taxa de desconto aplicada na avaliação das alternativas de expansão

Met

Ministério de Minas e Energia

33

Série PARÂMETROS ECONÔMICOS

NOTA TÉCNICA DEA 27/13

Taxa de desconto aplicada na avaliação das alternativas de

expansão

Rio de Janeiro

Dezembro de 2013

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GOVERNO FEDERAL


Ministro Édison Lobão

Secretário Executivo Márcio Pereira Zimmermann

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho

Série PARÂMETROS ECONÔMICOS


Taxa de desconto aplicada na avaliação das alternativas de

expansão

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída

nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por

finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a

subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia

elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral,

fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim

Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Amilcar Guerreiro

Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias

Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira

Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim

Amilcar Guerreiro

Coordenação Executiva Ricardo Gorini de Oliveira

Equipe Técnica Gustavo Naciff de Andrade

Carolina Mattoso de Almeida

Sede SCN – Quadra 1 – Bloco C Nº 85 – Salas 1712 a 1714 Edifício Brasília Trade Center 70711-902- Brasília – DF Escritório Central Av. Rio Branco, n.º 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

Rio de Janeiro Dezembro de 2013

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NOTA TÉCNICA DEA 27/13| Taxa de desconto aplicada na avaliação das alternativas de expansão

i


Série

PARÂMETROS ECONÔMICOS


TAXA DE DESCONTO APLICADA NA AVALIAÇÃO DAS

ALTERNATIVAS DE EXPANSÃO

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO_______________________________________________________ 1

2 TAXA DE DESCONTO PRIVADA __________________________________________ 3

2.1 MÉTODO DO VALOR PRESENTE LÍQUIDO (VPL) 3

2.2 MÉTODOS ALTERNATIVOS AO VPL 4

2.3 METODOLOGIA DE CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO 8

2.4 MÉTODOS ALTERNATIVOS AO CAPM 15

2.5 METODOLOGIA DE CÁLCULO DO CUSTO DO CAPITAL DE TERCEIROS 17

2.6 ESTIMATIVAS PARA CUSTO DE CAPITAL NO SEGMENTO DE GERAÇÃO 18

3 A TAXA SOCIAL DE DESCONTO ________________________________________ 21

3.1 A ANÁLISE DE CUSTO-BENEFÍCIO OU ANÁLISE ECONÔMICA 22

3.2 A TAXA SOCIAL DE DESCONTO 24

4 A PRÁTICA DO SETOR ELÉTRICO NACIONAL ______________________________ 27

4.1 DIFERENÇAS METODOLÓGICAS E TAXAS DE DESCONTO 31

5 CONCLUSÃO ______________________________________________________ 35

6 BIBLIOGRAFIA _____________________________________________________ 37


ii


ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1 - Preços efetivos e estimados dos títulos soberanos 14

Tabela 2 - Resultados sobre o custo de capital próprio 15

Tabela 3 – Condições de financiamento para projetos de geração do BNDES (% ao ano)Erro! Indicador não definido.

Tabela 4 - Custo de capital próprio 19

Tabela 5 - Custo de capital de terceiros 19

Tabela 6 – Valores econômicos de emissões (Euro-cents/kWh) 33

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 - Taxa livre de risco, janeiro de 1995 a julho de 2013 9

Figura 2 - S&P 500 e Taxa livre de risco, janeiro de 1995 a julho de 2013 10

Figura 3 - Curvas de Rendimento de Títulos do Tesouro Americano, do Tesouro Brasileiro e

de Empresas com mesma classificação de risco do Brasil 12

Figura 4 - Estrutura a Termo do Prêmio de Risco Cambial 14

Figura 5 - Evolução da Taxa de Câmbio Social no Brasill 24

Figura 6 - Exemplo da relação Potência x Energia firme 30


1

1 INTRODUÇÃO

A taxa de desconto estabelece uma relação de troca entre um custo ou benefício

presente e um custo ou benefício em data futura. Mesmo ignorada a inflação, naturalmente

um indivíduo prefere receber hoje, digamos, US$ 1.000, que o mesmo valor daqui a um ano.

Porém, ao aceitar receber US$ 1.100 daqui a um ano estabelece uma relação entre tempo e

capital que pode ser expressa em 10% ao ano.

Por equivalentes, esse indivíduo trocará um benefício de US$ 1.000 a ser recebido

daqui a 50 anos por outro de US$ 8,52 pago na data de hoje. Como investidor, aceitará

desembolsar um máximo de US$ 8,52 para receber um benefício de US$ 1.000 em 50 anos.

Da mesma forma, empresas e governos baseiam suas decisões de investimento na

equivalência entre custos e benefícios, consideradas suas preferências tempo-capital.

Porém, empresas e governos valoram diferentemente custos e benefícios e dão

importâncias diferentes quanto ao tempo, daí se distinguir, na avaliação do mérito de

projetos, dois pontos de vista distintos: o privado e o social.

Enquanto a avaliação privada identifica benefícios e custos no âmbito particular do

segmento da sociedade onde se concentram os efeitos diretos dos projetos, governos

identificam benefícios e custos no âmbito da totalidade da sociedade.

Especificamente em relação à taxa de desconto, a preferência tempo-capital assume

dimensão ética quando analisada pela ótica social, e dramática quando se trata de avaliar o

mérito de projetos cujos benefícios se estendem por gerações, como aqueles relacionados ao

aquecimento global e aos rejeitos radiativos das usinas nucleares: qual a disposição a pagar

hoje por benefícios a serem desfrutados por gerações futuras?

O setor elétrico reúne características que indicam a conveniência de subordinação a

políticas publicas de desenvolvimento, portanto, à avaliação do mérito de suas iniciativas

pela ótica social, mesmo quando as ações diretas decorrentes são empreendidas pela

iniciativa privada.

Cabe, portanto, compatibilizar os interesses social e privado de modo que se tornem

sinérgicos ao invés de antagônicos. De fato, a ordenação temporal da oferta de energia

elétrica e a otimização dos projetos de geração e de transmissão por critério econômico

devem preservar o interesse coletivo, enquanto a formação da tarifa de venda da energia

atende a necessidade de lucro própria da iniciativa privada, não captando, necessariamente,

externalidades positivas ou negativas.

Também diferem os métodos de avaliação de mérito de projetos quando vistos sob a

ótica privada ou social. No primeiro caso, projetos concorrentes são submetidos à avaliação

financeira (ou de rentabilidade privada) e no segundo submetidos à avaliação econômica, ou

análise custo-benefício.

Na avaliação financeira os dois principais métodos de análise de mérito são o de Valor

Presente do Fluxo de Caixa (VPL) e o da Taxa Interna de Retorno (TIR). Ambos relacionam no

tempo desembolsos - inclusive tributação - e receitas atribuíveis aos projetos, através de uma

taxa de atratividade privada.


2

A ideia original da metodologia de decisão de investimento em projetos de alcance

social é atribuída ao engenheiro civil francês A. Jules É. Dupuit, a partir de artigo publicado

em 1844 ("On the Measurement of the Utility of Public Works"). Seu desenvolvimento prático,

porém, teve início com o Flood Control Act, do Congresso norte-americano em 1936, ao

determinar a participação do governo em obras de controle de cheias “... se os benefícios a

qualquer um que possam favorecer excedem os custos estimados”.

A metodologia admite que os benefícios sociais devam ser a base para decisão de

programas e políticas de governo e, nesse contexto, custos e benefícios devem refletir

preferências da coletividade. Admite ainda que essas preferências difiram de preferências

privadas em razão de imperfeições do mercado debitadas a taxas, subsídios, poder de

monopólio, economias ou deseconomias externas não compensadas pelo mercado (resultantes

da repartição desigual de custos e benefícios), etc.

Com base nessas premissas, benefícios, custos e a própria taxa de desconto deve ser

contemplada numa perspectiva mais ampla, aquela de todos os agentes econômicos

alcançados direta ou indiretamente pelos efeitos dos projetos em análise. Com foco na

eficiência econômica, benefícios e custos tangíveis e intangíveis devem ser reconhecidos, os

custos valorados pelos custos de oportunidade econômica dos recursos consumidos e excluídas

da análise as transferências de recursos entre membros da sociedade, como os impostos,

taxas e depreciações.

Cabe ressaltar que enquanto a derivação da taxa de desconto adequada à decisão

privada atingiu certo consenso com a precificação do risco pelo modelo CAPM, a derivação de

uma taxa “social” continua sendo matéria controversa.

Talvez pela origem, a metodologia de análise de mérito de projetos até hoje usada

pelo setor elétrico se aproxima da ótica social em termos de objetivo e formulação, porém

utiliza parâmetros característicos da avaliação privada.

De fato, pode ser vista como “sobrevivente” de uma época em que a remuneração dos

investimentos correspondia a uma taxa fixa definida em lei sobre os custos incorridos

(tarifação pelo custo) e, até pela essencialidade dos serviços, não competia efetivamente

com outros setores, sociais ou produtivos, pelos recursos públicos necessários à sua expansão.

Apesar da nova ordenação legal do setor, onde as tarifas são estabelecidas pelo preço,

e ter passado a competir por recursos privados, a metodologia não é anacrônica, como se

verá. Cabe, porém, a atualização de um de seus principais parâmetros, a taxa de desconto.

O objetivo desta Nota Técnica é atualizar a discussão sobre o valor numérico da taxa

de desconto adequada ao planejamento e realização da expansão da oferta de energia

elétrica.


3

2 TAXA DE DESCONTO PRIVADA

O objetivo deste capítulo é apresentar a metodologia para a determinação do custo de capital

próprio e de terceiros utilizados no cálculo da remuneração do capital em empreendimentos

de geração.

Considera-se que a taxa de desconto para projetos privados é dada pelo custo de

capital dos investidores (custo médio ponderado do capital) que reflete, por sua vez, as

diferentes formas de financiamento do projeto, como o custo do capital próprio (tratado no

item seção 2.2) e o custo do capital de terceiros (tratado no item 2.3). No item 2.1

apresenta-se uma breve descrição de alguns métodos privados de avaliação de projetos e, por

fim, no item 2.4, apresenta-se uma estimativa do custo de capital para o segmento de

geração.

2.1 Método do Valor Presente Líquido (VPL)

A remuneração de um projeto privado é, ajustada pelo seu risco, o elemento fundamental de

direcionamento do investimento produtivo. Especificamente, um projeto é implantado se o

seu retorno financeiro for suficientemente atraente em comparação com ativos (financeiros

ou reais) com mesmo perfil de risco.

