UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA UDESC CENTRO DE CIÊNCIAS DA ADMINISTRAÇÃO ESAG PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ADMINISTRAÇÃO MESTRADO PROFISSIONAL EM ADMINISTRAÇÃO ÁREA DE CONCENTRAÇÃO: GESTÃO ESTRATÉGICA DAS ORGANIZAÇÕES

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(1)UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA UDESC CENTRO DE CIÊNCIAS DA ADMINISTRAÇÃO ESAG PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ADMINISTRAÇÃO MESTRADO PROFISSIONAL EM ADMINISTRAÇÃO ÁREA DE CONCENTRAÇÃO: GESTÃO ESTRATÉGICA DAS ORGANIZAÇÕES AVALIAÇÃO DE EMPRESAS (VALUATION): O FLUXO DE CAIXA DESCONTADO APLICADO A EMPRESAS TRANSMISSORAS DE ENERGIA ELÉTRICA OSVALDO CESAR LAUER FLORIANÓPOLIS 2006

(2) 2 OSVALDO CESAR LAUER AVALIAÇÃO DE EMPRESAS (VALUATION): O FLUXO DE CAIXA DESCONTADO APLICADO A EMPRESAS TRANSMISSORAS DE ENERGIA ELÉTRICA Dissertação apresentada como requisito à obtenção do grau de Mestre em Administração, Curso de Mestrado Profissional em Administração, Área de Concentração: Gestão Estratégica das Organizações. Orientador: Professor Francisco de Resende Baima, