PRORET — Proret Submod 2.4 V 1.0 aren2011457



## A G Ê N C I A  N A C I O N A L  D E  E N E R G I A  E L É T R I C A 

**Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição** 

# **S u b m ó d u l o  2 . 4** 

## **C U S T O  D E  C A P I T A L** 

|**Revisão**|**Motivo da revisão**|**Instrumento de**<br>**aprovação pela ANEEL**|**Data de**<br>**Vigência**|
|---|---|---|---|
|1.0|Primeira versão aprovada<br>(apósrealização daAP 40/2010)|Resolução Normativa nº<br>457/2011, de 08/11/2011|11/11/2011|

**Proret Procedim entos de Regulação Tarifária** 

**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

**2.4** 

|Assunto<br>**CUSTO DE CAPITAL**|Submódulo<br>**2.4**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 11/11/2011**|
|---|---|---|---|

## **ÍNDICE** 

1. OBJETIVO ................................................................................................................................ 3 2. ABRANGÊNCIA ........................................................................................................................ 3 3. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL ...................... 3 4. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DO CUSTO DE CAPITAL ........................................... 4 4.1. CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO ....................................................................................... 4 4.2. CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS ............................................................................. 5 5. RESULTADOS ......................................................................................................................... 5 6. REMUNERAÇÃO PARA RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO – RGR

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **CUSTO DE CAPITAL 2.4 1.0 D.O.U. 11/11/2011** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer a metodologia para a definição da estrutura ótima de capital, bem como o custo de capital a serem utilizados Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica (3CRTP). 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de **2.4** 

concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica a serem realizadas ao longo do 3CRTP, compreendido entre janeiro de 2011 e dezembro de 2014. 

## **3. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL** 

3. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro. 

4. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada no 3CRTP, partiuse do levantamento de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, no período entre 2006 e o ano da revisão tarifária do 2CRTP de cada empresa. 

5. Assim, para o cálculo da participação de dívida sobre o capital total adotam-se as seguintes convenções: 

   - CAPITAL DE TERCEIROS: Representam recursos originários de terceiros utilizados para a aquisição de ativos de propriedade, sujeitos a remuneração. Corresponde ao passivo oneroso de curto e longo prazo, deduzido o saldo de financiamento com recursos da RGR. 

   - CAPITAL PRÓPRIO: São os recursos originários dos sócios ou acionistas da entidade ou decorrentes de suas operações sociais. Corresponde à diferença entre a o somatório da Base de Remuneração Líquida (BRL), Base de Anuidade Regulatória (BAR) e Ativo Imobilizado em Curso (AIC) e o saldo do capital de terceiros, ambos deduzidos do saldo de recursos da RGR. 

6. Conforme metodologia acima descrita, o percentual de participação de capital de terceiros (D/V) resulta em **55%** . 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

**2.4** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **CUSTO DE CAPITAL 2.4 1.0 D.O.U. 11/11/2011** 

## **4. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DO CUSTO DE CAPITAL** 

## **4.1. CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO** 

7. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação: 

_onde:_ 

_rP: custo de capital próprio;_ 

_rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;_ 

 _: beta do setor regulado;_ 

_rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e_ 

_rB: prêmio de risco país._ 

8. Para a taxa livre de risco utiliza-se o rendimento do bônus do governo dos EUA com vencimento de 10 anos. Para esse título, utilizou-se a média das taxas de juros anuais no período de janeiro de 1995 a dezembro de 2010, obtendo-se, através de média aritmética, uma taxa de juros média anual de 4,87%. 

9. O prêmio de risco de mercado é calculado a partir da diferença entre os retornos médios da taxa livre de risco e do índice Standard & Poor’s 500 (S&P500), que consiste num índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. Dessa forma, com base nas séries históricas de 1928 a 2010, obteve-se uma taxa anual média (aritmética) de retorno do mercado acionário de 10,96%. Subtraindo deste valor a taxa livre de risco de mesmo período, tem-se o prêmio de risco de mercado de 5,82%. 

10. Para se proceder ao cálculo dos betas, foram escolhidas empresas norteamericanas do setor de distribuição de energia elétrica. O beta desalavancado resultou em 0,41. Realizados os ajustes para aplicação às distribuidoras no Brasil, o beta a ser aplicado no cálculo do custo de capital resultou em 0,74. 

11. Para o cálculo do prêmio de risco país utilizou-se a série histórica diária do índice Emerging Markets Bonds Index Plus relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), de janeiro de 2000 a dezembro de 2010. Adotando-se a mediana obteve-se como resultado para este indicador o valor de 4,25%. 

12. Assim, o custo de capital próprio, em termos nominais, é de **13,43% a.a.** . 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

**2.4** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **CUSTO DE CAPITAL 2.4 1.0 D.O.U. 11/11/2011** 

## **4.2. CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS** 

13. Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 

(2) 

_onde:_ 

_rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; rc: prêmio de risco de crédito; e rB: prêmio de risco país._ 

14. O prêmio de risco de crédito deve representar o spread sobre a taxa livre de risco que pagam empresas com a melhor classificação de risco das distribuidoras de energia elétrica brasileiras. Neste sentido, adota-se como _benchmark_ para o cálculo do prêmio de risco de crédito uma seleção de empresas com classificação de risco Baa3 (segundo classificação da Moody´s), que tinham série de títulos de longo prazo com liquidez calculado no período de janeiro de 1995 a dezembro de 2010. A média dos spreads dessas empresas ao longo da série, resultou em uma taxa de 2,14%. 

15. Assim, o custo de capital de terceiros, em termos nominais, é de **11,26% a.a.** . 

## **5. RESULTADOS** 

16. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital ( _Weighted Average Cost of Capital - WACC_ ), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo expresso pela seguinte fórmula: 

_onde:_ 

_rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; rP: custo do capital próprio nominal; rD: custo da dívida nominal;_ 

- _P: capital próprio;_ 

- _D: capital de terceiros ou dívida;_ 

- _V: soma do capital próprio e de terceiros;_ 

- _T: alíquota tributária marginal efetiva; e_ 

- _π: inflação media dos EUA._ 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

**2.4** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **CUSTO DE CAPITAL 2.4 1.0 D.O.U. 11/11/2011** 

17. Aplicando-se a equação anterior e adotando-se a alíquota de imposto ( _T_ ) igual a 34% (regra geral), bem como a estrutura de capital sugerida (D/V=55%), resulta em um custo de capital em termos nominais de 10,13% a.a.. Deflacionando-se o custo nominal pela taxa de inflação média anual dos EUA no período de janeiro de 1995 a dezembro de 2010, de 2,45%, obtém-se o custo em termos reais de **7,50% a.a.** depois dos impostos. Os resultados finais são mostrados na tabela a seguir. 

**Tabela 1: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC** 

|**CUSTO DE CAPITAL**|**CUSTO DE CAPITAL**|
|---|---|
|Proporção de Capital Próprio|45%|
|Proporção de Capital de Terceiros|55%|
|Taxa livre de risco|4,87%|
|Prêmio de risco de Mercado|5,82%|
|Beta médio alavancado|0,74|
|Prêmio de risco do negócio|4,31%|
|Prêmio de riscopaís|4,25%|
|Custo de capitalpróprio nominal|13,43%|
|||
|Prêmio de risco de crédito|2,14%|
|Custo de dívida nominal|11,26%|
|||
|**CUSTO MÉDIO PONDERADO**||
|WACC nominal depois de impostos*|10,13%|
|**WACC real depois de impostos**|**7,50%**|

* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34% 

18. Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos, com a posterior inclusão do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos consumidores como se segue abaixo: 

      - (4) 

19. Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de 34%, serão consideradas as seguintes alíquotas: 

   - a) para as concessionárias cooperativas e autarquias municipais, as alíquota de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero), podendo ser considerada alíquota proporcional para a cooperativa conforme a carga tributária efetiva; 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

**2.4** 

|Assunto<br>**CUSTO DE CAPITAL**|Submódulo<br>**2.4**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 11/11/2011**|
|---|---|---|---|

   - b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão sujeita ao benefício fiscal; 

   - c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%; 

   - d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 

20. Para aplicação tarifária considera-se o WACC conforme tabela abaixo: 

**Tabela 2: WACC antes de Impostos** 

||**Alíquota de**<br>**IRPJ e CSLL**<br>**Taxa**|
|---|---|
|**WACC**||
|||
|WACCrealantes dosimpostosa|Isento<br>**9,55%**|
|WACCrealantes dosimpostosb|15,25%<br>**10,19%**|
|WACC real antes dos impostosc|24%<br>**10,66%**|
|WACC real antes dos impostosd|34%<br>**11,36%**|

a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 

b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 

c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 

- d) todas as demais. 

## **6. REMUNERAÇÃO PARA RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO – RGR** 

21. Para o 3CRTP, será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor de recursos da RGR junto a Eletrobrás, do mês referente à data base do laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 

22. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória. 

23. Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de **1,35% a.a.** , e os recursos da RGR não destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de **3,62% a.a.** em termos reais. 

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