Por sua vez, o retorno depende da definição dos ativos alternativos de investimento e

a forma de levantar os recursos necessários para financiar a compra destes ativos. A primeira

questão envolve as decisões de investimento, enquanto a segunda, as decisões de

financiamento.

No caso das decisões de investimento, o método do Valor Presente Líquido (VPL) é um

dos critérios mais utilizados para a seleção das oportunidades de investimento. O VPL de um

determinado projeto é definido como a soma dos fluxos de caixa futuros deste projeto,

atualizados para uma data de referência por uma taxa de desconto apropriada (ou taxa

mínima de atratividade – TMA), como mostra o exemplo a seguir.


4

Em geral, o fluxo de caixa inicial (no período 0) é o investimento a ser realizado. Os

fluxos de caixa positivos são considerados recebimentos líquidos decorrentes da realização do

projeto, enquanto os fluxos de caixa negativos são considerados pagamentos líquidos

adicionais ao investimento inicial. Para todos os recebimentos e pagamentos é considerado o

valor do dinheiro no tempo.

O critério de seleção dos projetos pelo método do VPL é baseado na seguinte regra: se

o VPL for negativo, rejeita-se o projeto, caso contrário, o projeto é conduzido.

Adicionalmente, no caso de projetos mutuamente excludentes, escolhe-se o projeto com

maior VPL.

2.2 Métodos alternativos ao VPL

Outros enfoques podem ser utilizados como o método do Critério de período de payback, o

método do Retorno Contábil Médio (RCM) e o método da Taxa Interna de Retorno (TIR).

O critério do período de payback é um dos métodos mais populares de análise de

investimento por conta da sua simplicidade e consiste em calcular o tempo necessário para se

recuperar os investimentos realizados no projeto. Em uma carteira de projetos, a tomada de

decisão passa pela seleção de um período de corte. Assim, todos os projetos com períodos de

Exemplo: Método do VPL

Seja o projeto cujo fluxo de caixa com maturidade de N períodos é mostrado abaixo:

Sendo r a taxa de desconto apropriada para avaliar este fluxo, o valor presente líquido (VPL) do projeto é dado por:

N

tt

t

r

FCV

0 )1( (1)

FC0

FC1 FC2 FC3

FC4

...

...

FCN


5

payback menores que o período de corte são aceitos, enquanto os projetos que não atendem

esta condição são rejeitados.

Há, no entanto, três problemas com este método:

(1) O fato de ignorar a distribuição dos fluxos de caixa dentro do período do

payback, desconsiderando o valor do dinheiro no tempo.

(2) Não levar em conta todos os fluxos de caixa ocorridos após o momento de

recuperação do investimento.

(3) Não há uma consideração de risco envolvida nos fluxos de caixa.

(4) A seleção do período de corte é arbitrária.

Segundo Ross et al. (2002), este método é freqüentemente utilizado por grande

empresas na tomada de decisões de investimento que envolvem montantes relativamente

pequenos, principalmente como forma de controle e avaliação de administradores em

escalões inferiores. No entanto, quando os valores dos projetos são vultosos, o critério do

payback raramente é utilizado.

O método do retorno contábil médio também é de utilização generalizada (Ross et al.,

2002) na tomada de decisão. O critério se baseia no cálculo da razão entre o lucro médio do

projeto após os impostos e o valor contábil médio do investimento ao longo da existência do

projeto – o chamado retorno contábil médio. Assim, projetos com retorno contábil acima de

um valor determinado a priori são aceitos, enquanto os demais são rejeitados.

Dentre os problemas deste método, podemos citar

(1) Usar dados inadequados como lucro líquido e valor contábil do investimento e

não fluxos de caixa.

(2) O fato de ignorar a distribuição dos fluxos de caixa no tempo, desconsiderando

o valor do dinheiro no tempo.

(3) A definição do retorno adequado para fins de seleção do projeto é arbitrária.

O critério da Taxa Interna de Retorno (TIR) é o método alternativo ao VPL mais

importante, pelo qual, por meio de um único número, se procura avaliar o mérito de um

projeto. Define-se a TIR como o valor para o qual o VPL do projeto é igual a zero. Neste

sentido, seu cálculo não depende do que ocorre no mercado de capitais, mas antes, é

intrínseco (ou interno) ao projeto.

Por este método, deve-se comparar a TIR do projeto com uma taxa de desconto

apropriada para o projeto. A seleção de um projeto é dada pela seguinte regra: um projeto

deve ser aceito se a TIR for maior ou igual à taxa de desconto apropriada e rejeitado se

menor. Note que este método não é necessariamente equivalente ao método do VPL,

apresentando problemas como os listados a seguir:


6

1. Possibilidade de ocorrência de múltiplas taxas internas de retorno. Neste caso,

resta a dúvida sobre qual a TIR mais apropriada para descontar o fluxo de

caixa, como mostra o exemplo a seguir.

2. Ignora a diferença de escala no caso de projeto mutuamente excludentes,

como mostra o exemplo a seguir.

Exemplo: Múltiplas taxas internas de retorno

O fluxo de caixa tem duas taxas internas de retorno: 6,61% a.a. e

36,55% a.a.. Múltiplas TIR são possíveis de serem obtidas quando há várias

inversões de sinal no fluxo de caixa. O problema de se escolher uma TIR muito

baixa é o fato de que há uma menor possibilidade de aceitação de um projeto,

enquanto uma TIR muito alta gera uma possibilidade de seleção de múltiplos

projetos.

-1,000

800 1,000 1,300

-2,200

Exemplo: TIR e o problema de escala do projeto em projetos

mutuamente excludentes.

Enquanto o fluxo de caixa A tem TIR igual a 10% a.a., o fluxo de caixa B

tem TIR igual a 100% a.a.. No caso de projetos mutuamente excludentes, o

projeto (B) seria escolhido pelo critério da maior TIR, embora o fluxo de caixa

(A) tenha um VPL de $10 contra $1 do fluxo de caixa (B) para o investidor,

supondo um mesmo nível de risco associado aos dois fluxos.

-100

110

-1

2

(A) (B)


7

3. A distribuição do fluxo de caixa de dois investimentos em projetos mutuamente

excludentes pode resultar em escolhas diferentes dependendo da taxa de

desconto utilizada, como mostra o exemplo a seguir.

Comparativamente, segundo Ross et al. (2002), o método do VPL é superior aos

métodos descritos acima pois:

(1) Utiliza os fluxos de caixa ao invés de variáveis contábeis.

(2) Considera todos os fluxos de caixa do projeto.

(3) Incorpora o valor do dinheiro no tempo quando lida com fluxo de caixa.

Em relação a este último aspecto, a definição da taxa de desconto é fundamental no

critério de decisão. Em termos conceituais, a taxa de desconto do projeto deve refletir o

custo de oportunidade do montante investido no projeto, isto é, a remuneração que os

investidores (acionistas e credores) receberiam em ativos com perfil de risco semelhante ao

projeto. De outro modo, a taxa de retorno exigida pelo investidor para aplicar seus recursos

deve ser compatível com a taxa de retorno oferecido por ativos de mesmo risco no mercado.

No caso de geração, os fluxos de caixa futuros são conhecidos em termos reais, uma

vez definido os preços dos leilões e condicional ao empreendimento ter sido selecionado por

meio dos leilões de energia elétrica. Porém, a aplicação do método é relativamente

complexa por conta da definição da taxa de desconto apropriada ao projeto.

A taxa de desconto utilizada na análise de investimentos é, de forma mais comum,

calculada pelo método do Custo Médio Ponderado do Capital – WACC (do inglês, weighted

average capital cost). O WACC representa o custo incorrido pelo empreendedor para levantar

Exemplo: Distribuição diferente do fluxo de caixa ao longo do

tempo.

O fluxo de caixa A tem TIR igual a 16,04% a.a., enquanto o fluxo de

caixa B tem TIR igual a 6,89% a.a.. Se (A) e (B) são projetos mutuamente

excludentes, o projeto (A) tende a ser escolhido para taxas de desconto

abaixo de 16,04% a.a. pelo método da TIR. Porém, ao se utilizar o método

do VPL, temos que, para taxas de desconto muito baixas, o fluxo de caixa

(A) possui VPL maior do que o fluxo de caixa (B), já que a maior parte dos

seus pagamentos está mais concentrada nos períodos iniciais do projeto.

-10,000

10,000 1,000 1,000

-10,000

1,000 1,000 10,000

(A) (B)


8

o capital necessário para implementar o projeto. Como, em geral, são utilizadas várias fontes

de financiamento com diferentes taxas de retorno associadas, o WACC representa a média

ponderada das diversas taxas de retorno requeridas para levantar os recursos necessários ao

financiamento do projeto.

Portanto, a determinação da taxa de desconto dos fluxos de caixa do projeto é

estabelecida a partir das taxas de retorno exigidas pelos acionistas (capital próprio) e pelos

credores (capital de terceiros) que financiam projetos com aquele mesmo perfil de risco,

deixando clara a interação existente entre as decisões de financiamento e as decisões de

investimento. As duas formas de financiamento e seus respectivos custos são apresentados a

seguir.

2.3 Metodologia de cálculo do custo de capital próprio

Para o custo de capital próprio é comum usar o método CAPM (Capital Asset Pricing

Model), que busca identificar a percepção do mercado sobre os riscos do setor, partindo-se

das seguintes premissas:

1. Os ativos de geração de energia elétrica representam alternativas de

investimentos que competem com outros ativos pelos recursos dos investidores

potenciais;

2. Os diversos ativos disponíveis proporcionam um retorno diretamente

proporcional ao risco que representam; e

3. Há um ativo “livre de risco” acessível a todos os investidores, cujo retorno

serve de referência para mensurar o prêmio de risco exigido para investir nos

demais ativos.

Pelo método do CAPM, o cálculo do custo do capital próprio encontra-se expresso na

fórmula a seguir:

)( fmfCAPM rrrr (2)

onde

rCAPM : Custo do capital próprio

rf : Taxa livre de risco

: medida da correlação entre o retorno do ativo e o retorno do mercado (Cov(ri,rm) /

Var(rm))

rm : Taxa de retorno de um portfolio diversificado (carteira “de mercado”)

(rm - rf): Prêmio de risco.

