Pesquisa ............................................................................................... 17
1.5 Estrutura do Trabalho .................................................................................................... 18
1.6 Limitações do Estudo ..................................................................................................... 18
CAPÍTULO 2 - FUNDAMENTOS DE VALORAÇÃO DE EMPRESAS ........................ 20
2.1 Lucro por Ação - LPA ................................................................................................... 21
2.2 Retorno sobre o Patrimônio Líquido - ROE .................................................................. 22
2.3 Valor de Mercado Adicionado - MVA .......................................................................... 23
2.4. Valor de Livro Ajustado ............................................................................................... 24
2.5 Avaliação de Ações e Dívidas ....................................................................................... 25
2.6 Comparação Direta baseada em Múltiplos do Mercado ................................................ 26
2.7 Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado.............................................................. 27
2.7.1 O Fluxo de Caixa Descontado ................................................................................ 29
2.7.1.1 O Fluxo de Caixa do Acionista ........................................................................ 29
2.7.1.2 O Fluxo de Caixa da Empresa ......................................................................... 31
2.7.2 A Taxa de Desconto ................................................................................................ 32
2.7.2.1 Custo do Capital Próprio .................................................................................. 33
2.7.2.2 Custo Médio Ponderado de Capital ................................................................. 35
2.7.3 O Valor Residual..................................................................................................... 36
2.8 Avaliação pela Teoria de Opções Reais......................................................................... 36
2.9 Índices Preço/Lucro ....................................................................................................... 39
ix
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DO SETOR ELÉTRICO NO BRASIL ................................. 41
3.1 História do Setor Elétrico Brasileiro .............................................................................. 41
3.2 Órgãos Reguladores do Setor Elétrico Brasileiro .......................................................... 43
3.3 Funcionamento do Setor Elétrico Brasileiro .................................................................. 46
3.4 O segmento de Transmissão do setor Elétrico Brasileiro .............................................. 49
3.5 Projeções para o setor elétrico nos próximos anos ........................................................ 55
CAPÍTULO 4 - ESTUDO DE CASO: ANÁLISE DA TAESA .......................................... 59
4.1 Apresentação da Empresa .............................................................................................. 59
4.2 Práticas Contábeis do Setor de Transmissão de Energia Elétrica .................................. 62
4.3 Desempenho Econômico-Financeiro Histórico da Empresa ......................................... 64
4.3.1 Desempenho Operacional ....................................................................................... 64
4.3.2 Receita Anual Permitida (RAP) .............................................................................. 66
4.3.3 Ativo Contratual de Concessão e Receita Operacional .......................................... 69
4.3.4 Custos e Despesas ................................................................................................... 72
4.3.5 Imobilizado e Intangível ......................................................................................... 75
4.3.6 Impostos .................................................................................................................. 76
4.3.7 Receitas e Despesas Financeiras ............................................................................. 78
4.3.8 Investimentos .......................................................................................................... 80
4.3.9 Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio ............................................................ 82
CAPÍTULO 5 - MODELAGEM E EXPERIMENTOS NUMÉRICOS............................ 85
5.1 Projeção da Receita Anual Permitida (RAP) ................................................................. 86
5.2 Projeção da Receita Operacional Bruta ......................................................................... 93
5.3 Projeção das Deduções da Receita Operacional Bruta ................................................ 102
5.4 Projeção dos Custos e Despesas .................................................................................. 103
5.5 Projeção das Receitas Financeiras ............................................................................... 106
x
5.6 Projeção das Despesas Financeiras .............................................................................. 107
5.7 Projeção da Equivalência Patrimonial ......................................................................... 109
5.8 Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio ................................................................. 110
5.9 Modelo de Valoração e Resultados .............................................................................. 111
CAPÍTULO 6 - CONCLUSÃO .......................................................................................... 114
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................... 118
ANEXOS ............................................................................................................................... 123
xi
ÍNDICES DE FIGURAS
Figura 1: Fluxo de Caixa do Acionista .................................................................................... 30
Figura 2: Fluxo de Caixa da Empresa ...................................................................................... 31
Figura 3: O Modelo Binomial de Precificação de Opções ...................................................... 38
Figura 4: Estrutura Institucional do Setor de Energia Elétrica ................................................ 44
Figura 5: Funcionamento do Setor de Energia Elétrica ........................................................... 48
Figura 6: Sistema Interligado Nacional (SIN) – Horizonte 2017 ............................................ 51
Figura 7: Linhas de concessão pertencentes à TAESA - ref. 2018 .......................................... 59
Figura 8: Organograma Atual da TAESA - ref. 2018 .............................................................. 61
Figura 9: Dívida por Empresa 4T2018 (R$ MM) e Estrutura de Capital - ref. 2019 .............. 80
Figura 10: Projetos em Construção - ref. 2019 ........................................................................ 81
Figura 11: Premissas Utilizadas para cálculo do Custo do Capital Próprio ..........................112
xii
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1: Fases dos Leilões definidas pelos deságios verificados - ref. 2009 - 2017 .............. 53
Tabela 2: Projeção Anual de crescimento do PIB entre 2019 e 2023 ...................................... 57
Tabela 3: Carga de Energia projetada para 2019 - 2023 (MWmédios) ................................... 58
Tabela 4: Taxa de Crescimento projetada da Carga de Energia (% ao ano) ............................ 58
Tabela 5: Posição Acionária TAESA- ref. 2019 ...................................................................... 61
Tabela 6: Reajuste das Concessões entre os Ciclos de 2011-2012 e 2018-2019 ..................... 67
Tabela 7: Ciclos da RAP proporcionais à participação da Taesa ............................................ 68
Tabela 8: Regime Fiscal de cada Concessão - ref. 2019.......................................................... 77
Tabela 9: Evolução do Custo de Construção - ref. 2019 ......................................................... 80
Tabela 10: Projeção da Inflação Acumulada no ano de 2019 .................................................. 87
Tabela 11: Projeção da RAP entre os Ciclos 2019/2020 e 2025/2026 .................................... 88
Tabela 12: Projeção da RAP entre os Ciclos 2026/2027 e 2034/2035 .................................... 89
Tabela 13: Projeção da RAP das novas concessões entre os Ciclos 2019/2020 e 2025/2026 . 90
Tabela 14: Projeção da RAP das novas concessões entre os Ciclos 2026/2027 e 2034/2035 . 91
Tabela 15: Projeção da Receita de Remuneração entre os anos de 2019 e 2026..................... 95
Tabela 16: Projeção da Receita de Remuneração entre os anos de 2027 e 2034..................... 96
Tabela 17: Projeção da Receita de Correção Monetária entre os anos de 2019 e 2026 .......... 98
Tabela 18: Projeção da Receita de Correção Monetária entre os anos de 2027 e 2034 .......... 99
Tabela 19: Projeção da Receita de Operação e Manutenção entre os anos de 2019 e 2034 .. 100
Tabela 20: Projeção da Receita de Construção entre os anos de 2019 e 2034 ...................... 100
Tabela 21: Projeção da Parcela Variável entre os anos de 2019 e 2034 ................................ 101
Tabela 22: Taxa Média de Depreciação e Amortização dos últimos oito anos ..................... 104
Tabela 23: Concessões pertencentes a TAESA - ref. 2018 ................................................... 123
Tabela 24: Balanço Patrimonial da Taesa 2011 - 2018 - ref. 2019 ....................................... 124
Tabela 25: Demonstrativo de Resultado da Taesa 2011 - 2018 - ref. 2019 ........................... 125
Tabela 26: Demonstrativo de Fluxo de Caixa Indireto da Taesa 2011 - 2018 - ref. 2019 ..... 126
Tabela 27: Detalhamento da Dívida Bruta 4T2018 - ref. 2019 ............................................. 127
Tabela 28: Projeção da Inflação Acumulada entre os anos de 2019 e 2024 .......................... 128
Tabela 29: Projeção da Inflação Acumulada entre os anos de 2025 e 2030 .......................... 128
Tabela 30: Projeção da Inflação Acumulada entre os anos de 2031 e 2034 .......................... 129
Tabela 31: Projeção do Balanço Patrimonial entre os anos de 2019 e 2026 ......................... 130
Tabela 32: Projeção do Balanço Patrimonial entre os anos de 2027 e 2034 ......................... 131
xiii
Tabela 33: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2019 e 2026............. 132
Tabela 34: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2027 e 2034............. 133
Tabela 35: Projeção do Fluxo de Caixa Indireto entre os anos de 2019 e 2026 .................... 134
Tabela 36: Projeção do Fluxo de Caixa Indireto entre os anos de 2027 e 2034 .................... 135
Tabela 37: Valuation pelo método do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado do
Acionista ................................................................................................................................ 135
Tabela 38: Índices Financeiros entre os anos de 2019 e 2026 ............................................... 136
Tabela 39: Índices Financeiros entre os anos de 2027 e 2034 ............................................... 136
Tabela 40: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2019 e 2026 com análise
de sensibilidade da Receita Anual Permitida ......................................................................... 137
Tabela 41: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2027 e 2034 com análise
de sensibilidade da Receita Anual Permitida ......................................................................... 138
Tabela 42: Projeção do Fluxo de Caixa entre os anos de 2019 e 2026 com análise de
sensibilidade da Receita Anual Permitida .............................................................................. 139
Tabela 43: Projeção do Fluxo de Caixa entre os anos de 2027 e 2034 com análise de
sensibilidade da Receita Anual Permitida .............................................................................. 140
Tabela 44: Valuation pelo método do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado do
Acionista com análise de sensibilidade da Receita Anual Permitida .................................... 140
xiv
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1: Matriz de Energia Elétrica Brasileira – ref. 2019 ................................................... 47
Gráfico 2: Extensão da Rede de Transmissão por faixa de tensão (km) - ref. 2017 ................ 50
Gráfico 3: Participação das empresas no setor de transmissão de energia .............................. 50
Gráfico 4: Extensão das Linhas de Transmissão em mil km – ref. 2019 ................................. 55
Gráfico 5: Taxa de Disponibilidade da Linha 2012 - 2018 - ref. 2019 .................................... 64
Gráfico 6: Parcela Variável / RAP (%) 2012 - 2018 - ref. 2019 .............................................. 65
Gráfico 7: Parcela Variável (R$ MM) 2012 - 2018 - ref. 2019 ............................................... 65
Gráfico 8: Evolução da Receita Operacional Bruta Consolidada IFRS (R$ MM) .................. 72
Gráfico 9: Evolução dos Custos e Despesas Consolidado IFRS (R$ MM) 2011-2018........... 74
Gráfico 10: Evolução dos Custos e Despesas Consolidado IFRS por grupo (R$ MM) .......... 74
Gráfico 11: Receitas e Despesas Financeiras Consolidadas (R$ MM) 2011-2018 ................. 79
Gráfico 12: Dividendos e Juros sobre Capital Próprio - ref. 2019........................................... 84
Gráfico 13: Histórico e Projeção da RAP em R$ MM ............................................................ 92
Gráfico 14: Variação Anual da RAP em % entre os Ciclos 2004/2005 e 2034/2035 ............. 92
Gráfico 15: Projeção da Receita Operacional Bruta (R$ MM) 2019 - 2034 ......................... 101
Gráfico 16: Projeção de Custos e Despesas (R$ MM) 2019 - 2034 ...................................... 104
Gráfico 17: Projeção das variações da linha de Investimentos (R$ MM) 2019 - 2034 ......... 105
Gráfico 18: Projeção dos Custos de Depreciação e Amortização (R$ MM) 2019 - 2034 ..... 105
Gráfico 19: Projeção das Receitas Financeiras (R$ MM) 2019 - 2034 ................................. 106
Gráfico 20: Variação do Saldo de Títulos e Valores Mobiliários (R$ MM) 2019 - 2034 ..... 107
Gráfico 21: Patrimônio Líquido x Dívida Líquida (R$ MM) 2019 - 2034 ............................ 108
Gráfico 22: Projeção da Equivalência Patrimonial (R$ MM) 2019 - 2034 ........................... 110
Gráfico 23: Projeção de Payout (R$ MM) 2019 - 2034 ......................................................... 110
Gráfico 24: Relação entre o preço da ação (R$) e o Custo do Capital Próprio (%) .............. 117
15
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO
1.1 Relevância do Tema
FALCINI (1995) afirma que uma avaliação econômica, ao contrário do que possa
parecer, não é uma fixação concreta de um preço ou valor específico de um bem, mas é uma
estimativa de base, uma tentativa de estabelecer, diante de uma faixa, um valor referencial de
tendência em torno do qual atuarão as forças de mercado.
É importante saber diferenciar os conceitos de valor e preço para compreender o
processo de valoração de empresas. Valor pode ser entendido como a apreciação de uma
empresa feita por determinado indivíduo levando em conta a importância desse bem e a
utilidade do mesmo para os seus consumidores. E como importância e utilidade não são fatores
objetivos e mensuráveis, não se consegue desagregar de certa subjetividade na determinação
de valores dos ativos. Dessa forma, conforme o objetivo da avaliação e as informações
disponíveis, uma mesma pessoa pode chegar a vários valores diferentes para uma empresa.
Dessa forma, enquanto o conceito de valor é relativo e depende de vários fatores, muitos
deles inclusive subjetivos, o preço de uma empresa é único e preciso e reflete fielmente a
mensuração financeira da empresa. O preço será definido como uma conclusão do processo de
negociação entre o desejo do comprador e a expectativa e necessidade do vendedor, o qual fará
uso das suas mensurações de valor como referência para a tomada de decisão.
Assim, a determinação do valor de uma empresa consiste na busca de um valor
econômico que expresse o potencial de geração futura da organização e é fundamental para a
gestão da sua carteira de investimentos, para a análise de fusões e aquisições, liquidações,
abertura de capital e privatizações. Além disso, funciona como um importante meio de
feedback para gestores e sócios de empresas sob o ponto de vista da eficiência na administração
dos seus negócios.
1.2 Motivação
O desenvolvimento social e econômico das nações está diretamente relacionado com o
desenvolvimento e a expansão do setor de energia elétrico. A difusão das formas de energia no
passado foi de vital importância para o crescimento acelerado do mundo moderno. A indústria,
que esteve e está técnica e economicamente no centro desse paradigma, é dependente das
técnicas de extração de energia da natureza. Dessa forma, o desenvolvimento dessas técnicas
16
ou a falta delas determinou de forma considerável o destino dos países no mundo moderno. Os
países que foram capazes de desenvolvê-las e explorá-las lideraram o processo de
industrialização. Por outro lado, os que não investiram no setor energético se tornaram países
defasados tecnologicamente, prejudicando a sua vida social.
No Brasil, a Constituição brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações
de energia elétrica pode ser realizada diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por
meio da outorga de concessões, permissões e autorizações. Historicamente, o setor elétrico
brasileiro foi explorado principalmente por concessionárias de geração, transmissão e
distribuição controladas pelo Governo Federal, mas nos últimos anos, diversas medidas foram
adotadas para reformular esse setor, que em geral, visaram aumentar o investimento privado e
eliminar restrições aos investimentos estrangeiros, elevando a concorrência no setor elétrico.
Assim, a partir de 1995, foi autorizado o investimento estrangeiro em geração de energia
elétrica e uma parcela das participações representativas detidas desde então pelo Governo
Federal, por vários estados e por alguns governos estaduais foi vendida a investidores privados.
Com isso, diante da intensa atividade de desagregação dos setores, negociações e licitações, a
adequada aplicação do ferramental teórico de avaliação de empresas faz-se necessária para que
as partes envolvidas estabeleçam entre si um relacionamento econômico equilibrado,
justificando a livre concorrência do mercado.
Nesse contexto, foi pensando na relação existente entre o desenvolvimento tecnológico,
o crescimento industrial e a melhora no padrão de vida em determinada sociedade com a
evolução do consumo de energia por meio do aumento dos recursos energéticos. Além disso,
tendo em mente a mudança que o setor de energia elétrica passou nos últimos vinte anos, com
a maior abertura desse setor para o investimento privado e estrangeiro, o presente trabalho tem
com uma das suas principais motivações estudar o histórico desse setor e abordar as estratégias
perseguidas por uma das líderes no segmento de transmissão de energia elétrica. Assim,
buscando compreender se o valor gerado pela mesma está condizente com que os investidores
têm esperado do seu desempenho, aplicando para tal as práticas de valoração de empresas.
1.3 Objetivos
Inserida em um contexto de pós privatização e modernização do setor, a indústria de
transmissão de energia elétrica mostra-se bastante atrativa ao capital privado, tanto nacional
quanto estrangeiro. Por isso, tende a proporcionar uma forte competição pela aquisição dos
direitos de exploração de recursos.
17
Além disso, o elevado volume dos recursos envolvidos de investimento e manutenção
dos projetos, o longo prazo de maturação desses investimentos e duração dos contratos de
concessão e o significativo valor presente dos diversos fluxos de caixa demandam dos
interessados um ferramental de análise de preço rigoroso e preciso, de forma a evitar níveis de
incerteza altos na determinação dos preços de negociação desse tipo de empresa.
Com isso, o estudo proposto nessa dissertação aborda as diversas metodologias de
avaliação de empresas presentes na literatura financeira e entre analistas do mercado, buscando
entender e comparar os benefícios e limitações de cada método de forma a poder aplicar em
um estudo de caso prático aquele que melhor se propõe a valorar empresas do setor de
transmissão de energia elétrica.
Desse modo, o objetivo desse trabalho é conseguir chegar a uma análise econômica
financeira de valoração que explique ou refute os futuros ganhos esperados para uma das
empresas líder do setor de transmissão de energia elétrica brasileiro fazendo uso das técnicas
disponíveis para valoração de empresas aplicáveis a esse mercado específico à luz da realidade
empresarial brasileira.
Nesse contexto, o presente trabalho busca identificar os direcionadores de valor
característicos de empresas transmissoras de energia elétrica, para que as ferramentas de
avaliação de projetos sejam aplicadas de maneira adequada, visando obter com maior precisão
estimativas do valor de negociação de uma empresa desse setor. De forma geral, foram
utilizadas as ferramentas de avaliação mais citadas por autores conhecidos, identificadas na
bibliografia recente sobre o assunto, e procurou-se questionar e falsear premissas
simplificadoras desses modelos que venham a trazer impactos significativos na avaliação.
1.4 Metodologia da Pesquisa
O presente estudo se iniciou com uma pesquisa bibliográfica sobre o tema do trabalho,
além de estudar sobre a estrutura do setor elétrico, a situação do setor elétrico brasileiro, a
situação da empresa objeto do estudo a partir de informações levantadas de dados sobre o
desempenho econômico-financeiro dos relatórios públicos disponibilizados, além de técnicas
para a valoração de empresas.
Não se buscou discutir a validade científica dos modelos existentes, mas sim sua
aplicabilidade técnica ou não às características do objeto de análise e do seu ambiente. Com
relação ao tratamento dos dados obtidos, buscou-se fazer também uma análise qualitativa,
buscando-se validar simultaneamente a dimensão dos resultados obtidos e sua significância em
18
relação ao objeto de análise. Esse estudo analítico serviu de base para as considerações e/ou
conclusões finais apresentadas.
1.5 Estrutura do Trabalho
A teoria necessária ao desenvolvimento do tema central do trabalho é abordada no
Capítulo 2, onde os modelos de avaliação de empresas são explorados e conceituados e
criticados de forma genérica, destacando os seus componentes principais e eventuais formas
alternativas de aplicação.
No Capítulo 3, foi feita uma apresentação sobre o mercado de eletricidade brasileiro,
onde são discutidos sua estrutura física e financeira, a história do desenvolvimento desse setor
na realidade brasileira, e também são abordados os órgãos de regulamentação do setor no
Brasil. Por fim é feita uma abordagem mais detalhada do segmento de transmissão de energia
elétrica e o que se espera do setor nos próximos anos.
No Capítulo 4, foi realizada uma análise da empresa escolhida como objeto de estudo,
onde buscou-se realizar uma apresentação da mesma, em torno da sua história, da sua estrutura
societária e do seu desempenho econômico-financeiro nos últimos anos. Vale comentar que
nessa seção todos os dados expostos são amplamente disponibilizados pela empresa estudada
por meio da seção de relação com investidores do site próprio da Companhia.
No Capítulo 5, é feita a avaliação econômico-financeira dessa empresa líder no setor de
transmissão de energia elétrica no Brasil, utilizando os métodos apresentados no Capítulo 2 e
os elementos observados nos Capítulos 3 e 4 relativos ao segmento. Finalmente, no Capítulo 6
são feitas as considerações finais no trabalho e as conclusões obtidas com o mesmo.
Cabe comentar que todas as informações quantitativas relativas à análise do estudo de
caso são abordadas de forma resumida em cada capítulo, de acordo com a necessidade de
interpretação do problema. Essas informações estão expostas em sua totalidade nos anexos que
se seguem ao Capítulo 6.
1.6 Limitações do Estudo
O principal limitante encontrado durante a realização do presente estudo diz respeito à
obtenção e análise de determinados dados. Isso ocorreu porque, apesar da empresa objeto de
estudo ser aberta ao mercado de ações desde o ano de 2006, desse ano até os dias atuais as leis
de divulgação de dados foram se alterando, bem como a própria forma de apresentação dos
dados da empresa e, portanto, algumas informações obtidas nos anos mais recentes não foram
19
encontradas nos anos mais passados, limitando a análise de dados históricos em um espaço de
tempo mais curto.
Além disso, o próprio fato das regras contábeis no setor passarem por mudanças,
conforme explicado em maior detalhe ao longo do trabalho, também faz com que haja uma
certa limitação de comparação no histórico da empresa, dificuldade em parte a projeção dos
próximos anos. Esse fato é especialmente frágil no setor de transmissão de energia elétrica
porque os projetos possuem longos ciclos de maturação. Portanto, algumas simplificações
foram adotadas ao longo do estudo de caso e comentadas conforme foram ocorrendo.
Por fim, o longo período de maturação dos projetos também é um fator limitante na
projeção de dados futuros desse setor porque, por exemplo, como o primeiro grande ciclo de
obtenção de concessões da empresa objeto de estudo iniciou-se por volta do ano de 2000 e irá
durar até o ano de 2030, quando as primeiras concessões iniciam seu término de concessão,
não foi possível observar os ciclos completos existentes nesse setor.
20
CAPÍTULO 2 - FUNDAMENTOS DE VALORAÇÃO DE EMPRESAS
Segundo CORNELL (1993) a avaliação ou valoração de empresas - tradução mais
correta na língua portuguesa para o termo em inglês valuation - tem como objetivo estimar o
valor justo de mercado de uma empresa. Sendo assim, tanto o termo avaliação quanto o termo
valoração referem-se ao processo de estimar o preço pelo qual uma propriedade trocaria de
mãos entre um comprador e um vendedor. Dessa forma, quando o ativo que está sendo
negociado consiste em uma empresa ou organização, o que ambos estão negociando é o direito
dos títulos da empresa, ou seja, suas ações, títulos e dívidas privadas.
Se, contudo, a avaliação de um único ativo ou investimento gera uma série de
questionamentos e discordância quanto à metodologia adequada a ser utilizada, o processo de
avaliação de uma empresa composto de inúmeros ativos, tangíveis e intangíveis, onde
interagem interesses conflitantes é ainda mais complexo e delicado.
Um analista ao avaliar uma empresa deve ter como objetivo alcançar um valor
econômico justo, isto é, um valor que represente o potencial e as perspectivas da organização
e do mercado no qual ela está inserida. Tal avaliação, porém, apesar de fazer uso de métodos e
modelos quantitativos, não se caracteriza como uma ciência exata e, com isso, não permite a
comprovação absoluta dos resultados, pois depende de premissas e hipóteses comportamentais
incorridas segundo a percepção do analista.
Sendo assim, a decisão de se optar por um determinado método em detrimento dos
demais geralmente leva em conta a limitação das informações e do tempo disponíveis. Alguns
métodos irão necessitar de maior conhecimento estatístico e desenvolvimento técnico,
enquanto outros irão requerer maior riqueza e certeza das informações coletadas.
Nesse tópico, serão abordados os principais conceitos da teoria de valoração de
empresas, além das limitações e vantagens identificados para cada um dos métodos.
Nessa perspectiva, o capítulo conta com as contribuições de CORNELL (1993) o qual
identifica quatro modelos de avaliação de empresas, sendo eles: Avaliação pelo valor de Livro
Ajustado, Avaliação de Ações e Dívidas, Avaliação por Múltiplos do Mercado e Avaliação
pelo Fluxo de Caixa Descontado.
Ademais, também será comentado sobre os estudos feitos por COPELAND (1994),
focado na avaliação pelo método do Fluxo de Caixa Descontado e na sua comparação com os
indicadores de Lucro por Ação, Retorno sobre o Patrimônio Líquido e o Valor de Mercado
Adicionado.
21
Por fim, também serão abordados os estudos feitos por DAMODARAN (2003) que,
segundo esse autor, existem basicamente três abordagens para a valoração de uma empresa,
sendo elas:
1. Avaliação pelo método do Fluxo de Caixa Descontado: relaciona o valor de um
Ativo ao valor presente dos Fluxos de Caixa dos benefícios futuros esperados
relativos àquele ativo;
2. Avaliação Relativa: estima o valor de um Ativo, levando em conta a precificação de
ativos comparáveis a uma variável comum, como lucro, Fluxos de Caixa, valor
contábil ou vendas;
3. Avaliação de Direitos Contingentes: utiliza modelos de precificação de Opções para
medir o valor de Ativos que possuam características de opções e se aplica,
principalmente, a empresas que estejam com dificuldades, empresas de recursos
naturais ou empresas de tecnologias por se basear na aplicação a ativos não
financeiros.
2.1 Lucro por Ação - LPA
De acordo com COPELAND (1994), o Lucro por Ação é um indicador que busca avaliar
a empresa, mas seu objetivo não é mensurar o valor de negociação da mesma, mas sim o de
estimar o provável resultado obtido a partir de recursos proporcionados pela aquisição de
participações da empresa.
Desse modo, o Lucro por Ação se encaixa no grupo de indicadores denominados de
índices de Mercado, os quais relacionam o valor de mercado de uma organização, obtido a
partir do preço de sua ação, com certos valores contábeis.
Assim, mostram a opinião dos investidores acerca da empresa e o desempenho da
mesma em função de seu retorno e risco e costumam ser úteis quando se quer avaliar e comparar
uma grande quantidade de empresas a fim de identificar melhores oportunidades de
investimentos, servindo como um filtro de pré-qualificação.
O Lucro por Ação é calculado da seguinte forma:
𝐿𝑃𝐴 = 𝐿𝐿 ÷ 𝑁𝐴 (Equação 1)
22
Onde:
LL = Resultado obtido pela empresa durante determinado período de avaliação
NA = Número de Ações em que encontra-se dividido o Capital da empresa no mesmo
período analisado
Em relação ao denominador dessa equação, não existe uma definição clara se deve ser
usado o número total de ações da empresa - ordinárias e preferenciais - ou se deve-se usar
apenas as ações ordinárias, isto é, aquelas que são responsáveis pelos resultados acumulados
decorrentes da atividade da empresa. No mercado de Capitais é possível encontrar empresas
que fazem uso dos dois tipos de casos.
Sendo assim, ainda segundo COPELAND (1994) a principal característica desse
indicador é sua simplicidade devido a exigência de poucas informações e sendo estas de fácil
acesso e entendimento. Contudo, se por um lado essa característica pode ser considerada uma
vantagem, por outro ela também pode ser vista como uma restrição. Ao fazer uso de poucas
informações relevantes para o seu cálculo e a adoção do lucro como parâmetro, esse indicador
tende a focar a gestão da empresa na Demonstração de Resultados, ignorando o Fluxo de Caixa
da empresa. Ademais, a volatilidade dos lucros pode fazer com que esse índice mude
consideravelmente de um período para o outro.
Por fim, o Lucro por Ação também não leva em conta a eficiência no emprego de
recursos, pois não compara o resultado com o quanto foi investido na empresa no período
estudado. Nesse sentido, com o objetivo de levar isso em conta, COPELAND (1994) cita o
indicador Retorno sobre o Patrimônio Líquido (ROE), explicado a seguir.
2.2 Retorno sobre o Patrimônio Líquido - ROE
O índice Retorno sobre o Patrimônio Líquido ou Return on Equity (ROE), citado por
COPELAND (1994) se encaixa no grupo de indicadores de Rentabilidade que evidenciam o
quanto renderam os investimentos efetuados, podendo ser entendidos como o grau de
remuneração do negócio. Nesse sentido, ele mede o retorno sobre investimento dos acionistas
da empresa, indicando assim a situação econômica dos proprietários.
Dessa forma, assim como o Lucro por Ação, seu objetivo não é o de mensurar o valor
de negociação de uma empresa, mas sim estimar o provável nível de rentabilidade média
esperada por um investidor que adquira participações na empresa.
23
O Retorno sobre o Patrimônio Líquido é calculado da seguinte forma:
𝑅𝑂𝐸 = 𝐿𝐿 ÷ 𝑃𝐿 (Equação 2)
Onde:
LL = Resultado obtido pela empresa durante determinado período de avaliação
PL = Patrimônio Líquido médio da empresa durante o mesmo período de avaliação
Em relação às vantagens e limitações no uso desse indicador, valem as mesmas
observações apontadas por COPELAND (1994) para a análise do Lucro por Ação, isto é, sua
simplicidade, apesar de facilitar os cálculos e a obtenção de informações, deixa de levar em
conta aspectos importantes da saúde financeira da empresa, como sua geração de caixa.
2.3 Valor de Mercado Adicionado - MVA
O próximo indicador citado por COPELAND (1994) é o Valor de Mercado Adicionado
ou Market Value Added (MVA) que, assim como os explicados anteriormente, não possui como
objetivo quantificar o valor de determinada empresa. Dessa forma, esse índice se presta a
qualificar uma empresa para avaliações mais precisas.
Seu cálculo é obtido a partir da margem entre o Retorno sobre o Capital Investido ou
Return on Invested Capital (ROIC) e o Custo de Capital próprio da Empresa, este por sua vez
obtido a partir do modelo desenvolvido por SHARPE (1970) de apreçamento de ativos
denominado de Capital Assets Pricing Model (CAPM).
O ROIC pode ser definido, em termos percentuais, como o quanto de dinheiro a
organização é capaz de gerar com o capital que foi investido e pode ser calculado dividindo-se
o NOPLAT (Net Operational Profits Less Adjusted Taxes) pelo valor contábil do Capital
Investido. O NOPLAT é o lucro operacional líquido da empresa decrescido dos impostos a
serem pagos sobre o resultado, ou seja, o resultado da empresa antes dos efeitos financeiros.
Investimentos de Capital são aqueles necessários à manutenção do nível de produção da
empresa, isto é, seus ativos permanentes e investimentos em Capital de Giro.
24
Assim, o cálculo do MVA se resume em:
𝑀𝑉𝐴 = 𝑅𝑂𝐼𝐶 ÷ 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 (Equação 3)
Onde:
𝑅𝑂𝐼𝐶 = 𝑁𝑂𝑃𝐿𝐴𝑇 ÷ 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙
Custo de Capital = Retorno esperado pelo Acionista, calculado pelo modelo CAPM
Segundo COPELAND (1994) esse indicador contribui com uma avaliação mais precisa
do desempenho da organização, indicando o grau em que a eficiência do capital empregado
supera o retorno esperado pelos acionistas ou proprietários da empresa. Entretanto, como ponto
negativo, o autor cita que esse índice fornece uma métrica ruim quando aplicado apenas no
curto prazo e também corre o risco de incentivar desinvestimentos, pois isso aumentaria o valor
do ROIC.
2.4. Valor de Livro Ajustado
O método do Valor de Livro Ajustado ou Valor Contábil é o mais simples para se
determinar o valor de negociação de uma empresa. Isso porque esse método utiliza as
informações diretamente do Balanço Patrimonial da empresa analisada.
De acordo com CORNELL (1993), o Valor de Livro Ajustado leva em conta que uma
empresa vale a soma dos valores de todas as exigibilidades que investidores tenham na mesma.
Dessa forma, o valor contábil pode ser obtido de dois modos distintos, mas que levam ao
mesmo resultado.
O primeiro deles é por meio do somatório do valor de todas as ações da empresa, dos
lucros acumulados, das reservas e das dívidas não operacionais de curto e longo prazos
(Empréstimos e Financiamentos). O segundo modo é obtido a partir da diferença entre os ativos
- circulantes e permanentes - e os passivos operacionais - excluindo-se as dívidas não
operacionais (Empréstimos e Financiamentos) e compromissos da empresa com investidores e
sócios.
Contudo, apesar de ser um método simples e fácil, diferentes formas de contabilização
das contas patrimoniais e de resultado, como, por exemplo, o método de depreciação dos ativos
permanentes, os sistemas de amortizações usados, a existência ou não de correção monetária e
25
o índice aplicado, podem levar a valores de patrimônio de duas empresas estabelecidas na
mesma data e com os mesmos investimentos realizados e resultados obtidos diferentes.
Com isso, apesar do valor contábil de um ativo ser conhecido quando este é adquirido
e, nessa data, o valor econômico ser idêntico ao valor contábil, com o passar do tempo, esse
valor vai ficando cada vez mais irrelevante e se distanciando do valor econômico. No Brasil,
por exemplo, quando a taxa de inflação é relativamente alta, esse método não é o mais adequado
para determinação do valor de uma empresa e dos ativos da mesma, por distorcer os resultados.
Outro ponto importante desse método é que os valores dos ativos e passivos são
baseados em seus custos históricos, não levando em conta fatores como a inflação,
obsolescência, depreciação, mudanças tecnológicas e condições mercadológicas, o que leva a
divergências entre o valor contábil e o valor de mercado da organização.
Outro ponto evidenciado por CORNELL (1993) é que as empresas possuem ativos
valiosos que não são contabilizados no Balanço Patrimonial, como o que o autor chama de
Capital Organizacional ou mesmo o peso do nome que algumas marcas possuem, como a
Amazon, a Apple, a Coca Cola. Segundo o autor, por exemplo, o Capital Organizacional
representa o valor criado quando se reúne os empregados, consumidores, fornecedores e toda
cadeia de suprimentos da mesma que não é contabilizada porque não são ativos reconhecidos
no Balanço, porém que juntos geram grande valor a empresa quando funciona de forma
integrada. A Intel, por exemplo, pode contabilizar em seu Ativo toda a receita com a venda de
seus chips, mas não consegue contabilizar a expertise dos pesquisadores que desenvolvem
esses chips.
Apesar disso, o valor contábil ainda pode ser um método utilizado para valorar uma
empresa. CORNELL (1993) desenvolveu dois métodos que fazem o ajuste desse para contornar
essas limitações. O primeiro deles substitui o valor dos ativos da empresa por seus custos de
reposição e o outro método substitui o valor dos ativos da empresa pelo seu valor de liquidação
no mercado, levando em conta, assim, a inflação e a obsolescência e trazendo maior
complexidade a esse método.
2.5 Avaliação de Ações e Dívidas
Outro método citado por CORNELL (1993) diz respeito à avaliação das ações e dívidas
da empresa, ou seja, soma-se o valor de mercado de todos os títulos exigíveis da empresa,
incluindo as ações e dívidas com investidores e bancos. Dessa forma, esse método baseia-se
26
em observar o preço de mercado dos títulos da empresa. Com isso, quando a mesma é de capital
aberto, essa metodologia torna-se bastante simples e objetiva.
Em relação à volatilidade do preço das ações, defende-se o uso de uma média dos preços
recentes, ao invés de fazer uso do preço da ação em uma determinada data. Desse modo,
CORNELL (1993) defende que na hipótese de o mercado ser eficiente, ou seja, definindo
preços justos a seus títulos e taxas de juros, a aplicação desse método fornece a estimativa mais
precisa do valor de uma empresa.
2.6 Comparação Direta baseada em Múltiplos do Mercado
Na definição de CORNELL (1993), o método de Comparação Direta baseada em
Múltiplos do Mercado, ajustado por diferenças de escala, envolve duas quantidades, sendo elas
um indicador de valor e uma variável observável que esteja relacionada ao valor. Assim, para
viabilizar comparações diretas tanto os dados para o indicador de valor quanto para a variável
observável devem estar disponíveis para o múltiplo de mercado e os dados para a variável
observável precisam estar disponíveis para o ativo a ser avaliado.
Dessa forma, se definirmos como V o indicador de valor e como x a variável observável,
a suposição crítica da qual depende o sucesso da aplicação desse método é que a relação entre
V e x para o ativo a ser avaliado é igual ou muito próximo à relação entre V e x para as empresas
comparáveis, de acordo com a seguinte relação mostrada pelas equações 2.4 e 2.5.
𝑉𝑎𝑙𝑣𝑜 ÷ 𝑥 𝑎𝑙𝑣𝑜 = 𝑉𝑚𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 ÷ 𝑥 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 (Equação 4)
𝑉 𝑎𝑙𝑣𝑜 = (𝑉 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 ÷ 𝑥 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜) × 𝑥 𝑎𝑙𝑣𝑜(Equação 5)
Entretanto, a escolha da variável observável deve ter uma relação consistente com o
valor V para diferentes empresas. Uma forma de conseguir isso é encontrando variáveis x que,
segundo a Teoria Econômica, tenham relação de causalidade com o valor das empresas, como
o Fluxo de Caixa e os Lucros.
Nesse sentido, a avaliação por múltiplos de mercado baseia-se no princípio da Teoria
Econômica de que ativos similares devem ser negociados a preços similares e que diferenças
de valor entre o ativo do mercado e o ativo em análise decorrem de alguma característica
comparável que possa fornecer um parâmetro de proporcionalidade. Assim, uma forma simples
27
de valorar uma empresa é encontrando um ativo idêntico ou muito próximo que tenha sido
negociado recentemente entre partes bem informadas sobre.
Contudo, segundo DAMODARAN (2003), esse método possui uma série de problemas.
À princípio, a definição do que é uma empresa “comparável” é essencialmente subjetiva e
mesmo o uso de outras empresas do mesmo setor como grupo de controle frequentemente não
é solução porque as empresas dentro do mesmo setor podem ter mix de negócios, risco e perfis
de crescimento muito distintos. Segundo, mesmo quando um grupo válido de empresas
comparáveis pode ser selecionado, continuarão a persistir diferenças nos dados básicos entre a
empresa que está sendo avaliada e esse grupo. Utilizar uma variável de proporcionalidade não
fornece uma solução satisfatória para esse problema.
Além disso, CORNELL (1993) ainda aponta mais um problema crítico no uso desse
método. Como o número de empresas vendidas é pequeno, torna-se difícil identificar a venda
de empresas comparáveis. Nesse caso, uma solução seria usar os dados de empresas de capital
aberto negociadas em Bolsa. Embora elas dificilmente sejam vendidas, seus proprietários
minoritários representados pela posse de ações e títulos são comprados e vendidos diariamente
e, assim, elas podem ser valoradas utilizando o método da Avaliação de Ações e Dívidas.
2.7 Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado
O método do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado é a metodologia mais
estudada e comentada pelos autores que pretendem explicar o tema de valoração de empresas.
Esse método tem suas origens no trabalho “Dividend policy, growth and the valuation of
shares” de MILLER E MODIGLIANI de 1961. A partir desse trabalho, outras variantes da
metodologia foram surgindo, mas as características principais do modelo se mantiveram desde
então.
Segundo DAMODARAN (2003), nesse método entende-se que o Valor Presente do
Fluxo de Caixa Projetado procura determinar o valor da empresa com base na capacidade de
remunerar seus acionistas no longo prazo, por meio dos fluxos de caixa futuros esperados.
Sendo assim, sua principal característica é a de explicitar as variáveis chave para a formação
de valor e permitir a simulação dos mais diferentes cenários e premissas macroeconômicas,
estratégicas, operacionais e financeiras quando da projeção dos fluxos de caixa, supondo-se,
portanto, que o valor da empresa corresponde ao valor atual do fluxo de caixa projetado,
descontado às taxas que reflitam o custo de oportunidade do acionista.
28
Desse modo, COPELAND (1994) ainda defende que isso significa, em essência, que os
investidores estão pagando pelo desempenho que esperam obter da empresa no futuro, não por
aquilo que ela fez no passado e, certamente, não pelo custo do seu ativo e que para entender a
criação de valor é preciso usar um ponto de vista de longo prazo, gerenciando todos os fluxos
de caixa com base tanto na Demonstração de Resultado quanto no Balanço Patrimonial e
entender como comparar fluxos de caixa de diferentes períodos de tempo em uma base ajustada
ao risco.
Nessa perspectiva, a aplicação desse método requer a determinação de três principais
variáveis, sendo elas:
1. Fluxo de Caixa Descontado: são os recursos líquidos gerados pelas operações da
empresa e que ficarão disponíveis para distribuição aos acionistas, sendo sua
projeção determinada por meio dos modelos de simulação que levam em conta as
variáveis de natureza econômico-financeira que tenham impacto na formação dos
fluxos de caixa futuros, como as vendas, estrutura de custos, investimentos,
depreciação etc.
2. A Taxa de Desconto: é a taxa que será utilizada para trazer a valor presente os fluxos
de caixa projetados e que pode ser determinada tanto pelo método do Custo Médio
Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), quando for
utilizado o método do Fluxo de Caixa da Empresa ou pelo método do Custo de
Capital Próprio (Capital Assets Pricing Model - CAPM) quando for utilizado o
método do Fluxo de Caixa do Acionista.
3. Valor Residual: é o valor do negócio ao final do período em análise ou então o valor
do fluxo de caixa perpétuo, assumindo-se um estado de equilíbrio constante a partir
de determinada data, determinando-se uma taxa de crescimento “g”, que é uma
estimativa da taxa de crescimento constante do negócio a partir do momento em que
se estabelece o estado de equilíbrio na projeção.
Assim, o Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado pode ser calculado da seguinte
forma:
𝑉𝑜 = ∑𝑛𝑡 = 1 [ 𝐹𝐶𝑡 ÷ (1 + 𝑖)
𝑡 ] (Equação 6)
29
Onde:
Vo = Valor presente de negociação da empresa
FC = Fluxos de Caixa projetados no período t
i = taxa de desconto aplicada nos fluxos de caixa
n = número de períodos de projeção do fluxo de caixa
2.7.1 O Fluxo de Caixa Descontado
Segundo DAMODARAN (2003), “existem dois caminhos para a avaliação pelo Fluxo
de Caixa Descontado: o primeiro deles é avaliar apenas a participação acionária do negócio,
enquanto o segundo é avaliar a empresa como um todo, que inclui, além da participação
acionária, a participação dos demais detentores de direitos na empresa - detentores de bônus,
acionistas preferenciais etc.” Sendo assim, embora ambas as abordagens descontem fluxos de
caixa esperados, os fluxos de caixa e as taxas de desconto utilizadas são diferentes em cada
caso.
2.7.1.1 O Fluxo de Caixa do Acionista
No Fluxo de Caixa do Acionista, o valor do Patrimônio Líquido é obtido descontando-
se os fluxos de caixa residuais após a dedução de todas as despesas, bônus fiscais e pagamentos
de juros e principal ao custo da taxa de retorno exigida pelos investidores sobre o patrimônio
líquido da empresa (ke).
Segundo DAMODARAN (2003), o Fluxo de Caixa do Acionista pode ser calculado da
seguinte forma:
FCFE = Receita Líquida + Depreciação - Desembolsos de Capital - ΔCapital de Giro -
Amortização de Dívida + Novas Emissões de Dívida
30
Figura 1: Fluxo de Caixa do Acionista
Fonte: Tradução livre de Damodaran, 2003
Embora a depreciação e a amortização sejam tratadas como despesas no Demonstrativo
de Resultado, elas não implicam em saída de caixa para a empresa, pois são apenas despesas
contábeis que oferecem um benefício por reduzirem o resultado tributável da empresa, criando,
assim, uma redução no imposto de renda pago. Então, para o cálculo do Fluxo de Caixa, esses
valores devem ser adicionados ao lucro líquido da empresa.
Capital de Giro é a diferença entre o Ativo Circulante e o Passivo Circulante, sendo que
variações positivas nesse resultado significam que a empresa está reduzindo seu caixa
disponível.
Para empresas não alavancadas, não é feito o pagamento de principal ou a captação de
novas dívidas e para empresas que possuem o nível de alavancagem desejado, essas parcelas
serão iguais, para manutenção do índice “dívida/capital total”.
Assim, o Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado do Acionista pode ser calculado
da seguinte forma:
𝑉𝑜 = ∑𝑛𝑡 = 1 [ 𝐹𝐶𝑡 𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑖𝑠𝑡𝑎 ÷ (1 + 𝑘𝑒)
𝑡 ] (Equação 7)
31
Onde:
Vo = Valor presente de negociação da empresa
FCt acionista = Fluxos de Caixa do Acionista projetados no período t
ke = Custo do Capital Próprio
n = número de períodos de projeção do fluxo de caixa
2.7.1.2 O Fluxo de Caixa da Empresa
No Fluxo de Caixa da Empresa, o valor do Patrimônio Líquido é obtido descontando-
se os fluxos de caixa residuais após a realização de todas as despesas operacionais e impostos,
mas antes do pagamento de juros e principal de dívidas e da captação de novas dívidas, ao custo
médio ponderado de capital.
Segundo DAMODARAN (2003), o Fluxo de Caixa da Empresa pode ser calculado da
seguinte forma:
FCFF = EBIT (1 - percentual de juros) + Depreciação - Desembolsos de Capital -
ΔCapital de Giro
Figura 2: Fluxo de Caixa da Empresa
Fonte: Tradução livre de Damodaran, 2003
Assim, o Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado da Empresa pode ser calculado
da seguinte forma:
𝑉𝑜 = ∑𝑛𝑡 = 1 [ 𝐹𝐶𝑡 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎 ÷ (1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶)
𝑡 ] (Equação 8)
32
Onde:
Vo = Valor presente de negociação da empresa
FCt empresa = Fluxos de Caixa da Empresa projetados no período t
WACC = Custo Médio Ponderado de Capital
n = número de períodos de projeção do fluxo de caixa
Com isso, embora as duas abordagens utilizem definições diferentes de fluxos de caixa
e taxas de desconto, as duas produzirão estimativas consistentes de valor, desde que o mesmo
conjunto de premissas seja utilizado, porque, apesar do fluxo de caixa da empresa não ser
afetado pelo montante de endividamento assumido pela empresa, o valor presente descontado
irá sofrer efeitos da alavancagem, devido a utilização do custo médio ponderado de capital.
2.7.2 A Taxa de Desconto
Conforme mencionado no item 2.7, há dois caminhos para se construir o Fluxo de Caixa
Descontado da empresa, sendo um deles projetando o fluxo de caixa gerado para o acionista,
descontado ao custo de capital próprio pelo modelo CAPM e a segunda projetando o fluxo de
caixa da empresa descontado ao custo médio ponderado de capital pelo modelo WACC. Com
isso, o custo de capital age como um limite mínimo para o retorno dos investimentos feitos
pela empresa.
Porém, pelo fato de o capital empregado nos ativos e nas operações das empresas não
ser originado de uma única fonte, faz-se necessário buscar uma taxa que reflita o custo médio
do capital utilizado, o que é feito, em ambos os modelos, por meio de uma ponderação entre o
custo efetivo de cada tipo de capital e sua participação percentual na empresa.
Dessa forma, a identificação do custo de capital de terceiros costuma ser a mais simples
das duas, uma vez que a empresa financia sua atividade com títulos, dívidas e compromissos
cujas condições de pagamentos são objetivas e claramente definidas. A complexidade maior
está na identificação do custo do capital próprio da empresa, que é o capital originado de seus
sócios e/ou proprietários e de sua própria atividade - levando-se em conta que o acúmulo de
lucros é uma forma de investimento - porque a remuneração esperada pelo investidor varia em
função do risco associado ao país, ao setor de atividade e à própria empresa analisada.
33
2.7.2.1 Custo do Capital Próprio
O Custo do Capital Próprio ou Custo de Oportunidade é a expectativa do investidor de
obter retorno do capital investido no negócio, sendo um percentual utilizado como parâmetro
de decisão para escolha de projetos ou oportunidade de investimento na hora de aplicação de
seus recursos. Isso significa que esse retorno deve levar em consideração as características da
empresa e seus riscos comparados às demais alternativas do mercado.
É consenso na literatura financeira sobre a necessidade do retorno esperado de um ativo
ser proporcional ao seu risco, pois os investidores somente assumirão riscos adicionais se forem
compensados de forma conveniente. Apesar disso, as discussões sobre qual medida relevante
de risco e qual a forma correta de traduzir essa medida estão longe de convergirem para um
mesmo raciocínio.
Atualmente, as duas principais abordagens encontradas na literatura financeira dizem
respeito às a) proposições de Modigliani e Miller que afirmam que o LAJIR explica a relação
entre a alavancagem e o custo de capital e às b) proposições a partir do modelo de apreçamento
de ativos com risco (CAPM) desenvolvido por SHARPE (1970) no qual existe uma estrutura
“ótima” de capital e a empresa pode aumentar seu valor total mediante a utilização de seu grau
de alavancagem.
No presente estudo, será abordado apenas o segundo caso, por ser um padrão proposto
por diversos autores para relacionar risco e retorno, entre eles COPELAND (1994) e
DAMODARAN (2003) e possui como vantagem ser um modelo simples e intuitivo.
Dessa forma, o CAPM propõe uma formulação na qual o risco de um ativo é
decomposto em um fator que depende do mercado como um todo (risco sistêmico, mensurado
por meio do índice Beta) e uma parcela referente apenas ao risco próprio, inerente ao ativo.
Contudo, apenas a parcela referente ao risco de mercado deve ser recompensada, pois como
demonstra a Moderna Teoria de Portfólios, o risco próprio dos ativos pode ser eliminado em
uma carteira por meio da diversificação.
O Custo do Capital Próprio pelo modelo CAPM pode ser calculado da seguinte forma:
𝑘𝑒 = 𝑟𝑓 + 𝛽 𝑎𝑙𝑎𝑣𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜 (𝐸[𝑟𝑚] − 𝑟𝑓) (Equação 9)
34
Onde:
ke = Custo do Capital Próprio
β alavancado = Coeficiente de risco sistêmico
rf = Taxa atual livre de risco
E[rm] = Retorno esperado com base no índice de mercado
Nessa fórmula, o Beta de uma ação mede a sua tendência de variação em relação ao
mercado como um todo. Com isso, uma empresa que possui um Beta igual a 1 indica que as
ações dessa empresa tendem a subir e descer na mesma proporção do mercado. Da mesma
forma, ações com Beta maior que 1 tendem a apresentar oscilações maiores do que as do
mercado, tanto nas altas quanto nas baixas. Por fim, ações com Beta menor do que 1 tendem a
apresentar menor variabilidade em relação aos movimentos do mercado e, portanto, a
apresentarem menores riscos e retornos.
Estatisticamente, o Beta é calculado pela seguinte fórmula:
𝛽 𝑎𝑙𝑎𝑣𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜 = 𝐶𝑜𝑣 (𝑟𝑎, 𝑟𝑚) ÷ 𝑆2
(𝑟𝑚) (Equação 10)
Onde:
β alavancado = Índice beta do ativo em análise
ra = Retorno do ativo em análise
rm = Retorno médio do mercado
Cov (ra, rm) = Covariância entre ra e rm
𝑆2
= Variância do retorno do índice do mercado
O principal problema em utilizar esse método é a dificuldade ou impossibilidade de
medir o Beta da dívida e para eliminar esse problema, DAMODARAN (2003) supõe que seja
calculado o Beta desalavancado, ou seja, o Beta que a empresa teria se ela não tivesse dívida
alguma e obter uma estimativa do atual Beta do patrimônio líquido, além do coeficiente
endividamento/patrimônio líquido da empresa para, posteriormente, calcular o Beta alavancado
para diferentes níveis de endividamento, conforme mostrado pelas equações 2.11 e 2.12.
35
𝛽𝑢 = 𝛽 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 ÷ (1 + [1 − 𝑡] × 𝐷 ÷ 𝐸) (Equação 11)
𝛽 𝑎𝑙𝑎𝑣𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜 = 𝛽𝑢 × (1 + [1 − 𝑡] × 𝐷 ÷ 𝐸) (Equação 12)
Onde:
𝛽𝑢 = Beta não alavancado para a empresa
𝛽 atual = Beta do patrimônio atual da empresa
𝛽 alavancado = Índice beta do ativo em análise
t = Percentual de imposto da empresa
D = Valor de mercado da dívida da empresa (Debt)
E = Valor de mercado do capital próprio da empresa (Equity)
2.7.2.2 Custo Médio Ponderado de Capital
Como comentado anteriormente, caso decida-se projetar o Fluxo de Caixa Descontado
da Empresa, deve-se utilizar como taxa de desconto o custo médio ponderado de capital
calculado por meio do método do WACC, o qual faz a conjugação de dois componentes sendo
eles a) o custo de oportunidade do capital próprio, calculado pelo método CAPM e b) o custo
de capital de terceiros ou da dívida da empresa.
Nesse sentido, o Custo Médio Ponderado de Capital pode ser calculado da seguinte
forma:
𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝑘𝑒 × (𝐸 ÷ (𝐸 + 𝐷)) + 𝑘𝑑 × (1 − 𝑇) × (𝐷 ÷ (𝐸 + 𝐷)) (Equação 13)
Onde:
ke = Custo do Capital Próprio
kd = Custo do Capital de Terceiros
T = Alíquota de imposto sobre o lucro
D = Valor de mercado da dívida da empresa (Debt)
E = Valor de mercado do capital próprio da empresa (Equity)
36
2.7.3 O Valor Residual
Uma empresa vale no mercado o que ela é capaz de gerar de recursos ao longo de toda
a sua vida útil. Para casos específicos identifica-se um horizonte de tempo finito que a empresa
terá para gerar resultados, como os casos de concessões ou empreendimentos com prazo
determinado. Todavia, para a maioria dos casos supõe-se que a organização gerará recursos
contínua e infinitamente.
Nessa perspectiva, o conceito dado ao termo Valor Residual é aquele relacionado ao
conceito de perpetuidade ao qual se confere um valor total do resíduo na data n igual a:
𝑉𝑛 − 1 = 𝐹𝐶𝑛 ÷ (𝑖 − 𝑔) (Equação 14)
Onde:
FCn = Valor do enésimo fluxo de caixa, a partir do qual supõe-se perpetuidade
i = Taxa de desconto do fluxo de caixa
g = Taxa de crescimento perpétua do fluxo de caixa
2.8 Avaliação pela Teoria de Opções Reais
Há um consenso entre os principais autores que estudam sobre valoração de empresas
de que o método mais preciso de avaliação é aquele que emprega a Teoria das Opções Reais.
DAMODARAN (2003), por exemplo, critica a avaliação pelo fluxo de caixa descontado “por
deixar de levar em consideração as opções que estão embutidas em muitas empresas” enquanto
COPELAND (1994) discorre que “a análise pelo Fluxo de Caixa Descontado tende a
subestimar o valor de um projeto porque ela é ineficaz ao capturar adequadamente os benefícios
da flexibilidade operacional e outros fatores estratégicos como investimentos subsequentes”.
Desse modo, o diferencial do método das Opções Reais estaria na sua capacidade de avaliar a
flexibilidade que surge das decisões gerenciais, desde que existam alternativas gerenciais de
decisão.
Nesse contexto, podemos dizer que enquanto o método do Valor Presente Líquido
ignora as flexibilidades gerenciais que dão aos gerentes de projetos opções para revisarem suas
decisões de acordo com as mudanças ocorridas no mercado, a Teoria das Opções Reais é uma
metodologia para avaliação de ativos reais que oferece a flexibilidade para expandir, estender,
contrair, abandonar ou adiar um projeto de investimento ao longo da vida útil do mesmo.
37
Com isso, ainda segundo DAMODARAN (2003), “uma opção confere ao investidor o
direito de comprar ou vender uma quantidade predeterminada de um ativo subjacente a um
preço fixo (denominado preço de exercício) antes ou na data de vencimento da opção. Como
se trata de um direito e não uma obrigação, o investidor pode se decidir por não exercer esse
direito e permitir que a opção expire”.
Contudo, para entender melhor o que é uma opção, devemos explicar os dois conceitos
existentes, quais sejam, a opção de compra e a opção de venda. Assim, uma opção de compra
(também conhecida como call) dá ao comprador o direito de adquirir o ativo subjacente por
um preço fixo a qualquer momento antecedente1 à data de vencimento da opção e o comprador
deve pagar um prêmio por esse direito. Enquanto isso, uma opção de venda (também conhecida
como put) dá ao comprador o direito de vender o ativo subjacente por um preço fixo a qualquer
momento antecedente à data de vencimento da opção e o comprador recebe um prêmio por este
direito.
O modelo de precificação de opções teve início nos estudos de BLACK; SCHOLES
apud DAMODARAN (2003) quando eles publicaram um modelo para avaliação de opções
europeias protegidas por dividendos, utilizando uma “carteira replicante”, ou seja, uma carteira
composta pelo ativo subjacente e o ativo livre de risco que possuía os mesmos fluxos de caixa
que a opção sendo avaliada para chegarem a sua formulação final. Porém, como o modelo
matemático por eles desenvolvido tem uma lógica complicada, DAMODARAN (2003)
desenvolveu seus estudos em volta de um modelo Binomial mais simples, mas que utiliza a
mesma fonte de lógica.
Nesse sentido, o modelo binomial de precificação de opções “se baseia em uma
formulação simples do processo de preço do ativo, em que o ativo pode, a qualquer dado
momento, passar para um dentre dois preços possíveis. A formulação genérica desse processo
de preço de uma ação que segue o binômio é apresentada em relação a um processo em dois
períodos. De acordo com a figura 3 a seguir, S é o preço atual da ação; o preço tem
probabilidade p de subir para Su e 1-p de descer para Sd em qualquer período; o movimento
ascendente é chamado de u e o descendente é chamado de d”. (DAMODARAN, 2003).
1 As Opções Americanas conferem ao detentor da opção o poder de exercê-las em qualquer período até a data
de vencimento, porém as Opções Européias são aquelas em que o exercício somente se realizará no vencimento
do título.
38
Figura 3: O Modelo Binomial de Precificação de Opções
Fonte: DAMODARAN (2003)
No caso da formulação geral indicada na figura 3, em que os preços das ações podem
subir para Su ou descer para Sd em qualquer período, a carteira réplica de uma opção de compra
com preço de exercício K envolverá a tomada de um valor determinado B em empréstimo e a
aquisição de Δ do ativo objeto, onde:
Δ = Número de unidades adquiridas do ativo objeto = (Cu - Cd) / (Su / Sd)
Su = Novo preço provável da ação em caso de incremento de valor
Sd = Novo preço provável da ação em caso de queda de valor
Cu = Valor da opção de compra se o preço da ação for Su
Cd = Valor da opção de compra se o preço da ação for Sd
Ainda segundo DAMODARAN (2003), “em um processo binomial de múltiplos
períodos, a avaliação precisará avançar de forma iterada, ou seja, partindo do último exercício
e voltando no tempo até o momento atual. Assim, as carteiras réplica da opção são criadas e
avaliadas a cada ponto no tempo, dando os valores da opção no momento em questão. O
resultado final do modelo binomial de apreçamento das opções é o valor da opção em termos
de carteira réplica, composta de Δ ações do ativo objeto e de uma tomada / concessão de
empréstimo livre de risco”.
39
Nessa perspectiva, a criação da carteira réplica tem como objetivo utilizar uma
combinação de concessão / tomada de empréstimo livre de risco com o ativo objeto para criar
fluxos de caixa iguais aos da opção objeto de avaliação.
Onde:
Valor da opção de compra = Valor corrente do ativo objeto x Δ da Opção - Empréstimo
necessário para replicar a opção
Nesse contexto, para calcular o valor de uma opção, um dos dados necessários, entre
outros, é a volatilidade do preço do ativo subjacente. COPELAND (1994) sugere que no lugar
de se procurar um ativo no mercado financeiro, seja usado o valor presente do próprio projeto,
sem flexibilidade como ativo objeto sujeito a risco, porque, segundo o autor “o valor presente
líquido dos fluxos de caixa do projeto, sem flexibilidade (isto é, o VPL tradicional) é a melhor
estimativa não tendenciosa do valor de mercado do projeto, se esse fosse um ativo negociado”.
Sendo assim, é possível avaliar opções reais relativas a qualquer ativo real para o qual
seja possível estimar o VPL tradicional, sem flexibilidade, sendo necessário estimar a
volatilidade do valor do projeto. Todavia, os parâmetros necessários para estimar a volatilidade
de um projeto - variação no preço dos produtos, variação no preço dos insumos, variações na
demanda etc - não podem ser encontrados com a mesma facilidade que informações obtidas a
partir do mercado financeiro e, portanto, estimar a volatilidade do valor presente do projeto
consiste em uma dificuldade da aplicação da Teoria das Opções Reais.
2.9 Índices Preço/Lucro
Segundo DAMODARAN (2003), o indicador ou índice Preço/Lucro (PL) é um dos
indicadores mais usados no mercado para Valoração de Empresas. Sua simplicidade o torna
uma opção atraente para aplicações que variam da fixação de preços de ofertas públicas iniciais
à realização de análises de valor relativo.
Os índices PL são determinados pelos mesmos parâmetros que determinam o valor em
modelos de Fluxo de Caixa Descontado, contudo as premissas utilizadas pelos analistas para
cálculo desses indicadores não ficam tão explícitas quanto nos modelos do FC Descontado.
Assim, o uso dos índices PL é uma forma, para alguns analistas, de não precisar ser explícito
quanto às hipóteses a respeito do risco, do crescimento e dos índices de pagamento.
40
Outra razão para se utilizar os índices PL de empresas comparáveis é que eles refletirão
com muito maior probabilidade as percepções do mercado. Desse modo, se os investidores
estiverem otimistas em relação a ações de determinadas empresas, os índices PL dessas ações
serão maiores de modo a refletir esse otimismo. Contudo, esse argumento também pode ser
considerado um ponto fraco a partir do momento em que os mercados fazem erros sistemáticos
na avaliação de setores.
O índice PL pode ser calculado da seguinte forma:
Í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑃𝐿 = 𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝐴çã𝑜 ÷ 𝐿𝑢𝑐𝑟𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝐴çã𝑜 (Equação 15)
Onde:
Preço por Ação = Preço de mercado de uma ação
Lucro por Ação = Lucro Líquido mais recente da empresa no período de um ano
dividido pelo número de ações
Apesar de ser um dos indicadores mais usados no mercado, DAMODARAN (2003) cita
problemas gerais associados à estimativa de índices PL que tornam seu uso problemático. A
começar, os índices PL não têm significado quando os lucros por ação forem negativos, porque
embora isso por ser parcialmente resolvido utilizando os lucros normalizados ou médios por
ação, o problema não pode ser eliminado. Segundo, a volatilidade dos lucros pode fazer com
que o índice PL mude de um período para o outro de forma relevante. Para empresas cíclicas,
por exemplo, os lucros seguirão a economia, enquanto os preços refletirão as expectativas a
respeito do futuro. Assim, não é incomum que o índice PL de uma empresa cíclica atinja um
pico em uma recessão e um mínimo em um boom econômico.
Com isso, tendo feita uma revisão bibliográfica dos principais modelos de valoração de
empresas atualmente difundidos e utilizados no mercado, o próximo capítulo irá estudar e
comentar sobre o setor elétrico brasileiro.
41
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DO SETOR ELÉTRICO NO BRASIL
3.1 História do Setor Elétrico Brasileiro
A história da eletricidade surge no Brasil na segunda metade do século XIX, ainda
durante o período imperial, por iniciativa do então imperador D. Pedro II que concedeu a
Thomas Edison o privilégio de introduzir no país os aparelhos e processos destinados à
utilização da luz elétrica na iluminação pública. Dessa forma, pouco mais de um século atrás,
meia dúzia de lâmpadas alimentadas por dínamos – geradores mecânicos de corrente contínua
– iluminavam a Estação Central da Estrada de Ferro D. Pedro II. Para proporcionar uma base
de comparação entre grandezas, atualmente, temos uma capacidade aproximada de geração
instalada no Sistema Interligado Nacional (SIN) da ordem de 162 GW2, o equivalente ao
consumo de 2,7 bilhões de lâmpadas de 60W. Nessa época, a participação da eletricidade como
fonte de energia era inexpressiva devido, principalmente, à atividade econômica do país,
predominantemente agrária.
Foi somente a partir de 1920, com o desenvolvimento das cidades do Rio de Janeiro e
São Paulo, que ocorreram investimentos de capitais estrangeiros – principalmente dos grupos
Light e American & Foreign Power (AMFORP) – para instalação de companhias de energia
elétrica e o número de usinas hidrelétricas começou a ter um crescimento mais constante, sem
a necessidade de grandes investimentos no segmento de transmissão, dado que se priorizaram
os aproveitamentos próximos aos centros de consumo. (CASTRO & MARTINI & BRANDÃO
& LUDOVIQUE, 2018). Contudo, até a década de 30, a presença do Estado em tal atividade
era limitada a conferir autorizações para seu funcionamento e, assim, estados e municípios
possuíam autonomia para estabelecer contratos e autorizações para as empresas privadas de
energia.
Desse modo, tal situação só foi mudar em 1934, quando foi promulgado o Código de
Águas, o qual atribuiu à União o poder de autorizar e conceder o aproveitamento de energia
hidráulica e demais fontes para efeito de aproveitamento industrial e, após, em 1939 quando
criou-se o Conselho Nacional das Águas – CNAE – com o objetivo de sanar os problemas de
suprimento, regulamentação e tarifas referentes à indústria de energia elétrica no país. (VEIGA
& FONSECA, 2002).
2 Fonte: ONS - ref. 2018. Disponível em: http://ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/o-sistema-em-numeros. Acesso
em: 23/03/2019.
42
Posteriormente à Segunda Guerra Mundial, em decorrência do processo de urbanização
(Êxodo Rural) e industrialização pautado na substituição de importações, a demanda começou
a ultrapassar a oferta, iniciando um processo de racionamento nas principais capitais
brasileiras, forçando a realização de mais investimentos em novas usinas hidrelétricas. (VEIGA
& FONSECA, 2002). A solução encontrada foi um modelo de investimento coordenado e
executado diretamente pelo Estado, através da criação de empresas públicas, reduzindo assim
os riscos e custos do financiamento. (CASTRO & MARTINI & BRANDÃO & LUDOVIQUE,
2018). Nesse contexto, entre as décadas de 60 e 80, em virtude do crescimento anual do
consumo, o governo decidiu executar dois grandes projetos: a hidrelétrica de Tucuruí e a
hidrelétrica de Itaipu.
No caso brasileiro, o modelo de investimento estatal, teve no Grupo Eletrobrás um
consistente e eficiente instrumento de política pública para o setor elétrico, que possibilitou a
expansão da oferta, suficiente para suportar o acelerado crescimento econômico que o país
experimentou entre 1964 a 1982. Deve-se destacar também, dentro desta lógica de
investimento, as empresas públicas estaduais – Cemig, CEEE, CESP, etc. – que
desempenharam papel complementar. (CASTRO & MARTINI & BRANDÃO &
LUDOVIQUE, 2018).
Contudo, a partir dos anos 80, devido à escassez de crédito nacional e internacional, os
investimentos foram praticamente interrompidos, inclusive os de infraestrutura, como os do
setor elétrico, os quais possuem longos períodos de maturação. Em particular, o esgotamento
da política de financiamento desse setor, identificado no baixo nível tarifário e na eliminação
das fontes de financiamento, desencadeou a necessidade de uma nova estrutura na política de
financiamento para sua expansão. Um fator adicional que contribuiu para a crise foi o
comprometimento do setor elétrico com duas obras consideradas monumentais, sendo elas a
própria hidrelétrica de Itaipu e o Programa Nuclear Brasileiro. (VEIGA & FONSECA, 2002).
Porém, a situação da crise se agravou ainda mais com as mudanças promovidas pela
Constituição de 1988 que extinguiu o imposto único sobre energia elétrica e transferiu para os
estados a arrecadação tributária equivalente, por meio do ICMS – Imposto sobre circulação de
mercadorias e serviços. Com isso, as condições de funcionamento do setor elétrico brasileiro
estavam se deteriorando e as soluções alternativas encontradas foram se delineando no sentido
de uma mudança na atuação do Estado quanto ao setor.
Nessa perspectiva, em 1992, o governo Collor lança o Plano Nacional de Desestatização
(PND) que tinha como objetivo privatizar as empresas estatais, começando pelo setor de
energia elétrica. Sendo assim, o processo se deu com a venda das concessionárias federais
43
atuantes no ramo de distribuição, onde grande parte das distribuidoras foram privatizadas, e se
intensificou em 1995 no governo de Fernando Henrique Cardoso com a criação do Conselho
Nacional de Desestatização (CND) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em
substituição ao antigo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), dando
poderes ao Congresso para venda das estatais, com o decreto n° 1024 de julho de 1994.
A resultante desse processo foi a estruturação do modelo do Setor Elétrico Brasileiro
(SEB), que buscava transferir para agentes privados as decisões e responsabilidade dos novos
investimentos e do próprio planejamento. Adotou-se em grande parte as premissas das reformas
do setor elétrico do Chile e Grã-Bretanha. O novo modelo implementado nos anos de 1990
promoveu a desverticalização contábil das empresas estatais de energia elétrica, a fim de criar
condições efetivas para a concorrência, possibilitando investimentos por unidades produtivas
de geração e transmissão. (CASTRO & MARTINI & BRANDÃO & LUDOVIQUE, 2018).
No entanto, com a paralisação do planejamento estatal, por conta da prioridade às
privatizações, e como os investimentos na expansão não foram retomados no nível necessário,
criou-se um desequilíbrio entre demanda e oferta de energia elétrica que, juntamente com um
prolongado período hidrológico adverso, resultou na crise do racionamento de 2001-2002. No
entanto, para o segmento de transmissão e, posteriormente, para o segmento de geração, foram
definidas e estruturadas as bases de um modelo de investimento que pretendia viabilizar a
expansão através de leilões por lotes, ou seja, linhas de transmissão específicas, garantindo a
competitividade e a ampliação da capacidade instalada em geração e transmissão.
Nesse sentido, a reestruturação do modelo em 2003 suspendeu o processo de
privatizações das empresas estatais federais e estaduais, sob o argumento de que o Setor
Elétrico Brasileiro precisava mobilizar recursos para investimentos em novos ativos e não para
a troca de propriedade. Além disso, e sob a mesma lógica, permitiu-se que as empresas estatais
federais e estaduais participassem dos leilões de geração e transmissão, mas limitando a
participação nas SPE’s em 49%, sem o que não teriam direito de acesso às linhas de
financiamento do BNDES. (CASTRO & MARTINI & BRANDÃO & LUDOVIQUE, 2018).
Assim, com poucas modificações, é esse modelo que se mantém duradouro até hoje.
3.2 Órgãos Reguladores do Setor Elétrico Brasileiro
As atividades relacionadas ao setor elétrico brasileiro são orientadas por normas e leis
emanadas dos poderes legislativo e executivo e dos órgãos reguladores. A seguir será explicado
o funcionamento desse setor no que diz respeito a sua regulamentação.
44
Figura 4: Estrutura Institucional do Setor de Energia Elétrica
Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
As políticas, diretrizes e regulamentação do setor de Energia Elétrica são ditadas pelo
Congresso Nacional e pelo Conselho Nacional de Política e Energia (CNPE), criado em agosto
de 1997 para prestar assessoria ao Presidente da República no que diz respeito ao
desenvolvimento e criação da política nacional de energia. Dessa forma, o CNPE é presidido
pelo Ministro de Minas e Energia, sendo a maioria dos seus membros ministros do Governo
Federal, e tem como objetivo principal otimizar a utilização dos recursos energéticos do Brasil
e assegurar o fornecimento de energia elétrica no país, por meio de concessões e a expedição
de normas que gerem o processo licitatório para concessões de serviços públicos e instalações
de energia elétrica, garantindo o equilíbrio entre oferta e demanda.
Respeitada a competência do MME, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
é o órgão regulador do setor elétrico, criada em 1996, com a missão de “proporcionar condições
favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes
e em benefício da sociedade”. Nesse contexto, suas principais atribuições são as de normatizar
as políticas e diretrizes estabelecidas pelo Governo Federal, fiscalizar a prestação do
fornecimento de energia elétrica à sociedade, fazer a mediação de conflitos entre os agentes do
setor e definir tarifas de energia, de acordo com o que está estabelecido em lei e nos contratos
de concessão assinados com as empresas. Ademais, cabe ainda à ANEEL, mediantes delegação
45
do MME, conceder o direito de exploração dos serviços de geração, transmissão, distribuição
e comercialização de energia elétrica.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) foi criada em 2004 sob a
forma jurídica de direito privado e sob regulação e fiscalização da ANEEL, com a finalidade
de viabilizar a comercialização de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN),
promovendo, desde que delegado pela ANEEL, os leilões de compra e venda de energia
elétrica, sendo responsável pelo registro de todos os contratos de compra de energia no
Ambiente Regulado e pela contabilização e liquidação dos montantes de energia elétrica
comercializados no mercado.
O Operador Nacional do Sistema (ONS) foi criado em 1998 como pessoa jurídica de
direito privado sem fins lucrativos, composto por membros associados e membros
participantes, sendo eles as empresas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,
consumidores livres3 e importadores e exportadores de energia. O principal papel do ONS é
coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no SIN, de acordo com a
regulamentação e supervisão da ANEEL. Desse modo, suas responsabilidades incluem: (a)
Planejamento da operação da geração e transmissão; (b) Organização e controle da utilização
do SIN e interconexões internacionais; (c) Garantia da rede de transmissão de maneira não
discriminatória a todos os agentes do setor; (d) Fornecimento de subsídios para o planejamento
da expansão do sistema elétrico; (e) Apresentação ao MME de propostas de ampliações da
Rede Básica; e (f) Proposição de normas para operação do sistema de transmissão para
posterior aprovação pela ANEEL.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) foi fundado em 2004 e é
presidido e coordenado pelo MME e composto por representantes da ANEEL, da Agência
Nacional do Petróleo, da CCEE, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e do ONS. As
principais atribuições do CMSE consistem em: (a) Acompanhar as atividades do setor
energético; (b) Avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energia
elétrica; e (c) Elaborar propostas de ações preventivas visando a manutenção ou restauração da
segurança no abastecimento e no atendimento eletroenergético, encaminhado-as ao CNPE.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) também foi fundada em 2004, sendo
responsável pela condução de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do
setor energético, incluindo as indústrias de energia elétrica, petróleo, gás natural e seus
3 Consumidores aptos e escolher seu próprio fornecedor de energia elétrica. Fonte: ABRACEEL - ref. 2019.
Disponível em: http://www.abraceel.com.br/zpublisher/secoes/consumidor_livre.asp. Acesso em 24/03/2019.
46
derivados – carvão mineral, fontes energéticas renováveis, dentre outros – bem como na área
de eficiência energética. Os estudos e pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiam a
formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito da política
energética nacional.
Com isso, em síntese, podemos dizer que o Congresso e o CNPE são os responsáveis
pelas políticas e diretrizes do setor energético, enquanto o MME cuida do planejamento e
garantia do equilíbrio entre oferta e demanda e atua como o Poder Concedente, sendo esses três
órgãos as instâncias máximas do Setor Elétrico Brasileiro.
Abaixo deles encontra-se a ANEEL, responsável pela regulação, fiscalização e
mediação setorial. Logo após encontra-se o CCEE que cuida do gerenciamento dos contratos
de compra e venda de energia elétrica e pela contabilização e liquidação no setor e a ONS que
supervisiona, controla e opera os sistemas elétricos. Por fim, existem o CMSE responsável pelo
acompanhamento e avaliação da continuidade e segurança dos suprimentos eletro energéticos
do território nacional e a EPE que é responsável pelos estudos e pesquisas no setor energético.
Além disso também existem os demais agentes que atuam no setor, como, por exemplo, os
agentes executores e prestadores de serviços e os próprios usuários.
3.3 Funcionamento do Setor Elétrico Brasileiro
A energia elétrica é um insumo essencial à sociedade, indispensável ao
desenvolvimento econômico das nações. No Brasil, segundo dados da ANEEL, a principal
fonte de geração é a hidrelétrica – água corrente dos rios – a qual responde por cerca de 61%
da capacidade instalada em operação no país, seguida das termelétricas – gás natural, carvão
mineral, combustíveis fósseis, biomassa e nuclear – com 25% e o restante é proveniente de
usinas eólicas – energia dos ventos (8,7%), importação da energia de outros países (4,7%) e
Solar (1,2%).