Como se deseja determinar o custo de capital para uma indústria no Brasil, devem ser

incorporados prêmios de risco adicionais, associados às especificidades do mercado local.

Desse modo, ao CAPM padrão, adicionam-se o prêmio de risco Brasil (rB), o prêmio de risco


9

cambial (rx) e, dependendo da indústria em análise e do mercado de referência, o prêmio de

risco regulatório (rR). A expressão do custo de capital próprio torna-se então:

RXBfmfCAPM rrrrrrr )( (3)

A taxa livre de risco (rf) é a remuneração obtida em um investimento sem risco. Devido

às características de o Brasil ser ainda uma economia em desenvolvimento e à tendência de

maior integração econômica dos mercados, o mais indicado para cálculo da taxa livre de risco

é utilizar a taxa de um bônus zero cupom do governo dos EUA (referência do mercado global),

compatível com a concessão do serviço de geração (longo prazo).

Considerando-se que um projeto de geração de energia elétrica é um empreendimento

de longo prazo de duration de aproximadamente 8 anos deve-se optar por trabalhar com

títulos do governo americano de características semelhantes, como o título do governo dos

EUA com prazo de 10 anos (10-Year Treasury Note), cuja evolução é apresentada na Figura 1.

Figura 1 - Taxa livre de risco, janeiro de 1995 a julho de 2013

Fonte: http://finance.yahoo.com

No período de janeiro de 1995 julho de 2013, a taxa de juros média de um título

americano de 10 anos foi de 4,51% ao ano.

O prêmio de risco de mercado (rm – rf) mede a diferença entre o retorno esperado no

mercado acionário (investimento com risco) e o retorno do título livre de risco. Para estimar o

prêmio de risco de mercado, subtrai-se a taxa livre de risco do retorno médio anual da série

histórica dos retornos do portfólio do mercado de referência.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

jan

/95

jan

/96

jan

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/01

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/09

jan

/10

jan

/11

jan

/12

jan

/13

(% a

.a.)

Taxa livre de risco(US Treasury Note 10 years)


10

Para cálculo do retorno de mercado (rm), utilizou-se o S&P 500, que consiste em um

índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na Bolsa de Nova York e

cuja evolução do retorno é apresentada na Figura 2.

Figura 2 - S&P 500 e Taxa livre de risco, janeiro de 1995 a julho de 2013

Fonte: http://finance.yahoo.com e Standard and Poor´s

Dos dados acima, obtém-se, através da média do período de janeiro de 1995 à julho de

2013 um retorno do mercado acionário de 10,49 % a.a.

Dessa forma, com base nos resultados obtidos para o cálculo da taxa livre de risco foi

determinado o prêmio de risco de mercado em 5,98% ao ano.

O beta () reflete os riscos de negócio e financeiro. O risco de negócio está

relacionado com o grau de incerteza sobre o recebimento do fluxo de caixa projetado para

aquela atividade e que não pode ser eliminado por uma estratégia de diversificação de

portfólio. Ou seja, é o risco sistemático de um projeto quando todo o financiamento ocorre

por meio de recursos próprios. Se houver adicionalmente financiamento por meio de recursos

de terceiros, existe um risco financeiro associado à possibilidade de alavancagem financeira.

Para o cálculo do beta () seria necessário utilizar os dados do mercado acionário

brasileiro. Entretanto, no caso específico do segmento de geração brasileiro, isto não é

recomendável devido, entre outros, aos seguintes aspectos:

baixa qualidade e número insuficiente de informações disponíveis;

os mercados de capitais ainda pouco amadurecidos;

as séries de tempo não são suficientemente extensas;

alta volatilidade dos papéis por conta dos desequilíbrios macroeconômicos;

baixa liquidez de papéis de empresas do setor em muitos casos, etc.

0

400

800

1.200

1.600

2.000

0,0

2,0

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jan

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po

nto

s

(% a

.a.)

Taxa livre de risco e S&P 500 (índice)

Título Tesouro Americano S&P 500 (índice)

http://finance.yahoo.com/


11

Utilizando a alternativa de estimar o beta em mercados de capitais mais imunes aos

problemas do mercado brasileiro, optou-se por calcular a estimativa referente ao mercado

americano, fazendo-se, no entanto, os devidos ajustes para incorporar os riscos adicionais

pertinentes.

Assim, foram obtidas as empresas americanas do setor elétrico que apresentassem a

geração de energia elétrica entre suas atividades principais ou, na impossibilidade de

identificação explícita dessa atividade, as empresas verticalizadas ou integradas do setor

elétrico. Com base em 27 empresas a partir do banco de dados Reuters se obteve o beta

médio das ações de 0,687. Vale ressaltar que este beta médio incorpora uma estrutura de

capital média das empresas, o que por sua vez, reflete agregadamente um risco de negócio e

um risco financeiro. Assim, para decompor cada um destes riscos, foi necessário se proceder

aos seguintes passos:

(1) Para calcular o risco de negócio, inicialmente os betas das empresas foram

desalavancados usando-se a estrutura de capital das empresas e a alíquota de

imposto de renda dos EUA de 34%. Em seguida, calculou-se o beta médio

desalavancado das empresas pela média ponderada (utiliza-se como ponderação a

participação do ativo de cada empresa no total). Considera-se que o risco de

negócio nos EUA é semelhante ao risco de negócio no Brasil o que, segundo

Coutinho e Oliveira (2002), é uma hipótese bastante comum na literatura.

(2) Para calcular o risco financeiro é necessário usar uma estrutura de capital (isto é,

a participação de recursos próprios e de terceiros no financiamento da empresa)

apropriada. Para o resultado, utilizou-se o valor de 50/50 (P/D) para a estrutura

de capital correspondendo à combinação possível de BNDES e outros empréstimos,

uma alíquota de 25% referente ao IRPJ e uma alíquota de 9% a título da CSLL

(Contribuição social sobre lucro líquido).

Desta forma, calculou-se o beta para o setor de geração no Brasil em 0,826 e, com

isto, um prêmio de risco do negócio e financeiro ((rm-rf)) igual a 4,98% ao ano.

O prêmio de “risco-país” (rB), conforme definido pela NT nº 062/2006-SRT/ANEEL, de

12/04/2006, é calculado através da diferença entre o risco soberano e o risco de crédito.

Enquanto o risco soberano é medido pela diferença entre o retorno dos títulos emitidos pelo

Brasil e o retorno dos títulos emitidos pelo Tesouro americano de mesma duration, o risco de

crédito é medido como a diferença entre o retorno pago pelos títulos soberanos brasileiros e

o retorno dos títulos de empresas com mesma classificação de risco que o Brasil. Desta forma,

pode-se entender o “risco-país” como o risco de inadimplência enfrentado pelos credores

para devedores com probabilidades de pagamento equivalentes.

Para melhor compreensão destes conceitos, a Figura 3 representa a decomposição do

risco soberano.


12

Figura 3 - Curvas de Rendimento de Títulos do Tesouro Americano, do Tesouro Brasileiro e de

Empresas com mesma classificação de risco do Brasil

Fonte: Elaboração própria

Dessa forma, o “risco-país” procura captar a desconfiança adicional dos investidores

quanto ao cumprimento do reembolso prometido pelo Brasil na data de vencimento dos

títulos por ele emitidos, quando tomado um conjunto de empresas com igual risco de crédito

como referência.

Para o cálculo do prêmio de risco soberano, utilizou-se a série histórica diária do

índice Emerging Markets Bonds Index relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), calculado pelo banco de

investimento norte-americano JP Morgan, de agosto de 2002 a julho de 2013, resultando no

valor médio de 3,86% a.a. neste período. No cálculo do prêmio de risco de crédito Brasil, a

partir de dados da Reuters, foram selecionadas empresas americanas do setor de utilities com

classificação de risco igual à classificação de risco dos títulos soberanos do Brasil no máximo

período disponível desta série histórica (entre outubro de 2005 e julho de 2013). Calculando a

média dos spreads dessas empresas ao longo da série, determina-se uma taxa de 2,72%.

Portanto, o prêmio de risco-país é de 1,14% ao ano.

O prêmio de risco cambial (rX), segundo NT nº 062/2006-SRT/ANEEL, DE 12/04/2006,

deriva do fato de que, no momento de troca de moeda, a taxa de câmbio possa não refletir

uma situação de equilíbrio, como a dada pela condição de paridade coberta da taxa de juros

abaixo:

i = i* + (F-S) + rB (5)

onde

Tempo (anos)

Retorno

(% a.a.)

Tesouro Americano Empresa de mesma classificação de risco do Brasil Brasil

“Risco-país”

Risco de crédito

Risco soberano


13

i: taxa de juros doméstica

i*: taxa de juros internacional de referência (em geral, título do governo americano)

F: valor futuro da taxa de câmbio (em geral, o dólar)

S: valor corrente da taxa de câmbio

rB: prêmio de risco soberano

Esta equação reflete o fato de que, sob integração dos mercados financeiros nacionais,

as taxas de juros domésticas devem ser iguais quando denominadas na mesma moeda.

A parcela (F-S) da equação (5) é chamada de prêmio a termo (forward premium) cujo

valor, observável no mercado de câmbio, pode ainda ser decomposto em:

(F-S) = E(ST – S) + rX (6)

onde

ST = valor corrente da taxa de câmbio na data futura T

rX = prêmio de risco cambial

Uma metodologia comum para o cálculo do prêmio de risco cambial é o chamado Filtro

de Kalman. No entanto, esta se mostrou inadequada a uma projeção de longo prazo para o

caso brasileiro por conta da considerável sensibilidade da série estimada em relação ao

período escolhido.

A alternativa utilizada neste estudo foi comparar os rendimentos em dólares e em

reais dos títulos soberanos de longo prazo. Porém, a comparação direta entre as taxas

internas de retorno (TIR) destes títulos não é apropriada, visto que este método embute a

hipótese de que os fluxos de caixa podem ser reinvestidos à própria TIR, o que não

necessariamente ocorre, entre outras razões por conta de mudanças futuras de taxas de

juros. Por conta disto, faz-se necessário estimar uma estrutura a termo nas duas moedas e, a

partir destas curvas, uma estrutura a termo do prêmio de risco pode ser obtida. Para este

fim, optamos por seguir VARGA (2006), que usa o bootstrapping para extrair títulos do tipo

zero cupom dos títulos negociados em mercado.

Por esta metodologia, toma-se a taxa de juros de um título zero cupom com maior

proximidade de vencimento e a taxa do título de vencimento seqüencial que contém um

cupom antes de seu vencimento. Esta última pode ser dividida na taxa de juros do primeiro

título composta com uma taxa de juros referente à diferença entre os dois vencimentos.

Aplicando-se recursivamente este método para os títulos seguintes, pode-se obter a estrutura

a termo, isto é, as taxas livres de risco de reinvestimento a cada instante do tempo.

Os títulos utilizados neste estudo são apresentados na Tabela 1:


14

Tabela 1 - Preços efetivos e estimados dos títulos soberanos

Título Preço em

07/08/2013 Preço estimado

Externos US$ US$

Global 2024 137,43 136,88

Global 2027 152,00 154,04

Global 2040 118,09 118,08

Domésticos R$ R$

NTNB 150515 2.407,99 2.364,21

NTNB 150820 2.491,26 2.485,22

NTNB 150822 2.505,89 2.516,25

NTNB 150824 2.520,47 2.544,58

NTNB 150830 2.556,48 2.532,71

NTNB 150535 2.545,20 2.552,76


A partir dos títulos acima, foi possível calcular uma estrutura a termo em dólar e uma

estrutura a termo em reais. O resultado em termos de prêmio de risco é apresentado na

Figura 4.

Figura 4 - Estrutura a Termo do Prêmio de Risco Cambial


Note que a estrutura a termo do prêmio de risco, calculada a partir dos títulos listados

na Tabela 1, é declinante ao longo do tempo. Enquanto o prêmio de risco para títulos com

vencimento em 1 ano é da ordem de 3% ao ano, em 10 anos este valor é igual a 2,5% ao ano.

Levando em consideração o formato da estrutura a termo do prêmio de risco cambial em

-0,50%

0,00%

0,50%

1,00%

1,50%

2,00%

2,50%

3,00%

3,50%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Anos


15

queda, opta-se por usar o prêmio de risco de 1,5% ao ano, próximo ao prêmio de risco de 15

anos.

No caso do prêmio de risco regulatório (rR), entende-se que o mecanismo de

negociação no segmento de geração (i.e, compra e venda de energia por meio de leilões após

a Lei 10.848) não oferece risco regulatório significativo, já que os contratos (CCEARs –

Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado) são instrumentos

bilaterais entre geradores vendedores e distribuidoras compradoras. Sendo assim, o risco

regulatório é considerado nulo.

Em virtude da não aplicabilidade do risco regulatório a fórmula do CAPM para cálculo

do custo de capital passa a ser:

XBfmfCAPM rrrrrr )( (7)

Tomando a equação (7) e os parâmetros calculados anteriormente procede-se com o

cálculo do custo de capital próprio aplicado ao segmento de geração, conforme detalhado na

Tabela 2. Vale ressaltar que para o cálculo do custo de capital próprio real é preciso

descontar a inflação do custo de capital nominal. Conforme justificado pela NT nº 062/2006-

SRT/ANEEL, de 12/04/2006 a inflação americana é uma proxy possível de ser utilizada. Entre

o período de agosto de 2002 e julho de 2013 a média obtida foi de 2,38%.

Tabela 2 - Resultados sobre o custo de capital próprio

Componente Prêmio

Taxa livre de risco 4,5%

Prêmio do risco do negócio e financeiro 4,9%

Prêmio de risco Brasil 1,1%

Prêmio de risco cambial 1,5%

Custo de Capital (nominal) 12,1%

Taxa de inflação EUA (PPI) 2,4%

Custo de Capital (real) 9,5%

2.4 Métodos Alternativos ao CAPM

Dois métodos alternativos ao CAPM podem ser utilizados para o cálculo do custo de

capital próprio: o modelo APT (do inglês, Arbitrage Price Theory) e o DGM (do inglês,

Dividend Growth Model) descritos a seguir.

O modelo APT está baseado na lei do preço único. Dito de outro modo, a possibilidade

de arbitragem1 previne que dois ativos com perfis de risco semelhantes tenham preços

diferentes. 1 Uma oportunidade de arbitragem surge quando um investidor consegue montar uma carteira sem

nenhum investimento e consegue obter um retorno assegurado. Por exemplo, se um mesmo ativo está

sendo vendido a preços distintos em dois mercados, sendo a diferença maior do que os custos de

transação, há a possibilidade de um lucro seguro com investimento nulo. O incentivo a este tipo de

negociação dissipa em curto espaço de tempo qualquer oportunidade de arbitragem, criando restrições,

portanto, aos níveis de preços dos ativos.


16

Em relação ao modelo CAPM, o modelo APT permite a inclusão de outras variáveis

explicativas no processo de escolha de portfólio do que a simples combinação média-variância

do CAPM. Em particular, o retorno de um ativo no modelo APT é dado por uma relação linear

com um conjunto de índices teóricos de mercado (fatores):

ri = E(ri) + ei (7)

E(ri) = ai + bi1 I1+ bi2 I2+ …+ bij Ij (8)

onde

ri: retorno do ativo i

E(ri): retorno esperado do ativo i

ai:retorno esperado médio do ativo i caso os outros índices sejam nulos

Ij: valor do j-ésimo índice que afeta o retorno do ativo i.

bji: sensibilidade do retorno do ativo i a uma variação do j-ésimo índice

ei: distúrbio aleatório idiossincrático do ativo i com média nula e variância constante.

A partir do conceito de que investidores procuram por carteiras bem diversificadas, a

taxa esperada do retorno do ativo dado pelo modelo APT é usada para apreçar corretamente

o ativo e, caso o preço de mercado divirja deste valor, uma oportunidade de arbitragem, em

termos esperados,2 surgirá.

O modelo APT permite que os investidores possam escolher seu próprio conjunto de

fatores explicativos, ao invés de apenas considerar o portfolio de mercado como no CAPM.

Nesse sentido, o CAPM pode ser entendido como um caso particular do APT quando o único

fator explicativo da taxa de retorno de um ativo é o portfolio de mercado.

No entanto, a flexibilidade do APT é também seu ponto mais vulnerável. A definição

do número de fatores e da escolha ideal dos fatores é crucial para a determinação do retorno

esperado do ativo. Além disso, a utilização do APT como um modelo de projeção de preços

implica, no caso de um modelo explicativo multifatorial, a projeção dos fatores explicativos,

o que nem sempre é tarefa muito simples, como no caso de variáveis macroeconômicas (ciclo

de negócios, trajetória da taxa de juros e de inflação, taxa de câmbio, preços do petróleo,

etc.).

Por sua vez, o DGM baseia-se no fato de que o preço do ativo deve refletir o valor

esperado descontado do seu fluxo de caixa. Do ponto de vista do investidor, isso implica

considerar todos os dividendos esperados dos seus investimentos.

No caso de um fluxo de pagamentos com crescimento constante à taxa g e pagamento

inicial de dividendo igual a d, o valor do ativo (projeto ou ação) com duração de N anos é

dada por:

2 Por este motivo, o modelo APT também é conhecido como modelo de “arbitragem em expectativas”,

isto é, os preços dos ativos são determinados (por arbitragem) com base nos retornos esperados

calculados pelo modelo APT.


17

N

tt

t

r

gdV

1

1

)1(

)1( (10)

Em um projeto de duração infinita, o valor do ativo ($V) pode ser simplificado para:

rg

dV

(11)

ou, de forma equivalente,

gV

dr (12)

Este resultado baseia-se na expectativa de que o ativo pague dividendos de forma

estável que, crescendo a uma taxa constante, gera uma taxa de retorno também constante, a

ser utilizada no desconto dos fluxos de caixa do projeto.

Embora de aplicação relativamente fácil e imediata, o DGM apresenta sérias

limitações como o fato de que seu resultado não ser relacionado com uma teoria de equilíbrio

de preços de ativos, como o CAPM e o APT. Além disso, o resultado é bastante sensível à

hipótese sobre o valor a taxa de crescimento dos dividendos, além de desconsiderar os riscos

associados ao recebimento destes pagamentos no futuro.

2.5 Metodologia de cálculo do custo do capital de terceiros

O custo do capital de terceiros equivale ao retorno requerido pelos investidores

dispostos a financiar um empreendimento por meio de dívida mobiliária, podendo ser

observado nos mercados financeiros, seja de forma direta ou indireta.

Existem duas grandes linhas de ação para estimar o custo do capital de terceiros:

“Benchmarking” financeiro: O custo do financiamento de uma empresa pode

ser estimado através dos preços correntes dos títulos de dívida privada do setor ao

qual pertence a empresa, comercializados nos mercados de financiamentos internos e

externos.

CAPM da dívida: é um método de uso generalizado, tanto em práticas

regulatórias como em finanças, que resulta consistente com o modelo geral do CAPM

utilizado para o cálculo do custo do capital próprio. Pode ser estimado a partir da

seguinte expressão:

CXBfCAPMD rrrrr _ (13)

onde

rD_CAPM: taxa de retorno esperada pelos credores pelo método do CAPM da dívida

rf: taxa livre de risco

rB: prêmio de risco Brasil

rX: prêmio de risco cambial


18

rC: risco de crédito

Neste estudo será levada em consideração o CAPM da dívida, dado que este método

pode ser interpretado como mais representativo de valores médios de financiamento para

determinado nível de risco e menos sujeito a benefícios muito específicos de determinados

projetos. Assim, tomando-se os mesmos parâmetros apresentados anteriormente, para o

cálculo do custo de capital próprio tem-se os seguintes valores:

fr : taxa livre de risco = 4,5%

Br : prêmio de risco de investimento no Brasil= 1,1%

Cr : risco de crédito = 2,7%

Xr : risco cambial = 1,5%

Portanto, a estimativa de custo nominal para a dívida de capital de terceiros, neste

caso, é de 9,87% ao ano. Em termos reais, descontando-se a média de inflação americana de

2,38% ao ano, tem-se que o custo real para a dívida de capital de terceiros seria de 7,31% ao

ano.

2.6 Estimativas para custo de capital no segmento de geração

A partir dos resultados apresentados anteriormente, pode-se enfim estimar o custo de

capital próprio e de terceiros para empreendimentos de geração de energia elétrica no Brasil

conforme ilustrado nas tabelas 3 e 4, a seguir.


19

Tabela 3 - Custo de capital próprio

Decomposição do custo de capital próprio

Taxa média

(% a.a.)