Nos últimos anos, a instalação de usinas eólicas, principalmente nas regiões Nordeste e
Sul, apresentou um forte crescimento, aumentando a importância dessa geração para o
atendimento ao mercado. Enquanto isso, as usinas térmicas, em geral localizadas nas
proximidades dos principais centros de carga, desempenham papel estratégico relevante, pois
contribuem para a segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN). Essas usinas entram em
funcionamento em função das condições hidrológicas vigentes, permitindo a gestão dos
estoques de água armazenada nos reservatórios das usinas hidrelétricas, de forma a assegurar
47
o atendimento futuro. Assim, os sistemas de transmissão integram as diferentes fontes de
produção de energia e possibilitam o suprimento do mercado consumidor.
Gráfico 1: Matriz de Energia Elétrica Brasileira – ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
O trânsito da energia é possível graças ao Sistema Interligado Nacional (SIN), uma
grande rede de transmissão com mais de 100 mil quilômetros (km) de extensão constituído por
quatro subsistemas (Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte) a
qual permite o intercâmbio da energia produzida em todas as regiões, exceto nos sistemas
isolados, localizados principalmente na região Norte e que hoje representam cerca de 2% do
mercado nacional, segundo dados da ANEEL, permitindo a obtenção de ganhos sinérgicos e
explorando a diversidade entre os regimes hidrológicos das bacias.
O SIN foi criado em 1998 por meio da resolução 351/98 do Ministério de Minas e
Energia, em conformidade com a Lei 9.648/98 e o Decreto 2.655/98 com o objetivo de que a
integração dos recursos de geração e transmissão por meio do SIN permitisse e facilitasse o
atendimento ao mercado com segurança e economicidade.
48
Figura 5: Funcionamento do Setor de Energia Elétrica
Fonte: Elaboração Própria
Um ponto de destaque sobre a produção e consumo de energia elétrica é que,
diferentemente de outros sistemas de redes, como saneamento e gás, a energia elétrica não pode
ser armazenada de forma economicamente viável e, portanto, deve existir um equilíbrio
constante entre a oferta e a demanda, o que significa dizer que toda energia consumida deve
ser produzida instantaneamente e, quando há desequilíbrios, mesmo que muito rápidos, todo o
sistema corre o risco de desligamentos em cascata, que são os chamados “apagões”.
A energia elétrica é gerada, quase sempre, muito longe de onde precisam dela. Ela é
produzida pelas geradoras em médias tensões (cerca de 15.000 volts) nas centrais de geração,
e partem para as subestações, onde as tensões são elevadas para os níveis de transmissão. O
sistema de transmissão é o sistema que transporta a energia do ponto de geração até os centros
consumidores. Essa rede opera em altas tensões (acima dos 230.000 volts) e, no final dela, uma
subestação chamada de “abaixadora” reduz a tensão para conectar com a rede de distribuição.
Já na rede de distribuição, a tensão é reduzida diversas vezes pelos transformadores de
distribuição para que a energia chegue em níveis de consumo adequados para o funcionamento
de tudo aquilo que usamos no dia a dia. Há ainda as comercializadoras, empresas autorizadas
a comprar e vender energia para os consumidores livres, aqueles que precisam de maior
quantidade de energia.
A partir da década de 90, buscando eficiência econômica, o setor elétrico começa a
passar por reformas estruturais em sua forma de operação, sofrendo influência da doutrina do
49
estado mínimo no pensamento econômico. A ideia predominante foi a de que a livre
concorrência deveria prevalecer onde fosse possível, relegando ao Estado o papel de regulação
onde necessário. (ABRADEE, 2019).
Nesse contexto, os segmentos de geração e comercialização foram caracterizados como
segmentos competitivos, devido a existência de muitos agentes e também pelo fato do produto,
a energia elétrica, ser homogêneo, ou seja, como uma commodity. Enquanto isso, os setores de
transporte de energia – a transmissão e a distribuição – são considerados monopólios naturais4,
pois sua estrutura física torna economicamente inviável a competição entre dois agentes em
uma mesma área de concessão.
3.4 O segmento de Transmissão do setor Elétrico Brasileiro
Desde a descoberta da eletricidade até os dias de hoje, ainda não foi possível transmitir
a energia elétrica pelo ar, pelo menos não de forma economicamente viável. Desse modo, surge
a necessidade de levar a energia gerada nas usinas, seja ela de origem térmica, hidráulica,
térmica-nuclear, eólica, solar etc., até os centros urbanos, onde essa energia será consumida.
Assim, surge a necessidade de construção das redes de transmissão de energia elétrica.
No Brasil, as linhas de transmissão são classificadas de acordo com o nível de tensão
de sua operação, mensurado em kilo Volt (kV – milhares de volts). Dessa forma, para cada
faixa de tensão, existe um código que representa todo um conjunto de linhas de transmissão de
mesma classe. A classe A1 representa as tensões de fornecimento igual ou superior a 230 kV e
é representativa do Sistema Interligado Nacional (SIN), também denominado de rede básica.
Nessa classe, as concessionárias de transmissão, segundo dados da ANEEL, são responsáveis
pela administração de cerca de 141.0005 km de linhas.
4 Monopólio Natural consiste em uma situação de mercado na qual os custos fixos são muito elevados e os custos
variáveis são muito próximos de zero. Os monopólios naturais são caracterizados por serem referentes a bens
exclusivos e com pouca ou nenhuma rivalidade. Fonte: Varian, H. R., Microeconomia: Uma abordagem Moderna.
Rio de Janeiro: Elsevier Editora Ltda, 2012.
5 Fonte: ONS - ref. 2017. Disponível em: http://ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/o-sistema-em-numeros. Acesso
em: 30/03/2019.
50
Gráfico 2: Extensão da Rede de Transmissão por faixa de tensão (km) - ref. 2017
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
Como é possível ver no gráfico 3, das concessionárias existentes no setor de transmissão
de energia elétrica, oito delas respondem por quase 90% do mercado.
Gráfico 3: Participação das empresas no setor de transmissão de energia
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados do site próprio de cada empresa
Já as classes A2 e A3 representam as tensões de fornecimento entre 88 kV a 138 kV e
69 kV, respectivamente, que são chamadas Demais Instalações da Transmissão (DIT) e podem
ser administradas tanto pelas empresas de transmissão quanto por empresas de distribuição.
51
Além disso, as redes de transmissão também contam com as subestações de transmissão
localizadas nos pontos de conexão com os geradores, consumidores e empresas distribuidoras,
com o objetivo de reduzir as perdas elétricas inerentes ao transporte de energia. Para isso, as
subestações elevam o nível da tensão nos pontos de conexão com geradores e reduzem as
tensões nos pontos de conexão com consumidores e distribuidoras.
Nesse sentido, a interconexão dos sistemas elétricos, por meio da malha de transmissão,
favorece a transferência de energia entre os subsistemas – Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste
e Norte – permite a obtenção de ganhos sinérgicos e explora a diversidade entre os regimes
hidrológicos das bacias.
Figura 6: Sistema Interligado Nacional (SIN) – Horizonte 2017
Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – NOS
Conforme já comentado nesse presente estudo, a partir da década de 1990, com a
intenção de expandir a capacidade de transmissão brasileira, passou a ser adotado no Brasil o
modelo de contratação do serviço público de transmissão mediante outorga de concessão, onde
é a ANEEL quem determina os preços a serem praticados pelas empresas, os quais devem
cobrir os custos de capital e de operação e manutenção considerados eficientes.
Dessa forma, o leilão de energia elétrica é um processo licitatório, ou seja, é uma
concorrência promovida pelo poder público com vistas a se obter energia elétrica em um prazo
52
futuro (pré determinado nos termos de um edital), exclusivamente por meio de leilões por
“lotes”, ou seja, unidades produtivas específicas, definidas pelo MME com base em projeções
de necessidades de ampliações elaboradas pelo ONS e, a partir de 2004, em conjunto com a
EPE. (CASTRO & MARTINI & BRANDÃO & LUDOVIQUE, 2018).
Para cada novo lote são estimados os investimentos para sua construção e os custos de
operação, ao longo do período de contrato. Com base nesses parâmetros é determinado um teto
para o valor a ser pago anualmente para o vencedor do leilão, denominado de Receita Anual
Permitida (RAP). O leilão tem como vencedor quem oferece maior desconto – deságio – em
relação à RAP teto. O vencedor recebe a RAP somente após a conclusão das obras, que é paga
por todos os consumidores de energia elétrica, durante o período de vigência do contrato da
concessão, com duração de 30 anos, (CASTRO & MARTINI & BRANDÃO & LUDOVIQUE,
2018) por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica (TUST6). Essa
tarifa é calculada na conta de energia e enviada a todos os consumidores que devem pagá-la às
distribuidoras. Feito isso, o valor é repassado para as transmissoras pelas distribuidoras.
As concessões que compõem o mercado de transmissão no Brasil podem ser divididas
em três categorias principais em termos de RAP.
1. Concessões anteriores à 1998
2. Concessões leiloadas entre 1999 e novembro de 2006
3. Concessões leiloadas após novembro de 2006
A primeira categoria engloba os ativos já existentes antes de 1998. Essas concessões
têm a sua RAP ajustada anualmente pelo IGP-M, seus contratos venceram em 2015 e algumas
dessas concessões estavam sujeitas a uma revisão tarifária ampla.
Já as concessões da segunda categoria são Projetos Greenfield7, leiloados entre 1999 e
novembro de 2006, que têm sua RAP ajustada anualmente pelo IGP-M ou pelo IPCA e que
sofrerão redução da RAP de 50% no 16º ano de operação. Além disso, conforme previsto nos
6 TUST RB é a tarifa relativa ao uso das instalações de transmissão da Rede Básica, e TUST FR é referente ao
uso das instalações de fronteira com a Rede Básica.
7 Projetos Greenfield é um termo aplicado quando o produto do projeto é realizado a partir do zero, em situações
em que não se conta com instalações e facilidades pré-existentes que possam ser incorporadas ao produto do
projeto. Geralmente refere-se a novos empreendimentos, sendo a origem do termo remetente à implantação física
em lugares em que só havia anteriormente mato (green).
53
contratos de concessão, essas concessões não estão sujeitas a revisão tarifária e expiram 30
anos após a assinatura do contrato.
Por fim, as concessões da terceira categoria também são Projetos Greenfield leiloados
a partir de novembro de 2006, que têm sua RAP ajustada anualmente pelo IPCA e que estão
sujeitas a revisão tarifária restrita. Assim como as concessões da segunda categoria, esses
contratos de concessão vão expirar 30 anos após a assinatura.
O consórcio vencedor do leilão constitui uma Sociedade de Propósito Específico (SPE)
que assina o contrato de concessão e fica responsável por construir o empreendimento no prazo
definido pelo edital do leilão e por garantir a qualidade do empreendimento de forma que o
ONS possa operar quando e por quanto tempo for necessário, sem restrições.
O grupo de estudos GESEL-UFRJ definiu cinco fases para os 45 leilões realizados entre
os anos de 1999 e 2017, tendo como variável central de corte o valor dos deságios médios
observados.
Tabela 1: Fases dos Leilões definidas pelos deságios verificados – ref. 2009 – 2017
Fonte: Grupo de Estudos do Setor Elétrico – GESEL baseado em dados da ANEEL
A primeira fase de investimento, de 1999-2002, foi a etapa inicial do modelo de
contratação com financiamento via Project Finance. Os baixos deságios podem ser atribuídos
a (i) falta de confiança dos agentes em firmar contratos de longo prazo, mesmo com
financiamento do BNDES (ausência de histórico) e (ii) relutância dos agentes em razão das
expectativas negativas que a crise de oferta de 2001-2002 impôs ao SEB.
Na segunda fase, de 2003-2007, os deságios foram maiores em função de um maior
conhecimento e confiança no modelo de investimento e dos contratos, além da abertura desse
mercado às empresas públicas federais e estaduais, focado não mais na privatização, mas na
54
expansão da capacidade instalada. Outro fator que impactou no crescimento dos deságios nesse
período foi a decisão de alterar o cálculo da RAP em 2007, que passou a ser feita de forma
plana, sem queda de 50% após 15 anos de operação do ativo, como ocorria antes.
Na terceira fase, entre 2008-2012, os deságios caem em relação à segunda fase devido
a crise financeira internacional, mas se mantém em patamar elevado graças, em grande parte,
a uma atuação mais agressiva das empresas públicas, em especial do grupo Eletrobrás, que
recebeu muitas críticas fundamentadas em argumentos sobre a falta de critérios econômicos
financeiros em relação aos deságios resultantes.
A quarta fase, de 2013-2015, pode ser considerada como a mais problemática em função
dos impactos da Medida Provisória n.º 579 de setembro de 2012 que possibilitou a renovação
dos contratos de concessão de transmissão que iriam vencer a partir de 2015 por novos
contratos com mais 30 anos de duração, mas com condições financeiras bem menos favoráveis,
representando uma perda significativa de receita para as transmissoras, na medida em que
permitiam uma redução da tarifa média ao consumidor final em todo país de 20%. Ademais, o
governo demorou a definir os valores das indenizações para os investimentos realizados na
Rede Básica no período anterior a 2000. Com isso, esses dois fatores determinaram uma
redução da capacidade de investimentos das empresas com concessões antigas e reduziu a
rentabilidade teto dos leilões.
Dessa forma, esses problemas só foram superados nos editais dos leilões de 2016, quinta
fase, com alterações e ajustes significativos nesses contratos, tais como: (i) aumentos do
WACC; (ii) aumento do prazo de construção; (iii) diferenciação maior no volume de
investimentos dos lotes e (iv) definição mais precisa nas responsabilidades dos atrasos no
licenciamento ambiental que determinaram níveis de deságios superiores à média da quarta
fase.
Entretanto, a estruturação e dinâmica do modelo de investimento só foi possível graças
à participação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A base
do modelo de investimento estruturada está na adoção da metodologia de Project Finance,
onde passaram a ser disponibilizadas linhas de financiamento aos menores custos do mercado
financeiro brasileiro, em função da garantia estar assentada nas ações da SPE e no contrato de
concessão, obtido por meio de leilão, e que prevê uma receita fixa, indexada, por 30 anos.
(CASTRO & MARTINI & BRANDÃO & LUDOVIQUE, 2018).
Sem os leilões seria difícil para o setor elétrico conseguir equilibrar oferta e consumo
de energia e, consequentemente, aumentariam-se os riscos de falta de energia e de
racionamento. Como é possível ver no gráfico 4 abaixo, dos 45 leilões com seus 409 lotes
55
realizados entre 1999 e 2017, segundo dados do Grupo de Estudo do Setor Elétrico (GESEL-
UFRJ), determinaram uma expansão expressiva do sistema de transmissão do SEB.
Gráfico 4: Extensão das Linhas de Transmissão em mil km – ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
3.5 Projeções para o setor elétrico nos próximos anos
Segundo um estudo anual da EPE em parceria com o ONS e a CCEE sobre a previsão
de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética, diversos fatores influenciaram o
comportamento da carga no SIN ao longo de 2018. Entre eles, destacaram-se uma atenuação
da expectativa de crescimento econômico, intensificada pela greve dos caminhoneiros entre o
final de maio e início de junho, redução da produção de plantas energointensivas e as
temperaturas acima da média histórica no Norte do país no final do ano.
Dessa forma, levando-se em consideração a reavaliação do impacto desses fatores sobre
o consumo e a carga, as previsões contemplaram um aumento de consumo de eletricidade no
SIN de 1,1% no ano de 2018, com crescimento observado nas classes residencial (1,3%),
industrial (1,4%), comercial (0,5%) e nas demais classes (0,9%).
Com isso, apenas no subsistema Norte houve redução do consumo, explicada pela
menor produção na indústria metalúrgica no Pará, devido a redução pela metade na produção
de planta do setor desde abril/2018. Já no Sul e no Nordeste, a maior contribuição veio do
consumo de baixa tensão, principalmente, pelo aumento do consumo nas residências.
56
No subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi o desempenho da classe industrial que
explicou o resultado positivo de 2018, destacando-se os setores metalúrgico, de extração de
minerais metálicos e automotivo.
Em relação às premissas macroeconômicas, é possível perceber que a economia
brasileira mostra sinais de uma retomada gradual, ainda que em um ritmo mais lento do que o
esperado. Desse modo, a taxa de desemprego ainda está acima de 12% e as melhorias
observadas se devem, sobretudo, ao aumento da informalidade.
Com relação aos anos seguintes, a expectativa segundo a EPE é de crescimento
econômico moderado, considerando que o país está saindo de uma crise econômica severa. Os
fatores que possibilitam o crescimento no curto prazo são o alto nível de capacidade ociosa da
economia, o estímulo da política monetária e o bom desempenho do mercado de crédito.
Enquanto isso, entre os fatores que podem limitar o crescimento destaca-se a situação fiscal
que exigirá medidas restritivas, a reforma da previdência e os impactos das políticas
protecionistas americanas sobre a economia global.
Ainda em 2019, o estudo prevê que haja retomada do nível de confiança dos empresários
e, consequentemente, aumento dos investimentos. Entretanto, um nível maior de investimentos
só deve começar a ser alcançado nos anos posteriores, quando um ambiente de maior
estabilidade e previsibilidade forem determinantes para o crescimento do setor de
infraestrutura. Além disso, ao longo do horizonte é esperado que a retomada do mercado de
trabalho proporcione um maior consumo das famílias.
Em contrapartida, com relação aos fatores que poderão limitar um melhor desempenho
da economia brasileira no médio prazo destacam-se as baixas taxas de poupança e da
produtividade da economia brasileira. Nesse sentido, espera-se um crescimento médio da
economia brasileira de 2,7% a.a. entre 2019 e 2023, com média de crescimento de 2,9% para a
agropecuária, de 3,0% para a indústria e de 2,6% para serviços.
57
Tabela 2: Projeção Anual de crescimento do PIB entre 2019 e 2023
Fonte: Previsões de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019 – 2023 – 1ª Revisão
Quadrimestral – EPE
Com relação ao consumo de energia elétrica entre o período de 2019 e 2023, é esperada
uma taxa de crescimento de 3,8% a.a, com expectativa de que o consumo industrial no SIN
nesse período observe uma taxa de crescimento de 3,4% ao ano influenciado por alguns
segmentos eletrointensivos, em especial, a indústria de alumínio primário. As classes
residencial e comercial devem registrar valores anuais de aproximadamente 3,8% e 4,0%,
respectivamente. Com isso, a projeção de consumo na rede para o horizonte em análise aponta,
em média, 187 Mwmédios.
Enquanto isso, a previsão da carga de energia, realizada a partir da previsão do consumo,
contempla a agregação de parcela de perdas. As perdas totais englobam as chamadas perdas
técnicas inerentes ao transporte da energia elétrica na rede de transmissão e distribuição e as
denominadas perdas não técnicas, que consideram ligações irregulares/clandestinas, erros de
medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, efeito calendário, etc.. Adicionalmente, as perdas totais contabilizam outras
diferenças relativas aos próprios conceitos utilizados de carga global e de consumo na rede,
como é o caso de alguns consumidores livres conectados na Rede Básica que possuem
autoprodução de energia, cujo consumo é integralmente considerado na carga global, porém
não no consumo na rede.
Assim, com base na projeção do consumo total e na evolução do índice de perdas e
diferenças, a carga de energia no SIN, obtida a partir da geração de energia de todas as usinas
ligadas ao ONS, prevista para o ano de 2019 deverá crescer em torno de 3,4% relativamente
ao ano anterior, ou seja, 2.268 Mwmédio superior à carga verificada em 2018. Nesse sentido,
no período de 2019 a 2023, prevê-se um crescimento médio da carga de energia do SIN de
3,7% ao ano, significando uma expansão média anual nos cinco anos de 2.653 Mwmédio.
58
Tabela 3: Carga de Energia projetada para 2019 – 2023 (Mwmédios)
Fonte: Previsões de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019 – 2023 – 1ª Revisão
Quadrimestral – EPE
Tabela 4: Taxa de Crescimento projetada da Carga de Energia (% ao ano)
Fonte: Previsões de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019 – 2023 – 1ª Revisão
Quadrimestral – EPE
Desse modo, após ter sido analisado o funcionamento e a estrutura do setor elétrico
brasileiro atualmente, o presente trabalho irá se propor a analisar no próximo capítulo sobre as
principais informações que dizem respeito a empresa base do estudo de caso.
59
CAPÍTULO 4 - ESTUDO DE CASO: ANÁLISE DA TAESA
4.1 Apresentação da Empresa
A Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA - é um dos maiores grupos
privados de transmissão de energia elétrica no Brasil em termos de Receita Anual Permitida
(RAP). A empresa é dedicada exclusivamente à construção, operação e manutenção de ativos
de transmissão, com aproximadamente 9.8698 km em operação e 2.857 km de extensão em
construção, totalizando cerca de 12.726 km de linhas de transmissão.
Além disso, a TAESA possui ativos em 70 subestações em operação com nível de tensão
entre 230 e 525 kV, presença em todas as regiões do país e um centro de Operação e Controle
localizado em Brasília.
Figura 7: Linhas de concessão pertencentes à TAESA - ref. 2018
Fonte: Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA
A história do Grupo TAESA se inicia no ano de 2000, quando a Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL) realiza o Leilão 002/2000-ANEEL, composto por instalações de
transmissão de energia elétrica dividida em três lotes (A, B e C). O Lote A foi vencido pelo
8 Fonte: TAESA - ref. 2018. Disponível em: http://institucional.taesa.com.br/a-companhia/nosso-negocio/.
Acesso em: 13/04/2019.
60
Consórcio Novatrans Energia, do qual faziam parte as empresas Civilia Engenharia S.A. e
Camargo Corrêa. Este consórcio constituiu uma sociedade de propósito específico (SPE)
denominada “Novatrans Energia S.A” para construir e explorar as instalações de transmissão.
Enquanto isso, o Lote C foi vencido pelo Consórcio INEPAR/ENELPOWER, constituído pelas
empresas Enelpower S.p.A. e Inepar Energia S.A. que também constituíram uma SPE
denominada “Transmissora Sudeste Nordeste S.A.” com o mesmo objetivo.
Pouco tempo após o leilão, uma das empresas integrantes do Consórcio
INEPAR/ENELPOWER adquiriu 100% do controle da TSN e da Novatrans e o transferiu para
a empresa Terna S.p.A em 2003, uma empresa italiana de grande expertise no mercado de
transmissão de energia elétrica. Em 2006, a Terna S.p.A. decide constituir no Brasil uma
holding, a Terna Participações S.A. e transfere para essa holding o controle da TSN e da
Novatrans.
Em 2009, a Terna S.p.A. vende a Terna Participações S.A. para o Fundo de Investimento
em Participações Coliseu e para a Cemig Geração e Transmissão S.A., quando a holding passa
a se chamar então Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A., dando origem a empresa
objeto do presente estudo.
Em 2006, a Terna abriu seu capital por meio de uma oferta pública inicial de ações na
BM&FBOVESPA, aderindo ao Nível 2 de Governança Corporativa, sendo a Terna S.p.A.
responsável por 66% do capital social da empresa e os outros 34%9 detidos por acionistas
minoritários (FreeFloat) e hoje a Cemig detém 21,68%10 do capital social da Taesa, a Isa
Investimentos detém 14,88% e os demais 63,44% são de acionistas minoritários.
9 Fonte: TAESA - ref. 2019. Disponível em: http://institucional.taesa.com.br/a-companhia/nossa-historia. Acesso
em: 13/04/2019.
10
Fonte: BM&FBOVESPA - ref. 2019. Disponível em: http://bvmf.bmfbovespa.com.br/cias-listadas/empresas-
listadas/ResumoEmpresaPrincipal.aspx?codigoCvm=20257&idioma=pt-br. Acesso em: 13/04/2019.
61
Tabela 5: Posição Acionária TAESA- ref. 2019
Fonte: Bolsa de Valores do Brasil - BM&FBOVESPA
Atualmente, a empresa detém 36 concessões de transmissão, sendo 10 concessões que
compõem a empresa Holding (TSN, Novatrans, ETEO, GTESA, PATESA, Munirah, NTE,
STE, ATE e ATE II), 6 investidas integrais (ATE III, São Gotardo, Mariana, Miracema,
Janaúba e Sant’Ana) possuindo 100% dos ativos e 20 participações (ETAU, Brasnorte,
Paraguaçu e Aimorés, ERB1 e em quinze concessões da TBE - Transmissoras Brasileiras de
Energia S.A.).
Figura 8: Organograma Atual da TAESA - ref. 2018
Fonte: Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA
Controladores: Possuem controle compartilhado da Companhia, por meio de acordo de
Acionistas - atualmente é composto pela Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG) e
a ISA Investimentos e Participações do Brasil.
Controladas: ATE III, São Gotardo, Mariana, Miracema, Janaúba e Sant’Ana
62
Controladas em Conjunto: ETAU, Brasnorte, Aimorés, Paraguaçu e Ivaí (ERB1)
Coligadas11: (i) Com participação direta: EATE, ECTE, ENTE e ETEP; (ii) Com
participação indireta: STC, ESDE, Lumitrans, ETSE e ESTE e (iii) Com participação direta e
indireta: EBTE, ERTE, EDTE, Transleste, Transirapé e Transudeste. Em conjunto, todas essas
empresas são denominadas de “Grupo TBE”.