Custo de capital próprio real rp = rf+ (rm-rf)+rb+rx 9,5%

Imposto (T) 34,0%

Estrutura Capital de terceiros (P/(P+D)) 50,0%

Taxa livre de risco (rf) 4,51%

Beta (β) 0,826

Retorno de mercado (rm) 10,56%

Spread de risco de mercado (rm - rf) 5,98%

m-rf)) 4,94%

Risco soberano (rs) 3,86%

Risco de crédito de empresas de mesmo risco (rc) 2,72%

Prêmio de risco Brasil (rb=rs-rc) 1,12%

Prêmio de risco cambial (rx) 1,50%


Custo de capital próprio nominal rp = rf+ β (rm-rf)+rb+rx+rr 12,08%

Tabela 4 - Custo de capital de terceiros

CAPM dívida

Custo de capital de terceiros real 7,31%

Imposto (T) 34,00%


Taxa de inflação Brasil (IPCA)

Custo de capital de terceiros nominal 9,87%

Por fim, o custo de capital de projetos é dado pelo custo médio ponderado do capital

(rWACC), e pode ser calculado pré e pós impostos conforme apresentado pelas fórmulas 16 e

17.

(16)

(17)

Onde

rWACC-pré: Custo Médio Ponderado do Capital antes dos impostos

rWACC-pós: Custo Médio Ponderado do Capital após os impostos

rp: Custo do Capital Próprio

rd: Custo do Capital de Terceiros

)()( PD

Dr

PD

Prr dppréwacc

)1()()(

TPD

Dr

PD

Prr dppóswacc


20

P: Valor de mercado do Capital Próprio

D: Valor de mercado do Capital de Terceiros

T: Alíquota dos impostos

Portanto, o custo médio ponderado do capital (WACC) é uma média ponderada entre o

custo de capital próprio e o custo de capital de terceiros, usando-se como estrutura de

ponderação a participação de cada tipo de financiamento no valor da firma. Note que os

benefícios fiscais diferenciados entre as duas formas de financiamento são também

considerados no cálculo do WACC.

Para uma estrutura de capital com 60% de alavancagem, chega-se a valores real de

wacc antes de impostos de 9%, e wacc real pós-impostos de 7%.


21

3 A TAXA SOCIAL DE DESCONTO

O objetivo básico da alocação eficiente de recursos é promover investimentos que

utilizem os recursos ociosos e poupem os escassos.

De acordo com BUARQUE3 “a avaliação econômica, ou análise custo-benefício,

apresenta os mesmos princípios básicos da avaliação privada, com a única e importante

diferença de que, no caso da avaliação econômica, os benefícios e os custos do projeto são

apresentados de acordo com os seus valores econômicos e não privados (ou de mercado)”.

Nessa situação, os custos, ao invés de valorados por preços correntes, devem ser

determinados pelo valor que a sociedade lhes atribui, denominados preços sociais, ou ainda,

preços-sombra. Neste aspecto deve ser reconhecido que preços correntes (ou de mercado)

podem se diferenciar do valor econômico intrínseco (ou utilidade) por embutir distorções

causadas por impostos, subsídios, cotas, poder de monopólio, etc.

O orçamento do projeto deve incluir também custos e benefícios diretos e indiretos

que, embora não percebidos pela iniciativa privada, afetam de alguma forma a coletividade.

É comum encontrar como exemplo a questão da emissão de gases de efeito estufa. Embora

reconhecidamente nociva à sociedade, não se traduz em custo valorado sob a ótica privada.

Em relação aos benefícios (bens e serviços resultantes de um projeto), CONTADOR4 os

classifica em três categorias:

Específicos ou de mercado: aqueles de consumo divisível que trazem satisfação

apenas para seu consumidor e cujo ato de consumo individual implica num sacrifício

para os demais;

Bens públicos ou coletivos: aqueles não divisíveis e que o consumo de um indivíduo

não prejudica as possibilidades de consumo dos demais;

Bens semipúblicos: tem consumo divisível, mas sua produção ou consumo tem efeitos

dos mais intensos sobre a sociedade.

Para estes dois últimos cabe a análise sob a ótica social e a geração de energia elétrica

se enquadra na última categoria. De fato, embora se identifique o consumidor direto e se

possa precificar parte de seus benefícios, o benefício global pode superar a soma dos

benefícios individuais. No caso de usinas hidrelétricas, por exemplo, os benefícios econômicos

decorrentes da regularização do rio não são capturados nem pelo proprietário do projeto nem

pelo consumidor de energia.

Na avaliação social as despesas que caracterizam simples transferências de recursos

entre segmentos da sociedade são desconsideradas. Nessa situação se enquadram os

impostos, taxas, subsídios e depreciações.

3 BUARQUE, C. (1984) “Avaliação econômica de projetos – Uma apresentação didática”, Ed. Campus

Ltda.

4CONTADOR, R. C. (2000) “Projetos sociais – Avaliação e Prática”, Ed. Atlas AS.


22

3.1 A Análise de Custo-Benefício ou Análise Econômica

O planejamento do investimento público com o objetivo de eficiência econômica é

uma tentativa de ajustar marginalmente a alocação de recursos visando o ótimo que seria

obtido em condições de concorrência perfeita.

A literatura destaca três metodologias principais para a avaliação econômica de

projetos, que, embora com características diferentes e particularidades de cálculo,

apresentam resultados semelhantes15.

Método de HARBERGER

Conhecido também como o "Método da Universidade de Chicago", foi um dos trabalhos

pioneiros nesta área, tendo contribuído, principalmente, com a análise dos mecanismos de

ajuste no mercado em resposta à aparição do projeto analisando tanto pelo lado da oferta

quanto da demanda, bem como suas consequências no processo da avaliação econômica.

O método se apoia na teoria do bem-estar procurando, basicamente, identificar as

ações que levem a uma melhoria no bem-estar geral. Define como parâmetros:

custo social da mão-de-obra - estimado com base no salário equivalente ao

preço de oferta da região (urbano ou rural) e do tipo de qualificação;

taxa social de câmbio - reflete o custo de oportunidade das divisas medido

através dos efeitos na balança comercial;

taxa social de desconto - calculada como o peso médio da produtividade

marginal do capital do setor privado e a taxa de preferência no tempo do

consumidor.

Método de Dasgupta, Sen e Marglin

Este método foi desenvolvido com a finalidade de auxiliar aos países em

desenvolvimento na formulação e avaliação de projetos. Neste enfoque cada insumo ou

produto deve ser medido em termos de seu efeito sobre o nível da coletividade. Portanto, o

custo de um insumo é medido pela redução no consumo devido ao uso deste no projeto. O

benefício líquido é medido conforme a contribuição ao aumento da oferta de bens para a

coletividade. Como medida comum dos custos e benefícios relativos ao consumo global, o

método adota o critério da disposição a pagar dos consumidores. Define como parâmetros:

custo social da mão-de-obra - medido pelo sacrifício econômico que o emprego

provoca devido ao deslocamento do empregado do antigo lugar de trabalho ao

novo;

taxa social de câmbio - utiliza um único preço-sombra da divisa para todos os

fins. Seu valor é obtido através da média ponderada das relações entre os

preços internos do bem no mercado e os preços CIF calculados ao tipo de

câmbio oficial;


23

taxa social de desconto - estimada num intervalo de valores críticos a partir da

taxa de juros do consumo e de uma decisão política em relação à distribuição

intertemporal dos aumentos do consumo;

Método de Little e Mirrlees

Este método parte do princípio de que todos os projetos consomem insumos que são

importados ou que poderiam ter sido exportados. Portanto, o enfoque é mais simples, já que

propõe que os preços internos dos insumos e produtos sejam medidos pelo próprio preço

observado no mercado internacional, ou seja, em termos de moeda estrangeira. Define os

seguintes parâmetros:

custo social da mão-de-obra - compreendido entre o valor da produtividade

sacrificada no setor tradicional e o salário médio no setor moderno;

taxa social de câmbio - utiliza fatores de conversão baseados nos preços

internacionais CIF e FOB e os preços internos em lugar de uma única taxa de

câmbio;

taxa social de desconto - utiliza a produtividade marginal do capital estimada a

partir de informações históricas de contas nacionais e/ou dados a nível de

empresas quando disponíveis.

Com base em estudos de diversos autores realizados entre 1969 e 1983, Contador

sugere que o custo social da mão de obra no Brasil situa-se entre 40 e 60% do custo privado

para a mão de obra urbana e entre 60 e 85% para a mão de obra rural. Em relação à taxa

social de câmbio, sugere que estaria entre 20 e 30% acima da taxa oficial de câmbio então

vigente.

Cabe, porém, observar que, pelo menos em relação ao câmbio, a situação atual é

muito diferente daquela então vivida, quando ainda perdurava o controle de câmbio por

banda.

Outros autores sugerem que, como resultado da abertura comercial iniciada no final

dos anos oitenta e da mudança da política cambial brasileira em janeiro de 1999, há uma

tendência declinante da taxa de câmbio social brasileira, como mostra a figura 5. O fator de

ajuste estaria, em 2003, entre 1,05 e 1,10.


24

Figura 5 - Evolução da Taxa de Câmbio Social no Brasil

Fonte: Economia Aplicada, vol. 9 nº 4, Ribeirão Preto, Dez. 2005

Como referência para comparação, o Ministério de Planificación e Cooperación

(Mideplan) do Chile sugere os fatores multiplicativos de 0,98 e 0,62 para a mão de obra

qualificada e não qualificada, respectivamente, sobre o custo bruto privado. Em relação à

taxa social de câmbio, sugere um fator de ajuste de 1% (1,01) em 20125.

3.2 A Taxa Social de Desconto

Formalmente, a taxa social de desconto é a taxa marginal de substituição do consumo

atual pelo consumo futuro da sociedade. Em um mercado de concorrência perfeita, é a taxa

de juros expressa pela relação entre o consumo atual e o consumo futuro.

Na realidade, porém, distorções como a incerteza, externalidades e impostos

distorcem o significado da taxa de juros estabelecida em mercado.

Depois de várias décadas de investigação, a determinação da taxa social de desconto

adequada para a avaliação social de projetos é, ainda, uma questão pendente de solução. A

literatura aponta duas principais teorias quanto ao significado e modo de estimação da taxa.

O enfoque do custo de oportunidade social do capital (COSC) sustenta que a taxa

social deve ser igual à rentabilidade dos fundos públicos necessários para o projeto no melhor

investimento alternativo.

A teoria da preferência temporal social supõe a taxa social como a grandeza que

reflete em que medida o consumo atual é mais valioso que o consumo futuro. Essa teoria

considera que a taxa social adequada para avaliação dos investimentos públicos é a TSPT –

Taxa social de preferência temporal, que indica como diminui no tempo o valor do consumo 5 “PRECIOS SOCIALES VIGENTES”, em http://www.gorecoquimbo.gob.cl/bpt/estandar_11/precios_sociales.pdf


25

para a sociedade. A TSPT se calcula a partir da relação marginal de substituição do consumo

entre dois períodos no tempo, dada uma combinação de consumo presente e futuro.

Apenas sob condições ideais ambas as teorias apresentam resultados idênticos.

Segundo Pearce e Ulph6, deve-se levar em conta que, fora do equilíbrio, as taxas TSPT e COSC

são obtidas a partir de numerários diferentes, a primeira do consumo e a segunda do

investimento, sendo ambas corretas em contextos diferentes, o que justifica o método da

Universidade de Chicago.

Com base neste método, a taxa de desconto social para o Brasil sugerida por Contador

em 1999, situava-se entre 15% e 18% ao ano. Em Lopez7 (2008) é calculado taxa social de

desconto utilizando a taxa social de preferência do tempo para nove países da América

Latina, incluindo o Brasil. Estima-se assim que a taxa social de desconto no país possa variar

entre 5,1% e 9,5% a depender da perspectiva de crescimento econômico.

Porém, a metodologia de análise econômica que parece ter maior apoio teórico é a de

Dasgupta, Sen e Marglin, que propõe a combinação da TSPT com a utilização do preço-sombra

do capital para converter os fluxos de investimento em unidades de consumo. Em 1975

Bradford8 demonstrou que quando um projeto público não altera a alocação privada entre

consumo e investimento, a utilização da TSPT, sem qualquer ajuste dos fluxos por preços-

sombra, é suficiente para se ter um ordenamento adequado de projetos alternativos.

A TSPT é derivada a partir da função de utilidade marginal do consumo entre dois

períodos consecutivos de tempo t e (t + 1):

U = k x Ct1- ε

/ (1- ε) + [Ct+11- ε

/ (1- ε)] x [(1 - ) / (1 + ρ)]

sendo calculada pela expressão:

TPST = ρ + + εg

onde:

k é uma constante;

ρ é a taxa que reflete a impaciência por consumir;

é o risco de morte entre os períodos de tempo;

ε é a elasticidade da utilidade marginal de consumo;

g é a taxa esperada de crescimento do consumo entre os dois períodos considerados.

À soma (ρ + ) costuma-se denominar taxa pura de preferência temporal onde a parcela ρ

reflete a irracionalidade, miopia ou esquizofrenia que caracteriza o comportamento

econômico individual.

6 PEARCE, D.W. e ULPH, D. (1995): “A social discount rate for the United Kingdom”, Centre for Social and Economic Research on the Global Environment, (CSERGE), Working Paper 95-01. 7 LOPEZ, H. The social discount rate: estimates for nine Latin American countries. The World Bank,

Policy Research Working Paper Series 4639, 2008.

8 BRADFORD, D. (1975): “Constraints on government investment opportunities and the choice of discount rate”, American Economic Review, 65 (5), pp. 887-899.


26

O Green Book do Tesouro inglês ignora a parcela e considera a parcela ρ como

composta de dois termos, a preferência temporal individual pura (δ) e a parcela atribuída ao

risco de catástrofe (L), que reflete a possibilidade de desastres ou desenvolvimento

tecnológico que antecipe a obsolescência do projeto. À ρ atribui o valor de 1,5%.

Mais recentemente, alguns países têm adotado a TSPT como taxa de desconto de

projetos públicos. De fato, a Inglaterra em 2003 e a França em 2005, com base apenas na

TSPT, reduziram suas taxas de 6% para 3,5% e de 8% para 4%. A Comissão de Regulação da

União Européia9, recomenda a utilização de taxas sociais de desconto de 3,5% ou 5,5% a

depender do país analisado até 2013. Também o Chile adota a taxa de 6% a.a., com base na

TSPT. A Alemanha usa a taxa de 3% a.a., baseada na taxa de desconto do Tesouro alemão.

Nos Estados Unidos, a taxa de desconto para análises de custo-benefício, é fixada

anualmente de acordo com a Circular A-94, tendo sido indicado no orçamento de 2008 o valor

de 1,1% a.a. (taxa real, excluída a inflação) para uso no planejamento das agências de

governo, programas e políticas públicas de 30 anos ou mais. Essa taxa, porém, é determinada

por necessidades específicas de política econômica e não deve ser confundida com a taxa

social de desconto. Excluídos da Circular A-94 estão os projetos relativos ao uso da água, para

os quais a taxa atualmente utilizada é de 3,75 % ao ano (também real)10.

A Tabela 5 apresenta algumas taxas de desconto utilizadas em diferentes países e

tipos de projetos que envolvem a análise de custo-benefício por órgãos governamentais.

Tabela 5 – Taxas de desconto em diferentes países

Fonte País Taxa de desconto

Green Book(2003) Inglaterra 3,5%

European Commission (2006) União Européia Entre 3,5% e 5,5%

Bureau of Reclamation, Interior. (2013) EUA 3,75%

Ministerio de Desarrollo Social(2012) Chile 6%

Department of Finance (2013) Austrália 7%

Treasury Board of Canada Secretariat (2007) Canada 8%

South African Department of Environmental Affairs and Tourism (2004) apud Harrison (2010)

Africa do Sul 8%

New Zeland Treasury Board (2010) Nova Zelândia 8%

Zhuang et al.(2007) China 8%

Zhuang et al.(2007) India 12%

9 EUROPEAN COMMISSION. Guidance on the Methodology for Carrying Out Cost–Benefit Analysis. Working

Document No. 4: The New Programming Period 2007–2013, Brussels, 2006. Disponível em:

<http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docoffic/2007/working/wd4_ cost_en.pdf>

10 Change in Discount Rate for Water Resources Planning. AGENCY: Bureau of Reclamation, Interior.

2013. Disponível em: <https://www.federalregister.gov/articles/2013/03/18/2013-06177/change-in-

discount-rate-for-water-resources-planning#h-4>


27

4 A PRÁTICA DO SETOR ELÉTRICO NACIONAL

Para o setor elétrico a taxa de desconto é fator importante para a programação da

expansão da oferta de energia, quando são comparados projetos concorrentes que diferem

significativamente na distribuição temporal de custos e benefícios e para o dimensionamento

de projetos hidrelétricos e de transmissão.

No primeiro caso, onde se busca a garantia do atendimento ao mercado consumidor ao

menor custo, a taxa de desconto pode ser decisiva na opção entre projetos de menor vida

útil, menor investimento e maior custo operacional (tipicamente usinas termelétricas) e

projetos de maior vida útil, maior investimento e menor custo operacional (tipicamente as

usinas hidrelétricas e nucleares).

No segundo caso, a taxa de desconto é determinante na seleção do eixo da barragem,

no dimensionamento da motorização, do NA máximo e do volume útil das usinas hidrelétricas,

podendo conduzir ao sub aproveitamento permanente de todo o potencial hidrelétrico de uma

bacia hidrográfica ou ao sobre dimensionamento do projeto.

Na transmissão, a taxa de desconto é utilizada na seleção ótima de condutores e

equipamentos, onde as perdas elétricas são valoradas e referidas a uma única data para

comparação.

Estatal até recentemente e financiado com recursos oriundos de tarifas calculadas

pelo custo, historicamente e ainda hoje as decisões econômicas do setor elétrico têm como

base um índice custo-benefício de projetos concorrentes.

Os benefícios valorados são os ganhos de potência e energia, calculados por critério

determinístico ou estocástico.

De acordo com as Instruções para Estudos de Viabilidade de Aproveitamentos

Hidrelétricos, editado pela ELETROBRÁS em 1997, até a década de 80 o setor elétrico

brasileiro utilizou o critério determinístico tanto para os estudos de planejamento da

expansão da oferta quanto para o dimensionamento energético dos aproveitamentos

hidrelétricos.

Nessa formulação, especificamente em relação aos aproveitamentos hidrelétricos, os

benefícios são determinados a partir de um sistema elétrico de referência, sendo que:

A capacidade de ponta corresponde à potência adicionada pelo projeto,

observado o critério de permanência de 95% no histórico de vazões e computadas as

perdas elétricas em alta tensão;

A energia firme corresponde ao acréscimo na carga crítica do sistema (máxima

carga suprida em qualquer condição hidrológica) proporcionado pelo projeto;

A energia secundária corresponde à energia adicional à firme, disponível no

sistema apenas em períodos hidrológicos favoráveis, que se reflete na redução do

consumo de combustível empregado na geração térmica complementar.


28

Embora posteriormente os estudos da expansão tenham passado a empregar o critério

estocástico, o dimensionamento energético das usinas continua computando os benefícios

derivados do critério determinístico para atender ao conceito de aproveitamento ótimo do

potencial hidrelétrico, entendido como um bem público cujo uso é regulamentado pelo poder

concedente.

Cabe lembrar que se considera aproveitamento ótimo todo o “potencial definido em

sua concepção global pelo melhor eixo do barramento, arranjo físico geral, níveis d’ água

operativos, reservatório e potência, integrante da alternativa escolhida para a divisão de

quedas de uma bacia hidrográfica” (par. 3 do art. 5º da Lei 9.074, de 07 de julho de 1995).

Para a avaliação econômica das alternativas de eixo do barramento para fins

energéticos, por exemplo, cada alternativa é homogeneizada em relação aos benefícios de

ponta, de energia firme e de energia secundária da alternativa de maior energia firme

(tomada como referência) pela equação11:

CMG = {CAI + CO&M + ΔP x CRP + [ΔEF x CRE + ΔES x CRES] x 8760} / (EF* x 8760)

onde:

CAI é o custo anual equivalente de investimento ($/ano);

CO&M é o custo anual de operação e manutenção (fixo e variável) ($/ano);

ΔP é a diferença entre a capacidade de ponta da alternativa de referência e da

alternativa em avaliação (kW);

CRP é o custo de referência de ponta ($/kW/ano);

ΔEF é a diferença de ganhos de energia firme entre a alternativa de referência e

a alternativa em avaliação (MWmed);

CRE é o custo de referência de energia firme ($/MWh);

ΔES é a diferença de ganhos de energia secundária entre a alternativa de

referência e a alternativa em avaliação (MWmed);

CRES é o custo de referência de energia secundária ($/MWh);

EF* é a energia firme da alternativa de referência (MWmed);

8.760 é o número de horas do ano.