As empresas controladas, controladas em conjunto e coligadas são sociedades de capital
fechado, não possuem ações negociadas em Bolsa de Valores e são domiciliadas no Brasil com
sede nos seguintes estados: Rio de Janeiro (ATE III, São Gotardo, Mariana, Miracema,
Janaúba, ETAU, Brasnorte e Sant’Ana), Santa Catarina (Lumitrans, STC e ECTE), São Paulo
(Aimorés, Paraguaçu e Ivaí (ERB1), ERTE, EBTE, ETEP, ETSE, EATE, ENTE, ESDE e
ESTE), Minas Gerais (Transleste, Transudeste e Transirapé) e Bahia (EDTE).
Todas as empresas nas quais a Companhia possui participação têm por objetivo social
principal operar e usar as concessões de serviços públicos de transmissão de energia para
implementar, operar e manter as instalações da Rede Básica por um período mínimo de 30
anos.
4.2 Práticas Contábeis do Setor de Transmissão de Energia Elétrica
Antes de iniciar a análise dos Resultados da empresa dos anos anteriores para buscar
tendências que nos ajudem a projetar o futuro dessa organização, faz-se necessário entender
quais são as particularidades das práticas contábeis existentes do mercado de Energia Elétrica
brasileiro.
Há dois métodos de contabilização aplicados no setor de transmissão no Brasil. Um
deles segue as práticas contábeis das Normas Internacionais de Relatório Financeiro, o IFRS
(International Financial Reporting Standards), também conhecido como Contabilização em
IFRS ou Contabilização Societária. O outro método utilizado segue as normas contábeis do
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL),
sendo conhecido como Contabilização Regulatória.
O Brasil passou a adotar, a partir de 2010, as Normas Internacionais de Contabilidade
(IFRS) com base na Lei 11.638/2007 sancionada pelo Governo Federal brasileiro no final de
2007, alterando a Lei das Sociedades por Ações de 1976. A nova lei determinou que todas as
11
Coligada é uma entidade sobre a qual o Grupo possui influência significativa e que não se configura como uma
Controlada. Influência significativa é o poder de participar nas decisões sobre as políticas financeiras e
operacionais da investida, sem exercer controle individual ou conjunto sobre essas políticas.
63
empresas brasileiras de capital aberto devem apresentar seus demonstrativos financeiros
elaborados segundo a norma internacional de contabilidade IFRS.
Com isso, na Contabilização em IFRS, os investimentos são reconhecidos no balanço
patrimonial como ativo financeiro, conforme a Resolução nº 1.261 de 10/12/2009 (Conselho
Federal de Contabilidade). Como consequência, a receita societária reflete a movimentação do
ativo financeiro. Enquanto isso, na Contabilização Regulatória, a receita representa de fato os
recebimentos, a Receita Anual Permitida (RAP), e portanto, o resultado Regulatório reflete o
fluxo de caixa da companhia. Além disso, os investimentos são reconhecidos no balanço
patrimonial como ativo imobilizado.
Ademais, em 2009, o Comitê de Pronunciamentos Contábeis, conhecido como CPC,
emitiu o ICPC 01, uma instrução normativa que define como deve ser feita a contabilização de
concessões de serviço públicos a entidades privadas, caso do setor de transmissão de energia
elétrica. Tal instrução é uma tradução fiel do IFRIC 12 - instrução emitida pelo Conselho
Internacional de Normas Contábeis.
Nesse sentido, seguindo o processo de convergência das normas de contabilidade
brasileira à contabilidade internacional, em 2009, a CVM obrigou a adoção do ICPC 01 para
os exercícios encerrados a partir de dezembro de 2010. Desde então, o setor de transmissão de
energia passou a utilizar para a contabilização de seu negócio a norma internacional IFRS a
partir do IFRIC 12/ICPC 01.
Desse modo, no âmbito da instrução, a entidade privada constrói uma infraestrutura,
conhecida como Sociedade de Propósito Específico (SPE), para utilização de um serviço
público e sua manutenção e operação ficam a cargo dessa entidade durante determinado
período de tempo. Assim, a infraestrutura construída pelo operador não é registrada como ativo
imobilizado do próprio operador porque o contrato de concessão não transfere ao
concessionário o direito de controle e muito menos de propriedade do uso da infraestrutura de
serviços públicos, ou seja, o concessionário obtém o direito de operar a infraestrutura para a
prestação dos serviços públicos e é remunerado pela disponibilização dessa infraestrutura.
Como, apesar da Contabilização Regulatória refletir o fluxo de caixa da companhia, a
distribuição de dividendos aos acionistas é realizada com base nas demonstrações financeiras
em IFRS, além da Contabilização em IFRS ser o método contábil reconhecido pelo fisco e a
Contabilização Regulatória não ser auditada, o presente estudo irá analisar os resultados da
empresa estudada, bem como projetar os resultados futuros esperados, com base no método de
Contabilização em IFRS.
64
4.3 Desempenho Econômico-Financeiro Histórico da Empresa
4.3.1 Desempenho Operacional
O desempenho operacional das empresas de transmissão de energia elétrica pode ser
medido por dois indicadores, sendo eles a Taxa de Disponibilidade da Linha e a Parcela
Variável. A Taxa de Disponibilidade da Linha é uma medida de tempo, sendo estritamente um
indicador operacional e seu cálculo consiste em dividir o número de horas que a linha fica
disponível pelo número de horas contidas em 1 ano (8.760 horas), medido por trechos de 100
km.
Abaixo é disponibilizado o gráfico 5 com o desempenho consolidado da taxa de
disponibilidade das linhas de transmissão da Taesa entre os anos de 2012 e 2018, não
considerando, portanto, o desempenho das empresas ETAU, Brasnorte, Transmineiras e TBE,
onde é possível ver um desempenho operacional consistente ao longo dos anos.
Gráfico 5: Taxa de Disponibilidade da Linha 2012 - 2018 - ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados 4T2018 - TAESA
Enquanto a Taxa de Disponibilidade da Linha não tem impacto sobre os resultados da
Companhia, a Parcela Variável (PV) é o indicador que mostra o impacto da indisponibilidade
da linha de transmissão na demonstração de resultados da empresa. Contudo, devido ao
comportamento instável da Parcela Variável no curto prazo, as empresas de transmissão
medem esse indicador analisando o valor da Parcela Variável em relação à RAP.
65
Nos gráficos 6 e 7 a seguir é possível ver como esse indicador variou ao longo dos anos
de 2012 a 2018. Em 2018, a PV foi de R$ 20,3 MM impactada, principalmente, por (i)
desligamentos automáticos na ATE III devido a danos por tiro em cadeia de isoladores; (ii)
dois desligamentos automáticos na ATE III, os dois por explosão em fases e (iii) reversões de
uma série de provisionamentos em 2017. Já em 2015, a PV ocorreu devido, principalmente, a
(i) eventos intempestivos no Compensador Estático, queima de um reator e incêndio em um
filtro na TSN e (ii) acidentes no reator de linha e danificações da bucha do reator na Novatrans.
Gráfico 6: Parcela Variável / RAP (%) 2012 - 2018 - ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados 4T2018 - TAESA
Gráfico 7: Parcela Variável (R$ MM) 2012 - 2018 - ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados 4T2018 - TAESA
* Considera a PV referente à participação de 50% nas concessões da Usina durante o 1S12
66
4.3.2 Receita Anual Permitida (RAP)
De acordo com a definição da ANEEL, a Receita Anual Permitida (RAP) é o valor, em
reais (R$), por ano, que as transmissoras têm direito pela prestação de serviço público de
transmissão aos usuários a partir da entrada em operação comercial das instalações de
transmissão, entendendo-se que operação comercial é a situação em que as instalações de
transmissão estejam à disposição do ONS para operação, após execução de todos os
procedimentos de comissionamento das instalações de transmissão e emissão do Termo de
Liberação (TL), expedido pelo ONS, segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL.
Ainda segundo a ANEEL, para cada concessão, a Receita Anual Permitida é
determinada pelo método do Fluxo de Caixa Descontado do projeto, sendo obtida pelo valor
capaz de tornar igual a zero o valor presente líquido (VPL) do fluxo de caixa do projeto (FCP)
e utilizando como taxa de desconto a taxa calculada pelo método WACC (Custo Médio
Ponderado de Capital).
Para as transmissoras que têm seus contratos de concessão renovados, a RAP é
calculada com base nos custos de Operação e Manutenção conforme estabelece a Lei 12.783,
de 11 de janeiro de 2013, e nos casos em que os estudos indicam a necessidade de reforços na
concessão de transmissão, a ANEEL calcula um valor adicional a RAP com o intuito de
remunerar as novas instalações, sempre por meio de uma Resolução Autorizativa.
Como as Receitas são ajustadas anualmente pelo IGP-M ou pelo IPCA, as empresas de
transmissão são naturalmente protegidas contra a inflação. Assim, a RAP é anualmente
ajustada pelo índice de inflação de 12 meses. Contudo, a ANEEL prevê que a RAP seja
descontada, mediante redução em base mensal, devido à indisponibilidade e/ou redução de
capacidade operativa das funções de transmissão, conforme regulamentação estabelecida pelo
órgão.
De acordo com Contrato de Concessão da ANEEL, a fórmula para reajuste da RAP das
transmissoras para cada ano de prestação de serviço é dada como segue.
RAi = RAi-t x [V]i (Equação 16)
Onde:
i = Ano de referência para o qual está sendo calculado o reajuste
RAi = Receita Anual Permitida para o ano i
67
RAi-t = Receita Anual Permitida no ano i-1
[V]i = Número obtido pela divisão do IGP-M (ou IPCA) do segundo mês anterior à data
de reajuste em processamento pelo IGP-M (ou IPCA) do segundo mês anterior à data de
referência definida no Contrato de Concessão.
IGP-M = Índice Geral de Preços do Mercado, da Fundação Getúlio Vargas
IPCA = Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, do Instituto Brasileiro de
Geografia e Estatística (IBGE)
Na tabela 7 é possível ver um histórico da evolução da RAP da TAESA entre os ciclos
de 2011-2012 e 2018-2019, o qual valerá até 30 de junho de 2019.
Tabela 6: Reajuste das Concessões entre os Ciclos de 2011-2012 e 2018-2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados das Demonstrações de Resultado da TAESA
68
Tabela 7: Ciclos da RAP proporcionais à participação da Taesa
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados das Demonstrações de Resultado da TAESA
O reajuste da RAP para o Ciclo 2018-2019 foi diferente da inflação em algumas
concessões pelos seguintes motivos: (i) Novatrans, TSN, GTESA NTE, EATE e ETEP
sofreram o corte de 50% da RAP em razão da entrada no 16º (décimo sexto) ano de operação
comercial, quando a RAP passa a ser de 50% da RAP do 15º (décimo quinto) ano de operação
comercial, estendendo-se até o término do prazo de concessão fixado nos Contratos de
Concessão nas concessões leiloadas entre os anos de 1999 e Novembro/2006, conforme
explicado no item 3.4 desse presente estudo; (ii) STE apresentou entrada em operação de novas
melhorias; (iii) São Gotardo apresentou efeito de revisão tarifária; (iv) Brasnorte apresentou
entrada em operação de novas melhorias e (v) EBTE apresentou entrada em operação de
reforço.
69
Apesar de seis concessões terem sofrido redução de 50% da RAP, a mesma não teve
uma queda acentuada no Ciclo 2018-2019 porque essa redução foi em grande parte
compensada pela correção monetária positiva nos últimos 12 meses.
Ademais, cabe comentar também que algumas concessões só passaram a ter suas RAPs
consideradas receitas a partir do momento em que foram adquiridas pela empresa. Por exemplo,
a concessão EATE entrou em operação comercial em março de 2003, porém sua RAP só passou
a ser contabilizada na receita da Taesa no Ciclo 2013-2014 quando a ANEEL autorizou a
transferência para a TAESA das ações detidas pela CEMIG e pela CEMIG-GT em
concessionárias de transmissão de energia elétrica que, em conjunto, são conhecidas como
“Transmissoras Brasileiras de Energia S.A.” (“TBE”).
Enquanto isso, as concessões de Mariana, Miracema, Aimorés, Paraguaçu, ESTE,
Janaúba, Ivaí, EDTE e Sant’Ana ainda encontram-se em fase de construção e, portanto, suas
RAPs não estão sendo consideradas na demonstração da tabela 7 por não fazerem parte da RAP
Operacional da empresa no ciclo 2018-2019.
4.3.3 Ativo Contratual de Concessão e Receita Operacional
Conforme comentado anteriormente no item 4.2 do presente estudo, na Contabilização
Regulatória o resultado representa de fato os recebimentos da companhia, refletindo o fluxo de
caixa da mesma em determinado período e, portanto, a receita contabilizada é a Receita Anual
Permitida.
Enquanto isso, na contabilização em IFRS até o 3º trimestre de 2018 os investimentos
eram reconhecidos como Ativo Financeiro a custo amortizado, conforme Resolução nº 1.261
de 10/12/2009. Como consequência, a receita em IFRS refletia a movimentação do Ativo
Financeiro. Contudo, a partir de janeiro/2018, passou a ser obrigatório a adoção do IFRS 9
(CPC 48) ou IFRS 15 (CPC 47), cujos princípios se baseiam no modelo de negócio que
identifica o contrato com o cliente e suas respectivas obrigações contratuais, definindo-se o
preço da transação e reconhecimento da receita a partir da realização dessas obrigações.
Dessa forma, algumas mudanças contábeis precisaram ser realizadas no resultado de
2018 da Companhia para atender as novas especificações. Por exemplo, a taxa considerada
para cálculo do Ativo Financeiro era a Taxa de Remuneração do Ativo Financeiro (TRAF) que
igualava o valor presente dos investimentos com o valor presente do fluxo de recebimentos do
ativo financeiro, ou seja, a taxa interna de retorno do fluxo. Para o cálculo do Ativo Contratual
de Concessão, a taxa adotada passa a ser a taxa de mercado à época do Leilão, fixada ao longo
do prazo de concessão.
70
Nesse sentido, o Ativo Contratual de Concessão passa a ser calculado mensalmente a
partir do fluxo futuro dos recebimentos trazidos a valor presente pela Taxa do Projeto, enquanto
a Receita de Remuneração é calculada com base na Taxa do Projeto sobre o saldo do Ativo
Contratual e passa a ser contabilizada somente após a entrada em operação do projeto.
Além disso, no novo método contábil adotado, as eficiências geradas no projeto em
construção são contabilizadas como margem de construção na receita. Isto é, a Receita de
Construção passa a constituir uma margem de construção, calculada pela diferença entre o VPL
da RAP e Valor Futuro do Custo de Construção no momento da entrada em operação. Isso
ocorre porque entende-se que mesmo após a conclusão da fase de construção da infraestrutura
de transmissão segue existindo um ativo de contrato, uma vez que é necessário a satisfação da
obrigação de operar e manter para que a Companhia passe a ter direito incondicional de receber
caixa.
Portanto, se antes no Ativo Financeiro o impacto da construção no resultado era
praticamente nulo durante a fase pré-operacional (receita de construção era igual ao custo de
construção mais PIS/COFINS), agora no Ativo Contratual a margem de construção impactará
a Demonstração de Resultados do projeto. Em outras palavras, a Receita de Construção passa
a ser calculada pelo custo de construção mais a margem de construção ao longo do período pré-
operacional.
Resumindo-se, as receitas que geram resultado para a Companhia são classificadas nos
seguintes grupos:
a) Remuneração do Ativo Contratual de Concessão: Juros reconhecidos pelo
método linear com base na taxa que melhor representa a remuneração dos
investimentos da infraestrutura de transmissão (WACC Aneel), por considerar os
riscos e prêmios específicos do negócio. A taxa busca precificar o componente
financeiro do ativo de contrato, determinada na data de início de cada contrato de
concessão. A taxa de retorno incide sobre o montante a receber do fluxo futuro de
recebimento de caixa.
b) Receita de Correção Monetária do Ativo Contratual de Concessão: Correção
reconhecida com base no índice de correção definido para cada contrato de
concessão (IGP-M ou IPCA) assinado com o Poder Concedente, a partir da entrada
em operação comercial do empreendimento.
71
c) Receita de Operação e Manutenção (O&M): Serviços de operação e manutenção
das instalações de transmissão de energia elétrica, que tem início após o término da
fase de construção e que visa a não interrupção da disponibilidade dessas
instalações e é ajustado anualmente pela inflação (IGP-M ou IPCA) da mesma
forma que a RAP. Ou seja, quando a concessionária presta serviços de operação e
manutenção, é reconhecida a receita pelos valores dos custos incorridos no primeiro
ano de operação, com base nos valores estimados no momento do leilão, acrescida
da margem de operação. Posteriormente, a receita sofrerá alteração em função da
inflação, à medida em que ocorrer a prestação de serviços.
d) Receita de Construção: Serviços de implementação da infraestrutura, ampliação,
reforço e melhorias das instalações de transmissão de energia elétrica. As receitas
de infraestrutura são reconhecidas conforme os gastos incorridos e calculadas
acrescendo-se as alíquotas de PIS e COFINS e margem de construção ao valor do
investimento, uma vez que os projetos embutem margem suficiente para cobrir os
custos de implementação da infraestrutura e encargos, considerando que boa parte
de suas instalações é implementada através de contratos terceirizados com partes
não relacionadas. As variações positivas ou negativas em relação à margem
estimada são alocadas no resultado quando incorridas.
e) Parcela Variável (PV): Penalidade decorrente da indisponibilidade das linhas de
transmissão, aplicada sobre as receitas de operação, manutenção e construção.
Já a movimentação do Ativo Contratual de Concessão é feita a partir da seguinte
fórmula:
Ativo Contratuali = Ativo Contratual i-1 + Remuneração do Ativo Contratual + Receita
de Correção Monetária + Receita de Construção - RAP (Equação 17)
Ao final do prazo de 30 anos de Concessão é facultado à ANEEL o pleno direito de
extinção da concessão e o exclusivo critério de prorrogar o referido Contrato até a assunção de
uma nova transmissora. Com isso, com a extinção da concessão, ocorrerá a reversão dos bens
vinculados ao serviço ao Poder Concedente, sendo aqui o MME, o qual deverá proceder ao
levantamento e avaliações para determinação do montante de indenização devida à
72
transmissora. Entretanto, para fins de estudo e levantamento de dados, entende-se que a melhor
estimativa para o valor de indenização é o valor residual contábil do ativo imobilizado.
Todavia, a outra opção que também depende de critério exclusivo da ANEEL constitui-
se na renovação do Contrato de concessão que poderá ser prorrogado por no máximo mais 30
anos, mediante requerimento prévio da transmissora e com o objetivo de assegurar a
continuidade e qualidade do serviço público.
Gráfico 8: Evolução da Receita Operacional Bruta Consolidada IFRS (R$ MM)
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados - TAESA
A Receita Bruta Operacional IFRS Consolidado teve um aumento de 49% em 2018 em
comparação com 2017 impactada pela maior inflação no último ano e pela adoção do CPC 47
que, conforme explicado, gera impacto contábil nas linhas de Receita de Remuneração e de
Receita de Construção. Nesse sentido, devido a eficiência dos empreendimentos de Miracema
e Janaúba, subsidiárias integrais da Taesa, a empresa registrou um aumento na Receita de
Construção de R$ 326,6 MM entre os anos de 2017 e de 2018.
Já no ano de 2017, a receita operacional bruta teve uma queda de R$ 330,4 MM
comparada com o ano de 2016 e abaixo do que vinha sendo realizado nos anos anteriores em
razão, principalmente, do índice IGP-M acumulado entre esses anos no qual foi apurada uma
inflação de 7,12% em 2016 e uma deflação de 0,88% em 2017, sendo a base de correção de
2017 os meses de dezembro de 2016 a novembro de 2017.
4.3.4 Custos e Despesas
Contabilmente falando, os custos são gastos diretamente relacionados à atividade fim
de uma empresa, ou seja, são aqueles gastos que tem relação direta com a produção ou a
73
aquisição de estoques, como o custo da matéria prima, mercadorias compradas para revenda e
o salário dos trabalhadores de uma linha de produção, por exemplo.
Já as despesas não têm ligação direta com a atividade fim desempenhada, abrangendo
os gastos administrativos e os gastos relacionados com a atividade de venda do produto, como
as comissões dos vendedores, a publicidade e os salários dos funcionários do escritório, por
exemplo.
Desse modo, no que diz respeito a classificação de custos e despesas na Demonstração
de Resultados, a companhia Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. utiliza uma
classificação baseada na função desses custos e despesas, cuja natureza dos principais
montantes é demonstrada a seguir.
a) Custos com Materiais: Estão diretamente relacionados aos custos de aquisição de
materiais, serviços prestados e outros custos utilizados na fase de construção e na
manutenção das linhas de transmissão.
b) Custos com Pessoal: Custos relacionados a mão de obra empregada direta ou
indiretamente, consistindo dos custos de salários dos funcionários, dos encargos
previstos em Lei, do custo com benefícios oferecidos de forma espontânea ou
concedidos em razão de acordos firmados e custos com rescisões trabalhistas,
dentre outros.
c) Custo com Serviços de Terceiros: Custos com operação, manutenção,
compartilhamento de instalações, comunicação, vigilância e serviços de
engenharia, dentre outros.
d) Despesas com Serviços de Terceiros: Despesas com consultorias, serviços
gráficos, comunicação, manutenção de veículos, viagens, Auditoria, serviços
Advocatícios e com T.I, entre outros.
e) Outros custos Operacionais: Custos com aluguéis, combustível, seguros,
reembolso de custos e perda na alienação de bens.
74
f) Outras Receitas (Despesas) Operacionais: Despesas com taxas, contribuições,
ganhos na alienação de bens, aluguéis, indenizações, doações, patrocínios e
compensação ambiental.
Gráfico 9: Evolução dos Custos e Despesas Consolidado IFRS (R$ MM) 2011-2018
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados - TAESA
Gráfico 10: Evolução dos Custos e Despesas Consolidado IFRS por grupo (R$ MM)
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados - TAESA
Em 2018, os custos e despesas consolidados IFRS foram acima da média anual que a
empresa vinha seguindo e essa variação foi ocasionada principalmente pelos seguintes fatores.
Na linha de Pessoal, o aumento positivo de 3,7% entre 2017 e 2018 está relacionado ao
reajuste salarial dos funcionários pelo acordo coletivo e aumento do quadro de pessoal em
2018. No que diz respeito aos Serviços de Terceiros, houve aumento de 9,4% entre os dois
últimos anos explicado principalmente pelo maior gasto com manutenção de equipamentos,
serviços advocatícios e de T.I. e viagens.
75
A linha de Outras Despesas Operacionais foi impactada em 2018 pela revisão e
atualização das provisões para contingências judiciais no valor de aproximadamente R$ 14
MM. Excluindo esse evento não recorrente, o resultado de 2018 ficaria em linha com o
registrado nos anos anteriores.
Por fim, no que diz respeito a linha de Material, a qual teve a maior variação em 2018,
pode-se justificar pelo crescimento de R$ 161,8 MM na evolução na construção do projeto de
Miracema (R$ 79,8 MM) - o qual já tinha impactado positivamente o aumento desse custo em
60,2% entre 2016 e 2017 - Janaúba (R$ 26,9 MM), do banco de Capacitores (R$ 27,4 MM) e
dos reforços e melhorias na TSN e na ATE II (R$ 36,8 MM).
4.3.5 Imobilizado e Intangível
Itens do imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição ou construção,
deduzidos do valor da depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recuperável
(“impairment”) acumuladas, referentes aos ativos tangíveis não vinculados à infraestrutura de
concessão. Quando há ganhos e perdas na alienação12 de um item do imobilizado, apurados
pela diferença entre os recursos advindos da alienação e o valor contábil do imobilizado, esses
valores são reconhecidos em outras receitas e despesas operacionais no resultado.
Os itens do imobilizado são depreciados a partir da data em que são instalados e estão
disponíveis para uso, normalmente pelo método linear, no resultado do exercício com base na
vida útil econômica de cada componente, sendo que terrenos não são depreciáveis. No caso da
Taesa, as taxas médias ponderadas de depreciação utilizadas para os itens do imobilizado são
as seguintes:
- Edifícios: 4%
- Máquinas e Equipamentos: 4,5%
- Edificações, obras civis e benfeitorias: 3,7%
- Móveis e Utensílios: 11%
- Veículos: 24%
Enquanto isso, são itens considerados intangíveis: (i) Softwares mensurados pelo custo
total de aquisição deduzidos das despesas de amortização; (ii) Marcas e Patentes registradas
12
Alienação de Bens contabilmente é a transferência de bens de um indivíduo para um terceiro, devendo, portanto,
serem baixados do Ativo o custo de aquisição dos bens e os acréscimos posteriores e/ou as reavaliações, se
houverem.
76
pelo custo de aquisição e (iii) Intangível de concessão referente à alocação da mais-valia nas
combinações de negócios.
No caso da amortização desses itens, o valor é calculado sobre o custo do ativo, ou outro
valor substituto ao custo, deduzido do valor residual e é reconhecido no resultado com base,
normalmente, no método linear com relação às vidas úteis estimadas de ativos intangíveis, que
não ágio, a partir da data em que estes estão disponíveis para uso. A Taesa utiliza como taxa
média ponderada de amortização para os itens do intangível com vida útil definida os seguintes
valores:
- Softwares: 20%
- Intangíveis de Concessão: 4,96%
- Marcas e Patentes: Não sofrem amortização, por terem vida útil considerada indefinida
4.3.6 Impostos
Contabilmente, considera-se como imposto corrente os impostos a pagar ou a receber
esperados sobre o lucro ou prejuízo tributável do exercício, às taxas de impostos determinadas
na data de apresentação das demonstrações financeiras e qualquer ajuste aos impostos a pagar
com relação aos exercícios anteriores.