Entre os eixos alternativos, seleciona-se aquele que apresentar o menor custo médio de

geração - CMG.O custo anual equivalente do investimento, referido à data de operação da

usina, é calculado pela expressão:

m

CAI = Σ Fk/(1+ i)m-k x i x (1+ i)n

/ [(1+ i)n -1]

k=0

11 “Instruções para Estudos de Viabilidade”, ELETROBRÁS, 1997


29

onde:

Fk é o investimento realizado no k-gésimo ano de construção ($);

m é o tempo de construção da usina (ano);

i é a taxa de desconto do fluxo de caixa (% ao ano);

n é o tempo de vida útil econômica esperada da usina (ano).

Vale ressaltar que o custo anual equivalente de investimento assim calculado

incorpora os juros incorridos sobre o capital investido durante a construção (JDC), inclusive

na transmissão associada12, porém, assim como o cálculo dos custos anuais de operação e

manutenção, exclui depreciações, impostos, taxas e tributos.

No âmbito do planejamento da expansão e nos estudos de dimensionamento utiliza-se

o conceito de vida útil econômica (50 anos para as usinas hidrelétricas), que é superior ao

período mínimo de concessão outorgada por licitação pública. Para as usinas térmicas a gás,

costuma-se considerar 25 anos de vida útil e para as nucleares, 50 anos.

Os custos de referência (de ponta, de energia firme e de energia secundária), ou

custos marginais de referência para dimensionamento, devem refletir a valorização

econômica dos benefícios energéticos ao longo da vida útil do projeto em análise e

correspondem ao valor presente dos custos marginais de expansão do sistema. Como as usinas

hidrelétricas economicamente mais atrativas devem ser priorizadas na ordenação temporal

das obras de geração, os custos marginais e os custos de dimensionamento são crescentes no

tempo.

Deve ser observado que as relações atualmente observadas entre energia e potência

tanto do parque gerador (fator de capacidade) quanto do parque consumidor (fator de carga),

que, a princípio, não sofrerão alterações significativas a médio prazo, indicam um valor

econômico muito baixo para o benefício de ponta, daí ser, em geral, assumido como nulo nos

estudos de planejamento do setor elétrico.

O critério econômico de dimensionamento de outros parâmetros, como a motorização,

NA máximo e volume útil, é baseado na relação custo-benefício incremental, onde o

incremento do custo para a obtenção de incremento dos benefícios é justificável até um

limite máximo igual ao custo de referência de energia firme.

A figura 6 mostra, num exemplo hipotético, o incremento do ganho de energia firme

em função do incremento da motorização da usina. Ordenadas as alternativas de motorização

em ordem crescente de custo e benefício, calcula-se a relação entre o incremento de custo

de se passar da alternativa k para a alternativa k+1 e o benefício incremental

correspondente. Enquanto essa relação for inferior ao custo de referência CR, o investimento

adicional é economicamente justificável:

CR ≤ (Ck+1 – Ck) / (B k+1 – Bk)

12 A transmissão abrange apenas as instalações necessárias à conexão da usina à rede elétrica.


30

Figura 6 - Exemplo da relação Potência x Energia firme

Na análise dos projetos, os custos considerados são aqueles efetivamente incorridos na

construção e operação ao longo da vida útil econômica dos empreendimentos, sem quaisquer

considerações sobre escassez ou abundância, isto é, sobre o valor econômico desses insumos.

Impostos e taxas são excluídos da análise, assim como os “royalties” sobre a produção

em projetos hidrelétricos, que não constituem indenização por externalidades. Também são

desconsideradas hipóteses sobre formas de financiamento dos empreendimentos, típicas da

análise privada.

Os custos de investimento correspondem aos materiais, mão-de-obra, bens e serviços

utilizados na construção da usina e transmissão associada, e são classificados de acordo com o

orçamento padrão da ELETROBRÁS (contas .10 a .17). A conta .10 inclui os gastos com

obrigações sócio-ambientais, exceto engenharia ambiental, esta última incluída na conta .17.

Os custos operacionais incluem a parcela independente da produção, como seguros,

programas ambientais permanentes e mão de obra especializada para a operação das usinas e

a parcela variável inclui os custos dependentes da produção, inclusive o combustível no caso

das usinas termelétricas. Neste caso, os gastos com o combustível são estimados a partir da

expectativa de geração ao longo da vida útil da usina (geração média esperada), que é função

da configuração do sistema hidrotérmico, do custo específico do combustível e do custo

marginal de expansão do sistema.

As aquisições em moeda estrangeira são convertidas para a moeda nacional pelo

câmbio vigente. Nesse aspecto, diferentemente do passado relativamente recente, não há

grande diferença de cotação entre uma taxa “oficial” e o valor corrente de moedas

estrangeira.

O índice mérito das usinas hidrelétricas ou térmicas, que permite hierarquizá-las em

termos de competitividade econômica e prioridade de realização, é dado pelo custo médio de

geração, calculado pela expressão:

Energia Firme e Potência Instalada

0

20

40

60

80

100

120

100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200

Potência [MW]

En

erg

ia F

irm

e [

MW

med

]


31

CMG = (CAI + CO&M) / 8.760 x EF

onde EF é a energia firme (ou garantida) da usina.

4.1 Diferenças Metodológicas e Taxas de Desconto

A questão que se coloca é: em que medida as simplificações do método de análise do

setor diferencia a taxa de desconto que utiliza da taxa de desconto social?

Cabe, então, analisar benefícios e custos valorados pelo setor de modo a identificar

sub ou sobre avaliações em relação ao tratamento social que sejam relevantes para a seleção

e priorização de projetos do setor elétrico.

Admitindo-se que o setor elétrico subvalorize benefícios ou sobrevalorize custos em

relação à metodologia social, então a taxa de desconto a ser utilizada na metodologia do

setor deve ser inferior à taxa social.

Por outro lado, se admitirmos que benefícios sejam sobrevalorizados ou custos

subvalorizados, então a taxa deve ser superior à taxa social.

Em relação a benefícios sociais normalmente citados na literatura e não valorados pelo

setor elétrico estão aqueles indiretamente conexos à geração e transmissão, as

externalidades, a serem tratadas mais adiante.

Em relação aos custos, são desconsideradas na metodologia do setor elétrico as

externalidades e as correções de preço principalmente:

do custo social do trabalho;

do custo social do câmbio;

do custo social dos insumos;

do valor social da terra.

Em relação ao trabalho, os projetos elétricos tendem a sobrevalorizar esse custo na

medida em que o calcula pelo preço. Cabe lembrar que na fase de construção, os

aproveitamentos hidrelétricos são intensivos em mão de obra, principalmente não

qualificada, sobre cujo custo a metodologia social propõe um redutor significativo.

Em relação ao câmbio, o setor subvaloriza esse custo ao considerar o câmbio corrente.

Novamente cabe lembrar que em torno de 90% do custo das usinas hidrelétricas é realizado

em moeda nacional, de modo que, no cômputo geral, a diferença para o câmbio social pode

ser considerada pequena. Situação diversa, porém, ocorre, com as usinas termelétricas, em

que entre 50 e 70% do investimento é realizado em moeda estrangeira (turbinas, geradores e

equipamentos eletromecânicos).

Em relação aos insumos utilizados na construção das usinas e produção de energia

novamente há diferenças significativas entre as hidrelétricas e as térmicas.

As primeiras usam recursos abundantes e de baixo valor econômico alternativo – nas

obras civis que correspondem a 60% dos gastos em investimentos, rochas, terra, argila, por


32

exemplo, no sentido de “destruição” de fator de produção e a água no sentido de

manutenção da utilidade após a geração -, onde a possibilidade de distorção entre preço e

valor econômico é pequena.

As usinas térmicas, por outro lado, principalmente na produção, “destroem” recursos

não renováveis (não necessariamente escassos) que tem utilização alternativa e podem ter

custos subavaliados em relação ao valor econômico.

O custo da terra pode, também, ser subavaliado pelo setor elétrico. Embora até possa

ter custo social nulo, situação de terras ociosas e sem previsão de ocupação, essa não é a

regra geral. Contador sugere que o custo social da terra seja calculado a partir de seu preço

privado, conforme a expressão:

PS = PP / (1 - ζ)δ

onde:

PP é o preço privado;

ζ é um percentual correspondente aos impostos incidentes sobre os benefícios

líquidos da terra;

δ é um multiplicador constante sobre a taxa de desconto privada.

É conveniente lembrar que o valor da produção local renunciada, se houver, deve

estar “embutido” no preço privado, teoricamente calculado como o valor presente das

receitas líquidas futuras.

Vale novamente salientar que a eventual subavaliação do custo social da terra é, a

princípio, proporcionalmente menor nas hidrelétricas que nas usinas térmicas, em geral

próximas aos grandes centros consumidores, onde devem ser somados eventuais custos sociais

relativos a congestionamentos.

Finalmente, devem ser feitas considerações sobre as externalidades. Estas são

conceituadas como efeitos colaterais involuntários não valorados pela ótica privada mas de

alguma forma percebidos positiva ou negativamente pela coletividade.

Em geral envolvem valores de difícil quantificação em termos de moeda: a

regularização das afluências e redução de efeitos deletérios das enchentes, a abertura de

estradas e desenvolvimento de infra-estrutura (inclusive oferta de energia) que possibilita o

desenvolvimento de outras atividades econômicas como o turismo e a lavoura irrigada, o

impacto visual e auditivo, a perda de sítios arqueológicos e de habitat de fauna e flora, as

emissões de gases de efeito estufa, etc.

Nesse aspecto, a própria avaliação social é deficiente e a ausência de metodologias

padronizadas acaba por permitir a inclusão, na valoração, de considerável parcela de

subjetividade.

O EC Guide 2002 citado anteriormente, por exemplo, determina que a análise

econômica parta do fluxo financeiro privado e sobre ele sejam aplicadas “a correção dos

aspectos fiscais, a correção das externalidades e determinados os coeficientes de correção


33

[de preços]”, e apesar de relacionar externalidades típicas, não sugere metodologia de

valoração.