Já os impostos diferidos são reconhecidos com relação às diferenças temporárias entre
os valores contábeis de ativos e passivos para fins contábeis e os correspondentes valores
usados para fins fiscais. Os impostos diferidos são mensurados pelas alíquotas que se espera
serem aplicadas às diferenças temporárias quando elas revertem, baseando-se nas alíquotas
vigentes na data de apresentação das demonstrações financeiras.
Em relação aos impostos devidos, as empresas de transmissão de energia elétrica são
responsáveis pelo ISS (Imposto sobre serviços), pelo PIS (Programa de Integração Social), pelo
COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social), pelo IRPJ (Imposto de
Renda das Pessoas Jurídicas) e pelo CSLL (Contribuição Social sobre o Lucro Líquido).
Todavia, algumas empresas do grupo Taesa possuem o benefício fiscal
SUDAM/SUDENE os quais têm como base de cálculo o resultado IFRS de cada concessão.
Esses benefícios são incentivos fiscais conferidos pela Superintendência do Desenvolvimento
da Amazônia (SUDAM) e pela Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE)
em atividades diretamente relacionadas à produção nessas regiões e reduzem em 75% o
Imposto de Renda devido na exploração das concessões de transmissão.
77
A tabela 8 mostra o regime fiscal de cada concessão, bem como indica aquelas que
possuem benefício fiscal, a data de término do benefício e a alíquota de PIS e COFINS de cada
concessão.
Tabela 8: Regime Fiscal de cada Concessão - ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados - TAESA
78
O Imposto de Renda e a Contribuição Social correntes e diferidos são calculados com
base no lucro real, a alíquota de 15%, acrescida do adicional de 10%, sobre o lucro tributável
excedente de R$ 240 para Imposto de Renda e 9% sobre o lucro tributável para Contribuição
Social, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social,
limitada a 30% do lucro tributável anual.
Contudo, como pode ser visto na tabela 8, existem dois tipos de regra de incidência de
IRPJ e CSLL por regime fiscal, sendo eles:
a) Lucro Real: A empresa deve antecipar os tributos mensalmente, com base no
faturamento mensal, sobre o qual aplicam-se percentuais predeterminados, de
acordo com o enquadramento das atividades, para obter uma margem de lucro
estimada sobre a qual recai o IRPJ e a CSLL. No final do ano, a pessoa jurídica
levanta o balanço anual e apura o lucro real do exercício, calculando em definitivo
o IRPJ e a CSLL e descontando as antecipações realizadas mensalmente.
Eventualmente, as antecipações podem ser superiores aos tributos devidos,
ocasionando um crédito em favor do contribuinte.
b) Lucro Presumido: O IRPJ e a CSLL pelo Lucro Presumido são apurados
trimestralmente. A alíquota de cada tributo (IRPJ e CSLL) incide sobre as receitas
com base em percentual de presunção variável, dependendo da atividade. No caso
da Taesa, as alíquotas de presunção de IRPJ e CSLL são 8% e 12%,
respectivamente.
4.3.7 Receitas e Despesas Financeiras
As Receitas Financeiras são receitas geradas, na sua essência, de um superávit
temporário de caixa provocado pelo desequilíbrio entre as entradas e as saídas de eventos
ligados à operação. Dessa forma, esse caixa temporariamente ocioso é aplicado no mercado
financeiro, até o momento da sua saída para o pagamento de um serviço da dívida, de um
dividendo, entre outros. Com isso, as receitas financeiras são relacionadas aos fluxos da
empresa de caráter monetário, constituindo-se de juros recebidos e dos rendimentos das
aplicações financeiras.
79
Enquanto isso, as despesas financeiras são as despesas provenientes da contratação de
financiamentos bancários ou operações semelhantes, sendo os principais gastos com a
amortização desses financiamentos e o pagamento dos juros a eles relacionados.
Gráfico 11: Receitas e Despesas Financeiras Consolidadas (R$ MM) 2011-2018
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Divulgação de Resultados - TAESA
Analisando a evolução do resultado financeiro da Taesa ao longo dos anos de 2011 a
2018, no que diz respeito às receitas financeiras é possível perceber que a mesma segue uma
evolução linear, sendo a variação entre os anos explicada, principalmente, pelo maior (menor)
acúmulo de caixa em razão do menor (maior) volume de dividendos pagos em função da queda
(aumento) do resultado no exercício, sendo os anos de 2012 e 2013 exceções em relação aos
demais porque nesses dois anos a Companhia detinha em caixa os recursos do IPO.
No que diz respeito às despesas financeiras, a queda entre os anos de 2016 e 2017 é
explicada, principalmente, pela queda do CDI e do IPCA e pela redução da dívida bruta em R$
289,7 MM em razão da amortização de principal e juros no valor de R$ 1.054,6 MM referente
a 2ª e a 3ª emissão de debêntures e a captação de R$ 542,7 MM.
Em relação ao endividamento do Grupo, consolidando proporcionalmente as empresas
controladas em conjunto e coligadas, o total da dívida bruta fechou o ano de 2018 em R$ 3.908
MM com um caixa de R$ 1,708 MM, considerando os seguintes valores: (i) Dívidas da TBE
no montante de 569,6 MM e caixa/aplicações de R$ 234,1 MM; (ii) Dívidas da ETAU no valor
de R$ 16,7 MM e caixa/aplicações de R$ 6,8 MM; (iii) Caixa/aplicações da Brasnorte no valor
de R$ R$ 3,8 MM e (iv) Dívida das Transmineiras no montante de R$ 51,1 MM e
caixa/aplicações de R$ 9,4 MM. Dessa forma, a relação dívida líquida sobre EBITDA ficou
em 1,7x ao final do ano de 2018, 13,3% maior que o 1,5x registrado em 2017.
80
Figura 9: Dívida por Empresa 4T2018 (R$ MM) e Estrutura de Capital - ref. 2019
Fonte: Dados da Divulgação de Resultados - TAESA
4.3.8 Investimentos
Em 2018, o Grupo Taesa, considerando suas controladas, controladas em conjunto e
coligadas, investiram o total de R$ 208,7 MM contra R$ 94,5 MM investidos em 2017,
referentes aos empreendimentos em construção. O aumento de R$ 114,2 MM entre os períodos
foi decorrente, principalmente, dos maiores gastos com a construção de Miracema e aos
maiores gastos com os projetos EDTE, Ivaí, ESTE, Aimorés e Paraguaçu, conforme pode ser
visto na tabela 9.
Tabela 9: Evolução do Custo de Construção - ref. 2019
Fonte: Dados da Divulgação de Resultados - TAESA
Atualmente, a Taesa possui nove empreendimentos em construção sendo quatro deles
concessões com participação de 100% com um investimento total estimado de R$ 5.595 MM
e uma RAP de R$ 964 MM (Ciclo 2018-2019). Considerando apenas a participação da Taesa
81
nessas concessões, o montante a ser investido é de R$ 3.774 MM com uma RAP de R$ 643
MM.
Figura 10: Projetos em Construção - ref. 2019
Fonte: Dados da Divulgação de Resultados - TAESA
Dos nove empreendimentos, o mais recente é o projeto de Sant’Ana que foi assinado
em março de 2019 e houve apenas a constituição da empresa. O projeto de Ivaí, segundo mais
recente adquirido, está com o projeto básico em desenvolvimento e licenciamento ambiental
em andamento, mas já adquiriu Licença Prévia (LP) para as instalações de 230 kV, emitida em
setembro 2018.
Os projetos de ESTE, Janaúba, Aimorés e Paraguaçu foram todos concedidos em
fevereiro de 2017, mas encontram-se em estados diferentes de andamento. Os projetos de
Aimorés e Paraguaçu já obtiveram o projeto básico protocolado na ANEEL e foi emitida
Licença Prévia (LP) de ambos em outubro de 2018, aguardando agora a Licença Ambiental. O
projeto de ESTE também já teve seu projeto básico protocolado na ANEEL, mas o mesmo já
foi aprovado no ONS, bem como já obteve Licença Prévia (LP) emitida em janeiro 2019,
aguardando Licenciamento Ambiental.
Já o projeto de Janaúba é o mais avançado dos quatro, tendo seu projeto básico aprovado
pela ANEEL e pelo ONS e Licença Prévia (LP) emitida em setembro 2018, bem como já foi
protocolado no IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis) o relatório de respostas ao parecer com comentários, visando a obtenção da
82
Licença de Instalação. O projeto agora aguarda o Licenciamento Ambiental, mas já houve
contrato de financiamento assinado junto ao BNB (Banco do Nordeste do Brasil S.A.) em
setembro 2018 e foi feita a 1ª emissão de Debêntures em janeiro de 2019.
Os projetos de Mariana, Miracema e EDTE têm previsão de conclusão para dezembro
2019, mas também encontram-se em fases distintas de projeto. O mais antigo deles, Mariana,
teve sua Licença Prévia (LP) emitida em março 2017 e as Licenças de Instalação (LI) e
Operação (LO) emitidas em dezembro 2018, iniciando as obras das subestações, contudo ainda
aguarda o Licenciamento Ambiental.
O projeto de Miracema já teve todas as licenças ambientais adquiridas e, com isso, as
obras de todos os empreendimentos estão em andamento dentro do cronograma ANEEL. Por
fim, o projeto EDTE teve sua Licença Prévia emitida em junho de 2018 e Licença de Instalação
emitida em janeiro de 2019, aguardando o Licenciamento Ambiental, já tendo realizado a 2ª
Emissão de Debêntures em dezembro 2018.
4.3.9 Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio
Dividendos são parte do lucro de uma empresa que são divididos com seus acionistas,
como uma forma de bonificação ao investimento feito. Ou seja, ao adquirir uma ação, o
acionista passa a ter parte da empresa e, com isso, os direitos acerca dos lucros que ela tiver,
podendo os dividendos serem pagos em dinheiro ou em forma de ações adicionais.
Assim, ao fim do exercício da empresa, normalmente ao ano, ao semestre ou ao
trimestre, são mensurados os gastos e rendimentos do período, inclusive o quanto deve ser pago
ao governo em forma de impostos. Se houver lucro, o conselho administrativo da empresa
decide o quanto deve ser distribuído, considerando que no Brasil é obrigatório às Sociedades
Anônimas distribuírem no mínimo 25% do lucro aos acionistas.
Aos acionistas inscritos na empresa são transferidos os valores que correspondem às
suas partes, o que significa que cada um recebe um valor fixo por ação adquirida, ou calculado
percentualmente. Quanto menos dividendos a empresa pagar, pode significar que ela pretende
fazer um reinvestimento em suas atividades.
Como os dividendos são uma parcela do lucro que é apurado pela companhia, quando
entram na conta do acionista, já o fazem com todos os seus impostos devidamente tributados
pela companhia em questão, visto que, se ocorresse um desconto ali proveniente de algum
imposto, este seria um caso de bitributação.
83
Enquanto isso, os Juros sobre Capital Próprio (JCP) são uma outra forma de uma
empresa distribuir os seus lucros, porém, contabilmente falando, este provento é visto como
uma despesa para a Companhia, pois o mesmo é considerado antes do seu lucro líquido.
Consequentemente, por ser entendido pela contabilidade como uma despesa, os JCP
afetam diretamente os lucros da Companhia, da mesma forma que outras despesas como
despesas comerciais e administrativas. Dessa forma, como resultado da redução dos lucros, a
empresa paga menos Imposto de Renda sobre seus resultados. Então, quando os JCP são pagos
aos acionistas, estes ainda não foram tributados, o que faz com que os mesmos tenham seu
imposto de renda devidamente descontados do acionista no ato do pagamento.
No caso da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A., o estatuto social prevê o
pagamento de dividendo anual mínimo obrigatório de 50%, calculado sobre o lucro líquido do
exercício nos termos da Lei nº 6.404/76. Ademais, a Companhia poderá, a critério da
Administração, pagar juros sobre o capital próprio, cujo valor líquido será imputado aos
dividendos mínimos obrigatórios, conforme previsto no artigo 9º da Lei nº 9.249/95, sendo os
juros sobre capital próprio calculados com base no saldo do patrimônio líquido, limitado à
variação, pro rata dia, da Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP.
No gráfico 12 é possível ver o histórico de pagamento de dividendos e juros sobre o
capital próprio da Taesa, onde fica claro que nos últimos anos a empresa manteve um nível de
payout de 90% do seu lucro líquido.
84
Gráfico 12: Dividendos e Juros sobre Capital Próprio - ref. 2019
Fonte: Dados da Divulgação de Resultados - TAESA
Em 2018, por exemplo, a Taesa pagou R$ 960,2 MM (R$ 2,79/Unit) a título de
dividendos e juros sobre capital próprio. Este montante pode ser dividido em (i) Dividendos de
R$ 159,3 MM (R$ 0,46/Unit) referentes ao resultado de 2017; (ii) Dividendos intercalares no
total de R$ 525,0 MM (R$ 1,52/Unit) referentes ao resultado de 2018 e (iii) R$ 275,8 MM (R$
0,80/Unit) como juros sobre capital próprio, também referentes ao resultado de 2018.
Considerando que o efeito do CPC 47, explicado no item 4.3.3 do presente estudo, não
tem impacto no caixa da Companhia, foi considerado para o pagamento de dividendos o Lucro
Líquido Ajustado de R$ 954,4 MM. Desse montante, o valor de R$ 858,1 MM será considerado
para efeito de distribuição de dividendos e juros sobre capital, já tendo sido distribuídos R$
800,8 MM, conforme mencionado no parágrafo acima.
O valor remanescente a ser pago é de R$ 57,2 MM (R$ 0,17/Unit) a título de dividendos
adicionais propostos. Caso seja aprovada em Assembleia, o total de dividendos e JCP
distribuídos referente ao exercício social de 2018 será de R$ 858,1 MM, representando um
dividend payout de 89,9% sobre o lucro líquido ajustado.
85
CAPÍTULO 5 - MODELAGEM E EXPERIMENTOS NUMÉRICOS
Nesse capítulo será explicada a metodologia escolhida e utilizada para projeção dos
dados do estudo de caso base, bem como serão detalhadas as premissas utilizadas em cada
cenário desenvolvido e, por fim, serão demonstrados os resultados alcançados. Contudo, com
o objetivo de centrar o estudo nos métodos de avaliação e não em características acessórias,
como particularidades contábeis e aspectos macroeconômicos, e considerando as limitações
encontradas durante o estudo, algumas premissas simplificadoras foram adotadas ao longo do
trabalho. Com isso, as mesmas serão citadas nesse capítulo na medida em que ocorrerem,
possibilitando a futuras avaliações um aprofundamento e rigor necessários a esses aspectos.
Nesse sentido, para se atingir as conclusões analíticas do estudo quando da aplicação
dos modelos, foi empregado o método de valoração de empresas por meio do Valor Presente
do Fluxo de Caixa Descontado. Conforme comentado no item 2.7 desse presente trabalho, essa
é atualmente a metodologia mais estudada e comentada pelos autores que pretendem explicar
o tema de valoração de empresas. Dessa forma, esse ponto facilita a busca por informações,
bem como formula uma base teórica sólida para validação do modelo.
Ademais, o modelo do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado tem como uma
das suas principais características, ao contrário de outros modelos também citados no capítulo
2 desse trabalho, explicitar de forma clara as variáveis chave para a formação de valor,
permitindo a simulação dos mais diferentes cenários e premissas macroeconômicas,
estratégicas, operacionais e financeiras quando da projeção dos fluxos de caixa. Desse modo,
como o presente trabalho foi desenvolvido como um dos pré-requisitos para obtenção do título
de Engenheiro(a) de Produção e não como consultoria específica para o mercado, a ideia é que
as premissas utilizadas sejam claramente expostas e comentadas.
A projeção realizada contempla um espaço de tempo que vai do ano de 2019 ao ano de
2034. Como atualmente as duas maiores concessões em termos de RAP em poder da empresa
estudada, Novatrans e Transmissora Sudeste Nordeste (TSN), têm seu período de concessão
até o ano de 2030, abrangendo esse espaço de tempo escolhido é possível estudar todo o período
de concessão das mesmas e ainda ter um período disponível para projetar novos cenários.
Nessa perspectiva, cabe comentar que o modelo desenvolvido será baseado em um
cenário, aqui chamado de “Cenário sem Renovação das Concessões”, onde a análise será
desenvolvida considerando que as duas concessões citadas acima terão seu período de
concessão finalizado em 2030 e as mesmas não serão renovadas.
86
Cabe lembrar que, além das empresas que compõem a Holding e das controladas, a
Taesa tem participação em outras concessões que são controladas em conjunto ou coligadas.
Dessa forma, tanto a produção própria quanto os rendimentos provenientes das subsidiárias
foram considerados no modelo teórico, sendo que nas demonstrações financeiras consolidadas
da Companhia as informações financeiras da holding e das controladas são consolidadas linha
a linha, enquanto as informações financeiras das controladas em conjunto e das coligadas são
reconhecidas pelo método de Equivalência Patrimonial.
Por fim, é importante salientar também que ao longo dos anos algumas considerações
contábeis foram realizadas, modificando a forma como os resultados da Companhia são
divulgados, como é o caso da adoção do CPC 47 explicado no tópico 4.3.3 desse trabalho.
Assim, é importante ter cuidado ao traçar comparações dos dados entre os períodos passados e
entre os períodos passados e os projetados.
5.1 Projeção da Receita Anual Permitida (RAP)
Inicialmente, será explicado como foram realizadas as projeções das receitas em um
cenário que não contempla a renovação das concessões que tiverem seu prazo de término ainda
dentro do espaço de tempo aqui considerado. Dessa forma, para as concessões já em controle
da Taesa, primeiramente foi feita a projeção da inflação acumulada ao longo dos anos, tanto o
IPCA quanto o IGP-M.
Desse modo, segundo o relatório de mercado Focus, do Banco Central do Brasil,
publicado no dia 10 de maio de 2019, o IPCA será de 4,04% a.a. no ano de 2019, de 4,00% a.a.
em 2020 e a partir de 2021 a projeção é de que o IPCA seja de 3,75% a.a.. Enquanto isso, o
IGP-M deve fechar o ano de 2019 em 5,86% a.a. e ser de 4,00% a.a. a partir de 2020.
Com isso, na tabela 10 é possível ver a projeção realizada para o ano de 2019. Os
demais anos e seus respectivos dados estão anexados no capítulo 7 desse presente trabalho,
pois seguem o mesmo raciocínio de cálculo desenvolvido para o ano de 2019.
87
Tabela 10: Projeção da Inflação Acumulada no ano de 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados do Relatório Focus do BCB
Feito isso e com base na equação 16 de reajuste da RAP, foi possível calcular a evolução
da Receita Anual Permitida de cada concessão em posse da Taesa entre os anos de 2019 e 2034,
lembrando que a RAP é anualmente ajustada pelo índice de inflação de 12 meses pelo IPCA
ou IGP-M, conforme acordado em cada contrato de concessão.
Com isso, se usarmos como exemplo a concessão da Novatrans que tem sua receita
ajustada pelo IGP-M, conforme as Demonstrações Financeiras publicadas pela Taesa e com
relatório do Auditor Independente, a RAP no Ciclo de 2018/2019 dessa concessão foi de R$
392.729 Mil. Assim, para cálculo da RAP do Ciclo de 2019/2020, passando a valer a partir de
1º de julho de 2019 até 30 de junho de 2020, deve-se multiplicar o valor do IGP-M acumulado
de 12 meses do mês de Maio/2019 (7,61%) pelo valor da RAP do ciclo anterior. Ou seja:
RAP NOVATRANS 2019/2020 = (1+IGP-M (maio 2019)) * RAP NOVATRANS 2018/2019
RAP NOVATRANS 2019/2019 = 1,0761 * R$ 392.729 Mil
RAP NOVATRANS 2019/2020 = R$ 422.597 Mil
Repetindo o mesmo raciocínio para as demais concessões, chegou-se no resultado
demonstrado nas tabelas 11 e 12 demonstradas abaixo.
88
Tabela 11: Projeção da RAP entre os Ciclos 2019/2020 e 2025/2026
Fonte: Elaboração Própria
89
Tabela 12: Projeção da RAP entre os Ciclos 2026/2027 e 2034/2035
Fonte: Elaboração Própria
As células com coloração em vermelho fazem referências às concessões que sofreram
o corte de 50% da RAP em razão da entrada no 16º (décimo sexto) ano de operação comercial,
quando a RAP passa a ser de 50% da RAP do 15º (décimo quinto) ano de operação comercial,
estendendo-se até o término do prazo de concessão fixado nos Contratos.
Dessa forma, o crescimento projetado nas tabelas anteriores diz respeito ao crescimento
da RAP em função da inflação. Contudo, se observarmos os últimos anos, é possível perceber
que a Taesa entrou em leilões e fez novas aquisições de empresas que passaram a ser
controladas 100% pela Holding.
Assim, em 2018, por exemplo, foi assinado o Contrato de Concessão de Sant’Ana com
RAP de R$ 59.000 Mil no Ciclo 2018/2019, localizada no estado do Rio Grande do Sul e com
aproximadamente 610 quilômetros de linhas de transmissão. Em 2017, a Taesa sagrou-se
vencedora no leilão de concessão de Janaúba que integra o sistema de transmissão de energia
elétrica dos estados da Bahia e Minas Gerais, cobrindo aproximadamente 542 quilômetros e
90
com RAP de R$ 185.400 Mil no Ciclo 2018/2019. Enquanto isso, em 2016, enfatizando apenas
as concessões próprias, a Companhia foi vencedora em dois leilões. A concessão de Mariana,
localizada no estado de Minas Gerais, com aproximadamente 85 quilômetros e RAP de R$
14.700 Mil no Ciclo 2018/2019 e a concessão de Miracema, localizada no estado de Tocantins,
com cerca de 90 quilômetros e RAP no Ciclo de 2018/2019 de R$ 62.100 Mil.
Nesse sentido, para projeção do crescimento da Companhia em termos de novas
aquisições, optou-se por considerar que a Taesa incorpore na sua Estrutura Societária uma
concessão nova a cada ano, controlada 100% pela Holding. Nesse momento, não julgou-se
importante a localização das concessões, bem como a extensão das mesmas, focando-se apenas
na RAP esperada para cada uma das novas concessões.
Com isso, considerando que a média da RAP entre os anos de 2016 e 2018 das novas
concessões foi de R$ 80.000 Mil, projetou-se o seguinte fluxo de novas aquisições, mais
conservador do que a média dos últimos anos em visto da economia brasileira mostrar sinais
de uma retomada gradual, ainda em um ritmo mais lento do que o esperado. Assim, segundo o
estudo da EPE analisado no tópico 3.5 desse trabalho, o mesmo prevê que haja uma retomada
do nível de confiança dos empresários em 2019 e, consequentemente, aumento dos
investimentos. Entretanto, um nível maior de investimentos só deve começar a ser alcançado
nos anos posteriores, quando um ambiente de maior estabilidade e previsibilidade forem
determinantes para o crescimento do setor de infraestrutura.
Tabela 13: Projeção da RAP das novas concessões entre os Ciclos 2019/2020 e 2025/2026
Fonte: Elaboração Própria
91
Tabela 14: Projeção da RAP das novas concessões entre os Ciclos 2026/2027 e 2034/2035
Fonte: Elaboração Própria
Como é possível perceber nas tabelas acima, a maior aquisição projetada, com RAP
considerada de R$ 300.000 Mil, encontra-se no ano de 2026. Tal consideração foi feita
levando-se em conta que o cenário aqui proposto não considera a renovação das concessões já
em poder exploratório da Companhia estudada e que, assim, as duas principais fontes de receita
atualmente da Taesa, as concessões da Novatrans e da TSN, têm vigência até dezembro de
2030. Sendo assim, seria interessante para a Companhia adquirir um novo grande
empreendimento no ano de 2026 que, considerando o prazo normal de cinco anos de
construção, estivesse gerando receita no ano de 2031.
Ademais, não foram feitas projeções de aquisições para além do ano de 2029, porque,
considerando o período de construção de cinco anos, as mesmas não iriam gerar receitas ainda
dentro do prazo de tempo aqui estudado.
Nessa perspectiva, analisando todo o período histórico e projetado da Receita Anual
Permitida (RAP) Operacional entre os ciclos de 2004/2005 e 2034/2035, ou seja, considerando
apenas o momento em que a Companhia adquiriu em sua estrutura societárias as concessões e
as mesmas já encontravam-se em operação comercial, foi possível gerar os gráficos 13 e 14
mostrados a seguir, no qual o período realizado encontra-se em coloração azul mais escura e o
período projetado encontra-se em coloração azul hachurada.
92
Gráfico 13: Histórico e Projeção da RAP em R$ MM
Fonte: Elaboração Própria
Gráfico 14: Variação Anual da RAP em % entre os Ciclos 2004/2005 e 2034/2035
Fonte: Elaboração Própria
À princípio, parece que a projeção da receita anual permitida para os próximos anos não
condiz com o observado nos anos históricos realizados. Contudo, algumas considerações
devem ser feitas nesse momento para fins de entendimento das premissas levadas em
consideração.
Com isso, quando observamos os ciclos de 2004/2005 a 2018/2019, ou seja, o período
já realizado, a primeira observação que podemos ter é que a variação anual da RAP é
consideravelmente instável de ano para ano. Contudo, uma das explicações para isso é o fato
de que nos primeiros anos da Companhia, a mesma precisou fazer grandes aquisições com o
intuito de crescer e ganhar market share. Tal fato é observado, principalmente, na virada do
ano de 2007 para 2008 com a aquisição de participações nas concessões da ETAU, ETEO,
93
Patesa e Gtesa e entre os anos de 2011 e 2014 com a aquisição de participações nas concessões
da NTE, STE, ATE I, ATE II, ATE III, EATE, ETEP, ENTE, ECTE, ERTE, STC, Lumitrans,
EBTE, ESDE, ETSE, São Gotardo, Transleste, Transirapé e Transudeste.
Já as variações observadas nos ciclos mais recentes, dois fatos são os principais
responsáveis por essas variações. Um deles é a dependência da RAP em relação à inflação e o
segundo é a redução sofrida de 50% da RAP nas principais concessões da Companhia incluídas
na Categoria 2 que hoje representam 73% em termos de RAP das concessões totais da Taesa.
Assim, a redução de 4% no Ciclo 2017/2018 está diretamente ligada ao corte de 50% da RAP
em parte de suas funções das concessões da TSN, EATE, ETEP, ETEO e ECTE e do menor
reajuste inflacionário se comparado ao ciclo anterior. Já o Ciclo de 2018/2019 também
apresentou decréscimo de 11% da RAP em função da redução plena das receitas das concessões
da Novatrans, GTESA, NTE, TSN, EATE e ETEP. Enquanto o aumento da inflação entre os
dois ciclos fez com que essa redução fosse menor do que a prevista inicialmente.
Nesse sentido, quando (i) Eliminamos a premissa de crescimento agressivo observada
nos primeiros anos, devido a projeção de um crescimento mais estável explicada anteriormente;
(ii) Consideramos uma inflação também mais linear nos próximos anos conforme projeções do
Banco Central e (iii) Reduzimos o efeito de redução da RAP já que as principais concessões já
sofreram essa redução nos últimos ciclos e as novas concessões, pertencentes a Categoria 3,
não sofrem essa redução, conforme previsto nos Contratos, chegamos a uma projeção de receita
crescente (193,8%) para os próximos 16 anos menor do que o observado no crescimento dos
últimos 15 anos (309,5%), mas mantendo um CAGR13 para os próximos 16 anos de 7,0%, isto
é, abaixo dos 10,6% realizado nos últimos 15 anos, mas ainda assim acima da inflação
projetada.
5.2 Projeção da Receita Operacional Bruta
Conforme comentado anteriormente no item 4.2 do presente estudo, na Contabilização
Regulatória o resultado representa de fato os recebimentos da companhia, refletindo o fluxo de
caixa da mesma em determinado período e, portanto, a receita contabilizada é a Receita Anual
Permitida.
Enquanto isso, na contabilização em IFRS, utilizada para projeção do presente estudo,
a partir de janeiro/2018, passou a ser obrigatório a adoção do IFRS 9 (CPC 48) ou IFRS 15
13
CAGR (Compound Annual Growth Rate) pode ser traduzida como Taxa de Crescimento Anual Composta,
ou seja, a taxa de retorno necessária para um investidor crescer de um saldo inicial para um saldo final e
funcionando como um dos principais indicadores para analisar a viabilidade de um investimento.
94
(CPC 47), cujos princípios se baseiam no modelo de negócio que identifica o contrato com o
cliente e suas respectivas obrigações contratuais, definindo-se o preço da transação e
reconhecendo-se a receita a partir da realização dessas obrigações. Dessa forma, as receitas que
geram resultado para a Companhia, isto é, aquelas que aparecem no Demonstrativo de
Resultado, são classificadas em cinco grupos: receita de remuneração do ativo contratual de
concessão, receita de correção monetária do ativo contratual de concessão, receita de operação
e manutenção (O&M), receita de construção e parcela variável. Tais receitas são derivadas da
RAP, porém são contabilizadas no resultado de forma diferente, exatamente por fazerem uso
do conceito de Ativo Contratual de Concessão.
A receita de Remuneração do Ativo Contratual de Concessão representa a remuneração
dos investimentos da infraestrutura de transmissão, com a taxa de retorno incidindo sobre o
montante a ser recebido do fluxo futuro de recebimento de caixa. Com isso, a tendência é que
essa receita seja menor conforme a concessão for evoluindo e chegando ao fim do seu prazo,
quando o risco do projeto se torna cada vez menor.
Contudo, cabe comentar que nos resultados publicados pela Companhia até o ano de
2016 essa receita era contabilizada juntamente com a receita de correção monetária e, portanto,
não foi possível encontrar um histórico da evolução da mesma em separado. Além disso,
também não foi possível encontrar em todos os Contratos de Concessão anexados no site da
ANEEL a taxa utilizada em cada concessão para cálculo dessa receita. Desse modo, foi feita
uma simplificação no presente estudo, onde estudou-se o decaimento do valor da receita de
remuneração de cada concessão entre 2016 e 2018 e projetou-se esse percentual para os
próximos anos. Nas tabelas 15 e 16 é feito o detalhamento dessa receita.
95
Tabela 15: Projeção da Receita de Remuneração entre os anos de 2019 e 2026
Fonte: Elaboração Própria
96
Tabela 16: Projeção da Receita de Remuneração entre os anos de 2027 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
Analisando as tabelas anexadas acima é importante comentar quanto ao prazo
considerado de reconhecimento da Receita de Remuneração. Assim, conforme definição, a
mesma só deve passar a ser contabilizada como receita operacional da Companhia a partir da
entrada em operação comercial das instalações de transmissão, entendendo-se que operação
comercial é a situação em que as instalações de transmissão estejam à disposição do ONS para
operação.
Nessa perspectiva, como os prazos para início da operação das concessões de Mariana
e Miracema são para dezembro de 2019 e para as concessões de Janaúba e Sant’Ana são,
respectivamente, fevereiro de 2022 e março de 2023, a receita de remuneração dessas empresas
só passou a ser contabilizada a partir das suas respectivas datas. Sendo assim, quando
observamos o fluxo projetado, é possível perceber que há um aumento da Receita de
97
Remuneração entre os anos de 2021 (R$ 434.778 Mil) e 2022 (R$ 520.860 Mil), exatamente
por conta da entrada na contabilização da receita de Janaúba.
A receita de Correção Monetária do Ativo Contratual de Concessão é reconhecida com
base no índice de correção definido para cada contrato de concessão (IPCA ou IGP-M) assinado
com o Poder Concedente e, assim como a receita de Remuneração do Ativo Contratual de
Concessão, também só deve ser contabilizada como receita operacional da Companhia após a
entrada em operação comercial do empreendimento. Assim, considerou-se o valor da receita
de Correção Monetária de cada concessão realizada no ano de 2018 e disponibilizada pelos
relatórios auditados da Companhia e projetou-se a receita para os próximos anos incidindo o
valor da inflação conforme o relatório Focus do Banco Central do Brasil.
Enquanto isso, para as novas concessões, considerando que também não temos um
histórico longo da evolução dessa receita para as concessões já existentes de modo a estudar
com maior detalhe qual o valor inicial considerado para incidência da inflação, foi projetado
um valor de receita inicial com base em um percentual histórico entre os anos de 2016 e 2018
em relação à RAP das concessões já existentes e, assim, esse percentual foi aplicado à RAP
estipulada de cada nova concessão. Ademais, considerou-se também que os novos contratos
são todos ajustados anualmente pelo IPCA.
Assim, é demonstrado nas tabelas 17 e 18 o fluxo projetado para receita de Correção
Monetária do Ativo Contratual de Concessão de cada empreendimento.
98
Tabela 17: Projeção da Receita de Correção Monetária entre os anos de 2019 e 2026
Fonte: Elaboração Própria
99
Tabela 18: Projeção da Receita de Correção Monetária entre os anos de 2027 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
Conforme explicado em maior detalhe no item 4.3.3 desse estudo, a receita de Operação
e Manutenção pode ser entendida como aquela referente aos serviços de operação e
manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica e tem início após o término da
fase de construção, visando a não interrupção da disponibilidade dessas instalações.
Nos relatórios de demonstrativos de resultados da Companhia não foi possível ter acesso
a essa receita por cada concessão. Nesse sentido, para projeção da receita de Operação e
Manutenção entre os anos de 2019 a 2026 foi considerado que a mesma crescerá no mesmo
nível da inflação de 4,00% a.a., ou seja, em termos nominais, essa receita se manteria constante
nesses oito anos. A partir de 2027, com a aquisição de novas concessões e com a maior
depreciação das concessões mais antigas, projetou entre 2027 e 2034 um crescimento dessa
receita de 4,5% a.a., ou seja, cerca de 0,5% maior do que a inflação esperada.
100
Tabela 19: Projeção da Receita de Operação e Manutenção entre os anos de 2019 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
Já a receita de construção diz respeito a margem de construção com o custo de
implementação da infraestrutura, ampliação, reforço e melhoria das instalações de transmissão
de energia elétrica durante o período de construção, sendo reconhecidas conforme os gastos
incorridos. Dessa forma, como a projeção de crescimento e aquisição de novas concessões
segue a ideia básica de que a Companhia irá adquirir um novo empreendimento por ano e com
a evolução das concessões recentemente adquiridas, projetou-se uma taxa de crescimento de
6,00% a.a. para a receita de construção, ou seja, 2,00% acima da inflação.
Tabela 20: Projeção da Receita de Construção entre os anos de 2019 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
Por fim, a Parcela Variável é a penalidade da indisponibilidade das linhas de
transmissão, aplicada sobre as receitas de operação, manutenção e construção. Conforme
exposto no item 4.3 desse trabalho, o desempenho operacional da Taesa se manteve constante
nos últimos anos e sem previsão de piora nos serviços prestados. Com isso, projetou-se o
crescimento da Parcela Variável em 4,00% a.a. conforme a inflação esperada para o período,
ou seja, em termos nominais, considerou-se que essa parcela de desconto se manterá linear.
101
Tabela 21: Projeção da Parcela Variável entre os anos de 2019 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
Nessa perspectiva, tendo projetado todas as linhas de receita que geram resultado
operacional para a Companhia, chegou-se no resultado para Receita Operacional Bruta
demonstrado no gráfico 15 para o cenário onde não se considera a renovação das concessões
que tenham seu prazo de término ainda dentro do período estudado.
Gráfico 15: Projeção da Receita Operacional Bruta (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
Desse modo, como pode ser visto na evolução exposta no gráfico acima, a tendência
projetada no estudo que se segue é que a receita operacional bruta será sempre crescente,
diferentemente do que foi observado nos últimos anos. Contudo, cabe comentar que a receita
das empresas de transmissão de energia é muito exposta às variações da inflação e assim, como
em 2017 o país experimentou um período de deflação, a receita observada foi impactada por
essa variável macroeconômica e seguiu um padrão de evolução diferente nesse ano.
Ademais, conforme explicado no item 4.3.3 desse estudo, em 2018, com a adoção do
CPC 47, a receita de Construção passou a ser contabilizada como uma margem de construção
dos empreendimentos na receita operacional, influenciando no padrão esperado de receitas para
102
aquele ano. Nesse sentido, as mudanças que ocorreram nos dois últimos anos explicam,
principalmente, a diferença entre o padrão observado nos últimos anos para a receita
operacional bruta realizada e a projetada.
5.3 Projeção das Deduções da Receita Operacional Bruta
Conforme explicado no item 4.3.6 do presente trabalho, em relação aos impostos
devidos, as empresas de transmissão de energia elétrica são responsáveis pelo ISS (Imposto
sobre Serviço), pelo PIS (Programa de Integração Social) e pelo COFINS (Contribuição para
o Financiamento da Seguridade Social), além do IRPJ (Imposto de Renda de Pessoas Jurídicas)
e pelo CSLL (Contribuição Social sobre o Lucro Líquido).
Todavia, cabe lembrar também que algumas empresas do grupo Taesa possuem o
benefício SUDAM/SUDENE, os quais têm como base de cálculo o resultado IFRS de cada
concessão. Esses benefícios são incentivos fiscais conferidos pela Superintendência do
Desenvolvimento da Amazônia (SUDAM) e pela Superintendência do Desenvolvimento do
Nordeste (SUDENE) em atividades diretamente relacionadas à produção nessas regiões e
reduzem em 75% o Imposto de Renda devido na exploração das concessões de transmissão. O
detalhamento de quais empresas possuem os benefícios está disposto no item 4.3.6 desse
trabalho.
Desse modo, duas limitações foram observadas ao longo das projeções das deduções
que impactam na redução da Receita Operacional Bruta da Companhia. A primeira delas é a
dificuldade em projetar o resultado de cada empreendimento em separado para, assim,
conseguir incidir as alíquotas de cada concessão na base da receita operacional de cada uma.
Conforme já foi explicado nesse trabalho, por exemplo, nem a receita de construção e nem a
receita de operação e manutenção são demonstradas por empreendimento nos resultados
auditados da Companhia.
Ademais, a outra dificuldade seria projetar as alíquotas incidentes sobre cada nova
concessão projetada entre os anos de 2019 e 2029. Isso porque as alíquotas de PIS e COFINS
não são únicas, podendo ser de 0,65% ou de 1,65% para o PIS e de 3,00% ou 7,60% para o
COFINS e não é clara essa regra nos resultados auditados pela Companhia.
Dessa forma, para projeção das deduções da Receita Operacional Bruta, foi estudado o
histórico entre os anos de 2011 e 2018 do percentual dessa linha em relação a própria receita e
o resultado encontrado foi uma média de 9% no período analisado. Feito isso, esse foi o
percentual utilizado para projeção entre os anos de 2019 e 2034. Assim, o estudo prevê que as
103
concessões que possuem os benefícios da SUDAM/SUDENE continuam tendo esse benefício
renovado ao longo dos anos e que a proporção de concessões que possuem o benefício também
se mantenha em relação ao total de empreendimentos.
Além disso, ao assumir que a alíquota de deduções da receita se mantenha em 9% ao
ano também assume-se que a proporção de empreendimentos que possuem alíquota de 0,65%
ou 1,65% para o PIS e de 3,00% ou 7,60% para o COFINS se mantenha, mesmo diante das
novas concessões projetadas.
Tais premissas podem ser arriscadas devido a falta de previsibilidade em tais resultados,
porém, considerando que seria mais arriscado buscar projetar em separado cada uma das
concessões para, assim, incidir a alíquota correta em cada uma, preferiu-se adotar esse método.
5.4 Projeção dos Custos e Despesas
Os custos da Taesa são divididos em quatro classificações gerais, sendo elas: (i) Custos
com Pessoal; (ii) Custos com Material; (iii) Custos com Serviços de Terceiros e (iv) Outras
Despesas Operacionais, os quais estão mais bem detalhados e explicados no item 4.3.4 do
presente estudo.
Analisando o histórico dos últimos oito anos, foi possível perceber que em 2017 e 2018
o total de custos e despesas foi acima da média que vinha sendo observada, sendo que em 2017
o custo representou um total de 26% da Receita Operacional Bruta e em 2018 esse mesmo
resultado foi de 28%. Tal aumento foi explicado, principalmente, por maiores gastos na linha
de pessoal com o aumento no quadro de funcionários e por conta de reajustes de salários
firmados em acordos coletivos, além da evolução dos projetos de Miracema e Janaúba que
contribuíram para o aumento na linha de materiais.
Dessa forma, para projeção da linha de custos e despesas do Demonstrativo de
Resultado da Companhia no cenário considerando que não haverá renovação das concessões
que tenham seu período de término ainda dentro do período projetado, considerou-se que o
total dos custos e despesas serão de 30% da Receita Operacional Bruta. Esse percentual foi
adotado levando-se em consideração o fato de que, apesar de não serem renovadas as
concessões, o cenário prevê o crescimento da Companhia com a aquisição de novos
empreendimentos, o que exige que o quadro de pessoal continue crescendo, bem como os
gastos com material durante os períodos de construção, os quais foram os que mais
representaram custos nos últimos anos.
104
Gráfico 16: Projeção de Custos e Despesas (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
Para a projeção dos custos com Depreciação e Amortização, apesar da empresa
disponibilizar dados a respeito dos percentuais utilizados para contabilização da depreciação e
da amortização por classes de ativos, conforme descrito no item 4.3.5 desse estudo, não foi
possível encontrar maiores informações a respeito dos ativos que a empresa detém atualmente
por concessão ou de forma geral. Com isso, assumiu-se que a depreciação e a amortização
podem ser calculadas com base na taxa histórica sobre o imobilizado e intangível. Analisando
essa taxa nos últimos oito anos chegou-se ao percentual médio de 7,00%.
Tabela 22: Taxa Média de Depreciação e Amortização dos últimos oito anos
Fonte: Elaboração Própria
Nessa perspectiva, para projeção do crescimento dos investimentos em ativos
imobilizados e intangíveis também foi usada uma projeção com base no histórico observado
em relação a Receita Operacional Bruta (ROB) dos últimos anos, já que, nesse caso, o aumento
da receita é um bom indicador da quantidade de ativos que a Companhia tende a possuir,
considerando que o aumento da receita projetado está diretamente ligado à aquisição de novas
concessões, o que aumenta a necessidade de máquinas e equipamentos, principalmente.
A média observada dessa proporção entre os anos de 2011 e 2015 foi de 2,16% da
Receita Operacional Bruta, contudo em 2016 esse valor subiu para 3,02%, foi para 4,86% em
105
2017 e por fim chegou ao percentual de 4,92% no ano de 2018. Como não foram encontradas
explicações para o aumento observado nos últimos três anos, preferiu-se assumir um percentual
estável de 4,80% em relação a Receita Operacional Bruta para os próximos quinze anos, mais
próximo ao realizado nos últimos dois anos devido ao crescimento projetado na aquisição de
novas concessões. O resultado encontrado é dado conforme gráficos 17 e 18.
Gráfico 17: Projeção das variações da linha de Investimentos (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
Gráfico 18: Projeção dos Custos de Depreciação e Amortização (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
Nesse sentido, a projeção da Depreciação e Amortização considera que essa linha de
despesa terá um crescimento de 4,8% no resultado da Companhia nos próximos quinze anos,
ou seja, crescimento menor do que o observado nos últimos sete anos (23%), assim como
ocorreu na projeção da Receita Bruta, visto que o estudo considera a premissa de que a
economia brasileira ainda não está estabilizada e vem crescendo a um ritmo mais lento do que
o esperado.
106
5.5 Projeção das Receitas Financeiras
Conforme explicado no item 4.3.7, as Receitas Financeiras são receitas geradas, na sua
essência, de um superávit temporário de caixa provocado pelo desequilíbrio entre as entradas
e as saídas de eventos ligados à operação. Dessa forma, esse caixa temporariamente ocioso é
aplicado no mercado financeiro, até o momento da sua saída para o pagamento de um serviço
da dívida, de um dividendo, entre outros. Com isso, as receitas financeiras são relacionadas aos
fluxos da empresa de caráter monetário, constituindo-se de juros recebidos e dos rendimentos
das aplicações financeiras e, portanto, a gestão do dinheiro em caixa é importante para a
geração das receitas financeiras.
Em relação ao grupo TAESA, a Holding e suas Controladas aplicam parte de seus
recursos financeiros em Títulos e Valor Mobiliários que são, em sua maioria, ações, debêntures
ou quotas de fundos de investimento.
Assim, analisando o histórico dos últimos quatro anos, a taxa média de rentabilidade
para as aplicações financeiras foi de 102,11% do CDI na Controladora ao final do ano de 2015,
de 103,25% do CDI em 2016, de 103,12% do CDI ao final de 2017 e de 104,73% do CDI em
2018 em relação ao Caixa e Equivalentes disponíveis pela Companhia.
Dessa forma, para a projeção das Receitas Financeiras nos próximos quinze anos,
considerou-se que elas irão crescer a uma taxa de 2,5%, mantendo o histórico observado nos
últimos cinco anos, conforme gráfico demonstrado no gráfico 19. Desconsiderou-se o resultado
dos anos de 2012 e 2013 na projeção porque ambos os anos estão considerando os recursos do
IPO detidos temporariamente em caixa.
Gráfico 19: Projeção das Receitas Financeiras (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
107
Com isso, analisando a variação do saldo de Títulos e Valores Imobiliários resultante
da diferença entre o que foi investido ano a ano e as receitas financeiras geradas a partir desses
investimentos, é possível chegar a algumas conclusões. Assim, por exemplo, conforme é
possível observar no gráfico 20, nos anos de 2022 e 2023 há uma pequena queda na variação
dessa linha, resultante do menor caixa operacional disponível devido à queda de 50% da
Receita Anual Permitida de algumas concessões.
Enquanto isso, a partir do ano de 2031, os investimentos em Títulos e Valores
Imobiliários têm uma queda acentuada devido a perda da receita das grandes concessões da
Novatrans, TSN e ETEO, as quais tiveram seu prazo de concessão finalizado nesse ano. Desse
modo, apesar da geração de caixa ter sido positiva, permitindo a continuidade dos
investimentos e ganhos auferidos por meio deles, precisou-se reduzir o nível de aplicações
devido a menor receita.
Gráfico 20: Variação do Saldo de Títulos e Valores Mobiliários (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
5.6 Projeção das Despesas Financeiras
Enquanto as receitas financeiras são os ganhos de caráter monetário, constituindo-se,
principalmente, de juros recebidos e do rendimento das aplicações financeiras, as despesas
financeiras são as despesas provenientes da contratação de financiamentos bancários ou
operações semelhantes, sendo os principais gastos com a amortização desses financiamentos e
o pagamento dos juros a eles relacionados.
108
Em relação ao Grupo Taesa, existem três formas principais de financiamento atualmente
realizadas pela empresa, sendo elas, em ordem decrescente, (i) a emissão de Debêntures, (ii)
por meio de Empréstimos e Financiamento junto a bancos ou instituições financeiras e (iii) a
aquisição de instrumentos financeiros derivativos.
Dessa forma, como os diferentes financiamentos apresentam diferentes prazos de
captação, carência e pagamentos e considerando a complexidade de se projetar o fluxo de cada
um deles até o final de suas dívidas, bem como a necessidade de se realizar novos
financiamentos, com diferentes prazos de captação, carência e pagamento, foi adotado no
modelo desenvolvido a premissa de manutenção do nível de despesas financeiras que veio
sendo realizado nos últimos anos com base no resultado operacional apresentado antes do
resultado financeiro.
Essa premissa foi adotada considerando que a empresa mantenha um nível de
investimento em novas concessões próximo ao que é realizado atualmente, bem como
mantenha sua estrutura de custos. Assim, um nível de financiamento em linha com o que é
necessário hoje seria capaz de manter o crescimento da Companhia e, portanto, assumiu-se que
a proporção Dívida Líquida / Patrimônio Líquida continue sendo de 35% / 65% e o percentual
da Dívida Líquida / EBITDA mantenha a média de 1,70 observada no último ano considerando
o baixo caixa acumulado da empresa, mas diminui ao longo dos anos projetados, quando as
concessões atualmente em construção começam a entrar no período de operação comercial e,
assim, a geração de caixa para pagamento de dívidas aumenta.
Gráfico 21: Patrimônio Líquido x Dívida Líquida (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
109
5.7 Projeção da Equivalência Patrimonial
Para os princípios contábeis, a riqueza real de uma empresa é avaliada pelo montante
do seu Patrimônio Líquido. Assim, quando uma empresa detém um percentual do capital de
outra empresa, é correto dizer que ela detém, por direito, esse mesmo percentual do patrimônio
líquido dessa empresa. Tal avaliação é feita por meio do método da Equivalência Patrimonial
que surgiu com o Decreto 1598/77 em atendimento à Lei das Sociedades Anônimas (Lei
6.404/76). Segundo esse decreto, as Sociedades Anônimas devem avaliar em seus balanços o
investimento feito em controladas ou coligadas pelo valor do Patrimônio Líquido. Portanto,
por meio desse método se atualiza o valor contábil do investimento ao valor equivalente à
participação societária da investidora no patrimônio líquido da sociedade investida e no
reconhecimento dos seus efeitos na Demonstração de Resultado.
Atualmente, o Grupo Taesa possui cerca de R$ 2.574.000 Mil em termos de Receita
Anual Permitida, Ciclo 2018/2019, considerando as concessões em operação e aquelas que
estão em fase de construção. Desse total, 70% é referente às concessões que compõem a
Holding e as controladas 100% e os demais 30% são referentes às empresas controladas em
conjunto e coligadas.
Nesse sentido, para projeção da equivalência patrimonial das controladas em conjunto
e das coligadas em relação aos resultados dos próximos anos, estimou-se que a equivalência
patrimonial mantenha o percentual de 15% da Receita Operacional Bruta, conforme histórico
dos anos mais recentes, considerando a aquisição das principais concessões, e com crescimento
apenas sendo refletido pela inflação, ou seja, em nosso modelo não está sendo projetado a
aquisição de novas concessões controladas em conjunto ou coligadas.
Tal premissa foi assumida porque dos 30% da RAP que são referentes às empresas
controladas em conjunto e coligadas, a maior parte das concessões são transferências para a
Taesa das ações detidas pelo CEMIG e CEMIG GT em concessionárias de transmissão de
energia elétrica autorizada pela ANEEL que em conjunto são conhecidas como TBE -
Transmissoras Brasileiras de Energia S.A.. Assim, apenas 10% da RAP são de empresas
controladas em conjunto e que foram incorporadas na Estrutura Societária da Companhia em
momentos distintos, dificultando o entendimento da estratégia perseguida pela empresa em
relação a essas aquisições e, consequentemente, na projeção de um fluxo de novas aquisições.
110
Gráfico 22: Projeção da Equivalência Patrimonial (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
5.8 Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio
Conforme explicado no item 4.3.9 do presente estudo, o estatuto social da Companhia
prevê o pagamento de dividendo anual mínimo obrigatório de 50%, calculado sobre o lucro
líquido do exercício nos termos da Lei nº 6.404/76. Contudo, o histórico de pagamento de
dividendos e juros sobre o capital próprio da Taesa é de um payout de 95% do seu lucro líquido.