Uma metodologia de cálculo desenvolvida para o programa ExternE13 sugere, para

externalidades negativas associadas a emissões das diferentes fontes de energia elétrica, os

valores econômicos listados na Tabela 6.

Tabela 6 – Valores econômicos de emissões (Euro-cents/kWh)

IMPACTO Tecnologia de Geração

Carvão Linhito Gás (CC) Nuclear PV Eólica Hidro

Saúde 0,80 1,00 0,30 0,20 0,40 0,05 0,04

Colheitas -0,03 -0,03 -0,01 0,0008 -0,003 0,0005 0,0004

Danos materiais 0,02 0,02 0,007 0,002 0,01 0,001 0,0007

Poluição sonora - - - - - 0,006 -

Acidificação 0,20 0,80 0,04 0,00 0,04 0,00 0,00

Aquecimento global 1,60 2,00 0,80 0,03 0,30 0,03 0,03

Total: 2,59 3,79 1,14 0,23 0,75 0,09 0,07

Fonte: NEA News, 2002

O plano de longo prazo de energia na União Europeia14, assume que a taxa de desconto

no longo prazo variam substancialmente de acordo o setor analisado e que podem diferir

substancialmente da taxa social de desconto. Assim, em tal estudo adota-se taxas entre 8%

(segmento de utilities) até 17,5% (aplicada para indivíduos), sendo o transporte público de

energia descontado a 8%.

Já o Plano de Recursos Integrados para eletricidade da África do Sul, desenvolve um

cenário de otimização do sistema elétrico do país até 2030 e utiliza como taxa de desconto

8%.

Na Austrália, Australian Energy Market Operator’s (AEMO)15 analisa a evolução no longo

prazo do mercado de eletricidade nacional (National Electricity Market – NEM) e a malha de

sudeste e leste de transporte de gás natural utilizando uma taxa de desconto de 8%, e

fazendo uma análise de sensibilidade para valores de 6,13%, 13% e 16%.

O governo indiano, através da Central Electricity Authority (CEA)16,utiliza taxa de 9%

na elaboração do Plano Nacional de Eletricidade para garantir o equilíbrio entre oferta e

demanda de energia elétrica no curto (5 anos) e longo (15 anos) prazos. A Tabela 7 apresenta

o resumo das taxas de desconto utilizada no problema de planejamento elétrico de longo

prazo.

13 European Commission (1995), Externalities of Energy, Vol. 2, Methodology. 14 European Commission (2010), EU energy trends to 2030 — UPDATE 2009, Disponível em:

<http://ec.europa.eu/energy/observatory/trends_2030/doc/trends_to_2030_update_2009.pdf>

15 Australian Energy Market Operator’s (AEMO), 2013 Planning Consultation Methodology And Input

Assumptions, Disponível em: < http://www.aemo.com.au/Electricity/Planning/Related-

Information/~/media/Files/Other/planning/2013_Planning_Consultation_Methodology_and_Input_Assu

mptions.ashx>

16 Central Electricity Authority (CEA), National Electricity Plan, Disponível em:

<http://www.cea.nic.in/reports/powersystems/nep2012/generation_12.pdf>


34

Tabela 7 – Taxas de desconto no planejamento elétrico de longo prazo

União Europeia África do Sul Austrália Índia

8% 8% 10% 9%

No Brasil, o setor elétrico vem tratando de valorar e internalizar em suas análises as

externalidades negativas associadas às questões ambientais, principalmente nos projetos

hidrelétricos. Nestes, a parcela do custo atribuída à prevenção e mitigação de externalidades

ambientais negativas já supera 10% do investimento total. Por outro lado, em relação às

externalidades positivas da geração ainda não há qualquer internalização. Em relação aos

projetos térmicos, o setor elétrico não precifica as emissões de CO2 embora orce as

externalidades ambientais.

Algumas instituições estrangeiras, como o Canadian Energy Research Institute - CERI17

e a Royal Academy of Engineering18, incluem na avaliação de projetos de geração térmica um

custo adicional relativo às emissões de CO2 variando entre 7,00 e 14 US$/ton.

Embora dessa discussão não se possa estabelecer uma relação compensatória entre a

taxa social de desconto e a taxa de desconto adequada ao setor elétrico pelas diferenças

metodológicas de análise, dela se pode inferir que essa relação, se existir, será

necessariamente diferente para a análise de projetos hidrelétricos e térmicos.

A menos que as externalidades negativas das usinas hidrelétricas sejam, de fato,

amplamente superiores às externalidades positivas, a taxa de desconto adequada para a

análise setorial desta forma de geração deverá estar numericamente mais próxima da taxa

social que a taxa de desconto a ser usada para análise de projetos térmicos.

Em outras palavras, seriam necessárias duas taxas de desconto distintas, uma taxa

menor para desconto do fluxo de caixa de projetos hidrelétricos e uma taxa maior para

desconto do fluxo de projetos térmicos, de modo que a metodologia utilizada pelo setor

elétrico aponte resultados coincidentes com os da metodologia social.

Uma forma alternativa de compensação pelas diferenças metodológicas seria utilizar

um custo adicional fictício, alocado na data inicial de operação, como penalização para cada

forma de geração. Descontado o fluxo de caixa pela taxa social de desconto, este custo

fictício seria positivo, mas menor para as usinas hidrelétricas e maior para as usinas térmicas.

17 “Levelized Unit Electricity Cost Comparison of Alternate Technologies for Baseload Generation in

Ontario”, CERI, agosto, 2004

18 “The Cost of Generating Electricity”, RAE, março, 2004


35

5 CONCLUSÃO

A taxa de retorno empregada na ordenação da expansão da oferta e valoração de

mérito dos projetos de geração de energia elétrica deve ser compatível com o método de

decisão de investimento utilizado.

Este, por sua vez, não pode conflitar com o estabelecido pela Constituição Federal,

que trata o potencial hidráulico como um bem da União e que a ela compete explorar

diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão, os serviços e instalações de

energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos d’ água.

O setor elétrico tem baseado suas decisões numa metodologia que, em termos de

formulação, se identifica com a avaliação de projetos sob ótica social, porém se aproxima da

avaliação privada na definição de seus parâmetros.

De fato, apesar de incorporar aspectos sociais e ambientais importantes, os custos

considerados referem-se a preços correntes e os benefícios são limitados aos energéticos. A

taxa de desconto utilizada pelo setor elétrico, portanto, não deve ser diretamente comparada

com aquela obtida com base em preferências ou expectativas da sociedade.

Por outro lado, sob a ótica privada o mérito dos projetos se mede pelo retorno

financeiro que proporcionam, sendo mais adequada a avaliação pela taxa interna de retorno –

TIR, ou TIR incremental quando da comparação entre projetos mutuamente exclusivos. Nesta

ótica, depreciações, impostos e taxas devem ser considerados na formação dos preços da

energia gerada.

Apesar das diferenças metodológicas, numa situação particular onde os projetos

alternativos são submetidos à idêntica tributação, ambas as análises, pelo custo segundo o

setor elétrico e pelo preço segundo a ótica privada, resultarão na mesma decisão entre

projetos alternativos.

Praticamente essa era a situação existente enquanto vigeu a tarifação da energia

elétrica pelo custo (até 1995), quando a taxa de desconto usada para comparação de projetos

(10% a.a.), quase todos hidrelétricos, coincidia com a remuneração legal dos investimentos. A

partir do custo chegava-se ao preço da energia descontando-se à mesma taxa também os

impostos e encargos incidentes sobre a geração, igualando a TIR econômica à TIR financeira.

As perspectivas para o futuro, porém, apontam para a diversificação da fonte de

energia em projetos concorrentes submetidos a diferentes incidências de impostos e

encargos, situação em que as metodologias de análise privada e setorial poderão apresentar

decisões conflitantes.

Claramente a avaliação de mérito dos projetos de geração pelo preço da energia

segundo a ótica privada, ainda que com taxas de atratividade relativamente baixas, afeta

decisivamente a expansão da oferta de energia elétrica em favor dos empreendimentos de

menor investimento e maior custo operacional, e o dimensionamento das usinas hidrelétricas,

no sentido de reduzir a motorização e a acumulação de água.


36

Sugerida no Manual de Estudos de Viabilidade Econômica publicado pela ELETROBRÁS

em 1997, a taxa de desconto de 10% ao ano foi utilizada por mais de 25 anos, tempo ao longo

do qual mudanças importantes ocorreram na economia e na estrutura produtiva do país, nos

objetivos, preferências e perspectivas da sociedade e no relacionamento do setor elétrico

com a iniciativa privada.

Essas mudanças justificam uma análise detalhada da questão em busca de relações de

equivalência entre as taxas utilizadas nas diferentes metodologias de determinação de índice

de mérito de projetos.

Na ausência dessa análise, para os estudos da expansão realizados no âmbito desde o

PNE 2030, optou-se por uma solução intermediária assumindo-se a taxa de desconto de 8% ao

ano, inferior ao valor tradicionalmente utilizado nos estudos do setor, porém ainda superior à

taxa social estabelecida por instrumento legal em diversos países desenvolvidos como a

Alemanha, França, Inglaterra e Estados Unidos.

De fato, o benchmarking internacional de taxas de desconto aplicadas ao

planejamento de sistemas elétricos nacionais mostra que os planejadores têm optado pela

não utilização da taxa social de desconto, se aproximando neste ponto mais da ótica privada.

De certa forma, tal fato mantém a ordenação ótima dos empreendimentos sob o aspecto

econômico, sem excluir o necessário interesse privado na ampliação da oferta de energia

elétrica.

Como já assinalado, as formas de avaliação são coincidentes quando comparados

empreendimentos igualmente afetados pela tributação. A discrepância se dá na avaliação

entre usinas hidráulicas (ou nucleares) e usinas à gás e a carvão mineral, de menor

imobilização de capital e construção mais rápida.

Essa situação, porém, pode ser contornada por políticas fiscais adequadas ao

desenvolvimento do parque gerador, compatibilizando os interesses social e privado.

Assim, levando em consideração que o custo médio ponderado de capital antes e

depois de impostos são da ordem de 9% e 7%, respectivamente, e que a taxa de desconto de

longo prazo não deve estar sujeita a variações conjunturais opta-se pela taxa de desconto de

8%, já utilizada pela EPE desde o Plano Nacional de Energia 2030.


37

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