Dessa forma, para a projeção de pagamento dos Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio
manteve-se a média dos últimos anos de 95% de payout do lucro líquido até o ano de 2031,
quando o percentual projetado passou a ser de 90% de payout devido a diminuição do caixa
com o término do período de concessão da Novatrans, TSN e ETEO. Tais resultados são
demonstrados no gráfico 23.
Gráfico 23: Projeção de Payout (R$ MM) 2019 - 2034
Fonte: Elaboração Própria
111
5.9 Modelo de Valoração e Resultados
O modelo de valoração foi desenvolvido por meio do programa Microsoft Office Excel,
utilizando o método do Fluxo de Caixa Descontado do Acionista e com as estimativas de
crescimento com base nas premissas estabelecidas nos tópicos anteriores. O período projetado
foi de 2019 até 2034, onde, a partir dessa data, estimou-se um crescimento perpétuo.
Entretanto, para o cálculo do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado do
Acionista é preciso definir primeiro alguns parâmetros, sendo eles, (i) o beta alavancado, (ii) a
taxa atual livre de risco e (iii) o retorno esperado com base no índice de mercado para que seja
possível calcular a taxa de desconto do projeto, ou melhor, o custo de capital próprio por meio
do modelo CAPM e (iv) o valor residual.
Nesse sentido, para estimativa do beta alavancado da Companhia estudada, que
representa o coeficiente de correlação entre os retornos da ação da Taesa e o índice Ibovespa,
utilizou-se as estimativas de Damodaran divulgadas pelo site da Universidade de Nova York
(New York University - NYU) no dia 05 de Janeiro de 2019 para o setor de energia, sendo esse
valor de 0,44. Isso significa que as ações da Taesa são menos arriscadas que a carteira média
do mercado, exigindo, com isso, um prêmio de risco mais baixo. Tal fato decorre,
principalmente, pelo fato das receitas das empresas de transmissão de energia serem
determinadas no início de cada projeto e sofrerem reajustes pela inflação.
Enquanto isso, a taxa atual livre de risco é especialmente complexa de ser determinada
no caso do Brasil devido a maior fragilidade da nossa economia com relação à americana, isto
é, a volatilidade da taxa básica de juros determinada pelo Banco Central do Brasil é maior do
que a dos norte-americanos. Por exemplo, em 1997, nossa taxa básica de juros era de cerca de
42,0% ao ano, hoje ela está em torno de 6,5% ao ano, ainda sendo considerada elevada. Com
isso, a taxa SELIC não costuma ser uma referência adequada para a taxa de juros livre de risco.
Dessa forma, na necessidade de uma referência de mercado, o Banco Nacional do
Desenvolvimento instituiu pela Medida Provisória nº 684, de 31/10/1994, uma taxa específica
para indexar os seus contratos de financiamento, denominada de Taxa de Juros de Longo Prazo
(TJLP) que foi substituída pela Taxa de Longo Prazo (TLP) em 2018. Muitas vezes essa taxa
costuma ser usada como a taxa livre de risco. Contudo, uma outra maneira também de
determinar a taxa livre de risco no Brasil é adicionar um “Risco Brasil” à taxa de risco do
mercado americano.
No presente estudo, escolheu-se o primeiro método para determinação da taxa livre de
risco, sendo esse valor, portanto, de 6,26% ao ano, conforme valor divulgado da TLP pelo
112
Banco Nacional de Desenvolvimento no dia 02 de junho de 2019. Para estimativa do retorno
esperado com base no índice de mercado foi utilizada a taxa pré negociada em 31/05/2019 para
5.400 dias, ou seja, o período de projeção de 15 anos, calculada pela Bolsa de Valores de São
Paulo, obtendo-se o valor de 8,72% ao ano. Por meio dessas variáveis e utilizando a equação
9, foi encontrado um custo de capital próprio de 7,34% ao ano.
Figura 11: Premissas Utilizadas para cálculo do Custo do Capital Próprio
Fonte: Elaboração Própria
Por fim, para cálculo do valor residual de um projeto existem dois métodos mais
comuns, sendo eles, o valor de liquidação dos ativos e o método da perpetuidade. Nesse sentido,
o método do valor de liquidação dos ativos consiste em determinar uma estimativa do valor
pelo qual os ativos do projeto poderiam ser vendidos ao final do período de análise e,
normalmente, esse valor difere do valor contábil dos ativos, porque deve-se levar em conta o
valor comercial de venda. Esse procedimento é muito utilizado para projetos nos quais o
horizonte de análise do fluxo de caixa coincide com a vida útil estimada para os ativos
operacionais e, assim, sua vida útil é finita. Todavia, a maior parte das empresas têm, a priori,
uma vida útil indeterminada. Nesse caso, a melhor estimativa para o cálculo do valor residual
torna-se então o método pelo valor da perpetuidade do fluxo de caixa.
Esse método, por sua vez, considera que o fluxo de caixa do projeto analisado estende-
se infinitamente e assume-se a repetição de “N” ciclos de investimento para garantir a
sobrevivência do projeto. Para cálculo do valor residual pelo método da perpetuidade do fluxo
de caixa, pode-se usar o modelo de crescimento de Gordon para empresas maduras que estejam
crescendo a taxas compatíveis com o crescimento de longo prazo da economia. A equação do
modelo de Gordon é dada por:
Vop = FCt / (ke - g) (Equação 18)
113
Onde:
Vop = Valor Presente da Perpetuidade
FCt = Fluxo de Caixa do projeto no ano em que termina a projeção
ke = Custo de Capital Próprio
g = Taxa de Crescimento Perpétua
Nesse contexto, tendo sido feitas todas as considerações descritas acima no modelo do
Fluxo de Caixa Descontado do Acionista para encontrar o valor presente líquido do Grupo
Taesa e dividindo-se esse valor encontrado pela quantidade de ações atualmente disponíveis da
empresa, chegou-se ao valor de R$ 24,05 para o valor justo de suas ações. Com isso, para
efeitos comparativos, no dia 07 de junho de 2019, as ações da Companhia estavam sendo
negociadas a R$ 27,23.
Alguns motivos pelo quais o valor encontrado no presente estudo ter sido inferior ao
valor a qual a ação está sendo negociada pode ser explicado porque apesar de historicamente o
Grupo Taesa ter se mostrado ativo nos leilões de transmissão e mostrar boa disciplina de
alocação de capital, existem grandes concorrentes no mercado que podem dificultar o
crescimento intensivo da empresa no futuro. Além disso, a estrutura criada pela ANEEL, a qual
requer capex intensivo tende a forçar as empresas a serem mais cautelosas em seus
investimentos, pois dada a natureza de regulamentação dos setores de energia elétrica, elas
estão sujeitas a interferências políticas e/ou legais que podem ser implementadas pelos
governos federais ou estaduais e que afetem negativamente o fluxo de caixa dessas empresas,
como foi o caso de redução de 50% da RAP nos Contratos de Concessão entre 1999 e
Novembro de 2016. Com isso, projetou-se um crescimento mais tímido devido aos momentos
de incertezas políticas e econômicas pelas quais o país vem passando.
Ademais, como as empresas de transmissão de energia possuem receitas fixas que estão
protegidas da inflação, elas conseguem projetar melhor suas estratégias e pagar bons
dividendos. Tal fato motiva os investidores a avaliarem positivamente a empresa, o que
contribui para o valor de suas ações. Contudo, se observamos o histórico nos últimos oito anos
da Companhia, apesar da sua geração de resultado ter sido crescente, o seu caixa foi consumido
intensivamente, saindo de um valor de R$ 495.406 Mil em 2011 para o valor de R$ 20.869 Mil
ao final de 2018, apesar do lucro líquido gerado nesse ano ter sido de R$ 1.071.305 Mil,
fazendo com os primeiros anos de projeção tivessem um resultado inferior ao esperado e
influenciando, assim, no resultado encontrado do valor justo das ações.
114
CAPÍTULO 6 - CONCLUSÃO
Ao longo do presente trabalho, buscou-se apresentar da forma mais completa possível
todo o contexto mercadológico no qual se encontra o Grupo Taesa, além de ter sido feita uma
análise específica sobre a empresa em si, sua história, estratégia de operação e governança
corporativa. Tais pontos são talvez os mais importantes, já que formam a base de entendimento
sobre os quais as premissas serão construídas. Além disso, o trabalho também discutiu as bases
teóricas envolvendo o tema de valoração de empresas.
Nesse sentido, a revisão bibliográfica realizada identificou diversas aplicações para as
técnicas de avaliação econômico-financeira de uma empresa. Nem todos os autores que se
dedicam a estudar o tema são unânimes em definir o termo avaliação de empresas como um
conjunto de ferramentas para determinar o valor justo de negociação de uma empresa. Assim,
alguns indicadores apontados na literatura como método de avaliação de empresas não se
prestam a esse fim, mas sim o de proporcionar uma avaliação comparada de desempenho de
resultados financeiros. Portanto, indicadores como o Lucro por Ação (LPA), Retorno sobre o
Patrimônio Líquido (ROE) e Valor de Mercado Adicionado (MVA) devem ser utilizados
apenas como referência ou parâmetro para outras técnicas mais específicas de valoração de
empresas.
Desse modo, considerando as técnicas de avaliação mais difundidas e que realmente se
prestam a valorar uma empresa, tais como o método de Avaliação de Ações e Dívidas, o método
do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado e o método de Avaliação pela Teoria de
Opções Reais, foi possível realizar um estudo de caso de valoração de empresas, aplicando o
método do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado do Acionista para o Grupo Taesa,
uma das empresas líderes no Brasil no segmentos de transmissão de energia elétrica.
Contudo, nesse ponto é importante lembrar que o modelo de valoração apresenta
algumas limitações e deficiências, tanto devido a questões inerentes ao método do Fluxo de
Caixa Descontado, quanto a decisões de modelagem e incertezas em torno de diversas
variáveis. Com isso, embora o modelo do Fluxo de Caixa Descontado seja a técnica de
avaliação de empresas mais amplamente adotada para o cálculo do valor econômico de uma
empresa, os resultados obtidos por esse modelo não podem ser considerados como um valor
final e inquestionável.
Tal fato ocorre porque o modelo gera um resultado baseado em premissas construídas
em um ambiente complexo em que o valor de diversas variáveis pode oscilar de forma
considerável e envolve grandes incertezas. Além disso, as variáveis, muitas vezes, interagem e
115
são afetadas por pontos não observados ou considerados. Cabe comentar também que algumas
dessas variáveis não estão sequer sob controle da própria Companhia analisada, como é o caso
da abertura de novos leilões. Desse modo, embora todo o processo de análise da empresa e do
mercado do qual ela faz parte busque melhorar a compreensão e aumentar a precisão das
estimativas, os resultados quantitativos nada mais são do que a expressão de opiniões do
analista baseadas em seus estudos.
No caso do Grupo Taesa, vale destacar que existem grandes incertezas em torno de
ações governamentais que possuem grande poder de influência sobre o setor. Dessa forma,
dada a significativa estabilidade operacional, a menor relevância dos custos operacionais
dentro da estrutura geral de custos da empresa e a configuração de prazos específicos de
concessão que determinam com grande precisão o horizonte de resultados, identificou-se como
principais condicionantes do valor da empresa os parâmetros de preço dos contratos e a
estrutura de financiamentos para determinação do valor de negociação de empresas desse setor.
Além disso, o custo de capital utilizado nos modelos é outro ponto crítico. Isso porque
o custo de capital próprio foi calculado com base no método CAPM, que apesar de ser uma das
teorias mais aceitas academicamente, possui aplicação restrita para os países em
desenvolvimento, em especial aquelas com altas taxas de juros como o Brasil que possui hoje
uma taxa SELIC de 6,5% ao ano, o que aumenta o custo de oportunidade e faz com que o custo
de capital empregado no modelo seja realmente elevado.
Por fim, um ponto fundamental na valoração de empresas e determinação de qualquer
recomendação de compra ou venda envolve a posição competitiva da empresa analisada em
relação aos seus concorrentes. Assim, no caso do Grupo Taesa, a análise da empresa e do
mercado permitem observar que a empresa tem uma trajetória de liderança e vantagens
competitivas sólidas que se ilustram tanto em margens e retornos favoráveis como em escala e
presença nacional.
Dessa forma, levando-se em conta os principais fatores de risco aqui observados e com
o intuito de entender como o preço das ações do Grupo Taesa seria afetado caso o preço dos
contratos das próximas concessões obtidas não fosse conforme o projetado e caso o custo de
capital variasse em relação ao projetado, foram realizadas duas análises de sensibilidade.
A primeira dessas análises de sensibilidade feita foi considerando o preço dos contratos
das próximas concessões obtidas. Ou seja, espera-se que nos próximos anos a empresa estudada
mantenha seu bom desempenho e capacidade de planejamento porque atualmente a mesma é
uma das líderes do seu setor e, como a RAP é uma receita fixa e protegida da inflação, ela tende
a manter os ganhos gerados com as concessões atuais. Contudo, a ideia da primeira análise de
116
sensibilidade é testar o caso em que a Taesa não consiga manter o alto nível de concessões em
sua estrutura social em termos de Receita Anual Permitida.
Nesse sentido, no modelo foi considerado que seria adquirida em 2026 uma nova
concessão com RAP projetada de R$ 300.000 Mil que, com um período médio de construção
de cinco anos, estaria em operação comercial em 2031, compensando a perda das receitas das
concessões da Novatrans e TSN - principais do Grupo em termos de RAP - com o fim do
período do contrato de concessão dessas. Assim, na primeira análise de sensibilidade feita
considerou-se que essa receita da nova concessão não mais seria de R$ 300.000 Mil, mas
manteria a média dos demais anos e seria de R$ 90.000 Mil.
Ao projetar essa nova premissa é possível chegar no valor de R$ 23,44 para o preço
justo das ações, ou seja, cerca de R$ 0,60 abaixo do que o encontrado anteriormente. Tal
diferença pode não ser considerada relevante para certos investidores, porém é preciso lembrar
que essa nova concessão projetada só começa a afetar o fluxo de recebimento projetado a partir
do ano de 2031, quando a mesma entra em operação comercial e sua receita é auferida.
Como o valor presente dos fluxos de caixa torna-se menos relevante nas parcelas
projetadas nos anos finais do modelo, visto que o custo de capital é elevado ao número de
períodos considerados e, assim, o divisor da equação é maior conforme o passar dos anos, a
diferença dessa premissa no modelo atual pode ser considerada com baixo impacto para
determinados investidores. Contudo, se formos pensar no longo prazo de sobrevivência dessa
empresa, essa redução pode afetar a sua posição competitiva frente aos seus concorrentes. Isto
é, apesar do impacto da perda das grandes concessões atualmente não ser relativamente
relevante, para os investidores que pensam no longo prazo da empresa, para além do ano de
2030, se a Taesa não mantiver seu nível de investimento em novas concessões, ela pode vir a
perder espaço no setor e perder valor de mercado.
A segunda análise de sensibilidade foi realizada variando o custo de capital e, assim,
chegando-se aos valores de preço da ação. Conforme pode ser visto no gráfico 24, onde foi
relacionado essas duas variáveis, o valor mais próximo para o preço das ações cotados nos dias
de hoje (R$ 27,23) é encontrado quando assumimos uma taxa de 6,50% para o custo de capital
próprio, que corresponde a um valor próximo da taxa atual livre de risco (6,26%), aqui
assumida como a taxa de juros de longo prazo do Banco Nacional do Desenvolvimento
(BNDES), ou seja, o prêmio de risco do mercado para o acionista seria praticamente zero, já
que ele teria um retorno muito próximo ao que teria se investisse em uma ação sem risco.
117
Gráfico 24: Relação entre o preço da ação (R$) e o Custo do Capital Próprio (%)
Fonte: Elaboração Própria
Com isso, tendo sido feitas as considerações acima, como sugestões para trabalhos
futuros, sugere-se que sejam feitas novas projeções, considerando um período de análise
diferente do aqui proposto. Ou seja, até o ano de 2030, é muito provável que a empresa
mantenha o bom desempenho que vem apresentando já que o mercado de transmissão de
energia elétrica tem estabilidade quanto às receitas a serem recebidas e é protegido da inflação.
Contudo, o grande desafio do Grupo Taesa será manter a competitividade e posição de
liderança depois que as principais concessões tiverem seus prazos de término alcançados. Em
nosso modelo, apesar dessa premissa ter sido levada em conta, a análise da sua proporção no
resultado ficou prejudicada em virtude do espaço de tempo até o ano de 2030 ainda ser
relativamente longo, o que influencia menos no preço justo da ação hoje. Nesse contexto,
acredita-se que considerando um período iniciando-se no ano de 2030 e projetando novas
concessões, tais premissas estratégicas sejam mais bem observadas e analisadas.
118
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
DAMODARAN, Aswath. Avaliação de Investimentos. Ferramentas e Técnicas para a
Determinação do Valor de Qualquer Ativo. Rio de Janeiro: Qualitymark Editora Ltda., 2003.
FALCINI, Primo. Avaliação econômica de empresas: técnica e prática. São Paulo: Editora
Atlas, 1995.
CORNELL, B. Corporate Valuate Tools for Effective Appraisal and Decision Making.
New York: Mc Graw Hill Co., 1993.
COPELAND, T.; KOLLER, T.; MURRIN, J. Valuation: Measuring and managing the value
of companies. 2nd ed. New York: John Wiley and Sons, 1994.
MILLER, M.; MODIGLIANI, F. Dividend Policy, growth and the valuation of shares.
Journal of Business, 1961.
BORDEAUX-REGO, R.; PAULO, G.; SPRITZER, I.; ZOTES, L.P.; Viabilidade econômico-
financeira de projetos - Coleção FGV Management - Gerenciamento de Projetos. Rio de
Janeiro: Editora FGV, 2006.
VARIAN, H. R. Uma abordagem moderna. Rio de Janeiro: Elsevier Editora Ltda., 2012.
VEIGA. D. da S.; FONSECA, V. M.. Análise do Consumo de energia elétrica no Brasil. Rio
de Janeiro, 2002. Monografia (Graduação em Estatística). Escola Nacional de Ciências e
Estatística/ Instituto Brasileiro de Geografia e Estatísticas.
CASTRO, N.; MARTINI, S.; BRANDÃO, R.; LUDOVIQUE, C.. O papel dos leilões na
expansão do segmento de transmissão do setor elétrico brasileiro. Rio de Janeiro, 2018.
Texto de discussão do Setor Elétrico. Grupo de Estudos do Setor Elétrico/ Universidade
Federal do Rio de Janeiro.
MME. Ministério de Minas e Energia. Apresenta informações institucionais. Disponível em:
<http://www.mme.gov.br/>. Acesso em: 24 mar. 2019.
119
CNPE. Conselho Nacional de Política Energética. Apresenta informações institucionais.
Disponível em: <http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cnpe>. Acesso em:
24 mar. 2019.
ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Apresenta informações institucionais.
Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/>. Acesso em: 24 mar. 2019.
CCEE. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Apresenta informações institucionais.
Disponível em: <https://www.ccee.org.br/>. Acesso em: 24 mar. 2019.
ONS. Operador Nacional do Sistema Elétric. Apresenta informações institucionais. Disponível
em: <http://www.ons.org.br/>. Acesso em: 24 mar. 2019.
CMSE. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Apresenta informações institucionais.
Disponível em: <http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cmse >. Acesso em:
24 mar. 2019.
EPE. Empresa de Pesquisa Energética. Apresenta informações institucionais. Disponível em:
<http://www.epe.gov.br/pt>. Acesso em 24 mar. 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Apresenta informações institucionais.
Disponível em: <http://institucional.taesa.com.br/>. Acesso em 24 mar. 2019.
ABRADEE. Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica. Visão Geral do Setor.
Disponível em: <http://www.abradee.com.br/setor-eletrico/visao-geral-do-setor/>. Acesso em
24 mar. 2019.
ABRATE. Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica.
Associados. Disponível em: <http://www.abrate.org.br/>. Acesso em 30 mar. 2019.
EPE. Previsão de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019 - 2023.
Disponível em: <http://epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-
abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-305/topico-442/NT-
%20PLAN%202023%20(20190110).pdf>. Acesso em 07 abril 2019.
120
EPE. Previsão de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019 - 2023
- 1ª Revisão Quadrimestral. Disponível em: <http://epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-
abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-305/topico-
442/Boletim%20Tecnico%20ONS-EPE-CCEE%20-
%20Planejamento%20Anual%20da%20Opera%C3%A7%C3%A3o%20Energ%C3%A9tica
%202019-2023_1%C2%AARevis%C3%A3o%20Quadrimestral_FINAL.pdf>. Acesso em 07
abril 2019.
BM&FBOVESPA. Bolsa de Valores do Brasil. Apresenta informações institucionais.
Disponível em: <http://www.b3.com.br/pt_br/>. Acesso em: 13 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Práticas Contábeis
Utilizadas no Setor de Transmissão de Energia brasileiro. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?idioma=0&tipo=45568&conta=28&i
d=255459>. Acesso em: 14 abril 2019.
GESEL. Grupo de Estudos do Setor Elétrico. Apresenta informações institucionais. Disponível
em: <http://www.gesel.ie.ufrj.br/>. Acesso em: 19 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2018. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2018>. Acesso em: 20 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2017. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2017>. Acesso em: 20 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2016. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2016>. Acesso em: 20 abril 2019.
121
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2015. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2015>. Acesso em: 20 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2014. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2014>. Acesso em: 20 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2013. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2013>. Acesso em: 20 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2012. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2012>. Acesso em: 20 abril 2019.
TAESA. Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Nota Técnica - Demonstrações
Financeiras com Relatório do Auditor Independente Ano 2011. Disponível em:
<http://ri.taesa.com.br/taesa2013/web/conteudo_pt.asp?tipo=45599&id=0&idioma=0&conta
=28&submenu=0&img=0&ano=2011>. Acesso em: 20 abril 2019.
BCB. Banco Central do Brasil - Focus - Relatório de Mercado. Disponível em:
<https://www.bcb.gov.br/publicacoes/focus>. Acesso em: 18 maio 2019.
NYU. New York University. Betas by Sector. Disponível em:
<http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html>. Acesso em:
02 junho 2019.
BNDES. Banco Nacional do Desenvolvimento. Projeção da Taxa de Juros de Longo Prazo
(TJLP). Disponível em:
122
<https://www.bndes.gov.br/wps/portal/site/home/financiamento/guia/custos-financeiros/taxa-
juros-longo-prazo-tjlp>. Acesso em: 02 junho 2019.
BM&FBOVESPA. Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil. Taxas Referenciais
BM&FBOVESPA. Disponível em: <http://www.bmfbovespa.com.br/pt_br/servicos/market-
data/consultas/mercado-de-derivativos/precos-referenciais/taxas-referenciais-bm-fbovespa/>.
Acesso em: 02 junho 2019.
123
ANEXOS
Tabela 23: Concessões pertencentes a TAESA - ref. 2018
Fonte: Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA
124
Tabela 24: Balanço Patrimonial da Taesa 2011 - 2018 - ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA
125
Tabela 25: Demonstrativo de Resultado da Taesa 2011 - 2018 - ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA
126
Tabela 26: Demonstrativo de Fluxo de Caixa Indireto da Taesa 2011 - 2018 - ref. 2019
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA
127
Tabela 27: Detalhamento da Dívida Bruta 4T2018 - ref. 2019
Fonte: Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA
128
Tabela 28: Projeção da Inflação Acumulada entre os anos de 2019 e 2024
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados do Relatório Focus do BCB
Tabela 29: Projeção da Inflação Acumulada entre os anos de 2025 e 2030
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados do Relatório Focus do BCB
129
Tabela 30: Projeção da Inflação Acumulada entre os anos de 2031 e 2034
Fonte: Elaboração Própria baseado em dados do Relatório Focus do BCB
130
Tabela 31: Projeção do Balanço Patrimonial entre os anos de 2019 e 2026
Fonte: Elaboração Própria
131
Tabela 32: Projeção do Balanço Patrimonial entre os anos de 2027 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
132
Tabela 33: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2019 e 2026
Fonte: Elaboração Própria
133
Tabela 34: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2027 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
134
Tabela 35: Projeção do Fluxo de Caixa Indireto entre os anos de 2019 e 2026
Fonte: Elaboração Própria
135
Tabela 36: Projeção do Fluxo de Caixa Indireto entre os anos de 2027 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
Tabela 37: Valuation pelo método do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado do Acionista
Fonte: Elaboração Própria
136
Tabela 38: Índices Financeiros entre os anos de 2019 e 2026
Fonte: Elaboração Própria
Tabela 39: Índices Financeiros entre os anos de 2027 e 2034
Fonte: Elaboração Própria
137
Tabela 40: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2019 e 2026 com análise de sensibilidade
da Receita Anual Permitida
Fonte: Elaboração Própria
138
Tabela 41: Projeção do Demonstrativo de Resultado entre os anos de 2027 e 2034 com análise de sensibilidade
da Receita Anual Permitida
Fonte: Elaboração Própria
139
Tabela 42: Projeção do Fluxo de Caixa entre os anos de 2019 e 2026 com análise de sensibilidade da Receita
Anual Permitida
Fonte: Elaboração Própria
140
Tabela 43: Projeção do Fluxo de Caixa entre os anos de 2027 e 2034 com análise de sensibilidade da Receita
Anual Permitida
Fonte: Elaboração Própria
Tabela 44: Valuation pelo método do Valor Presente do Fluxo de Caixa Descontado do Acionista com análise
de sensibilidade da Receita Anual Permitida
Fonte: Elaboração Própria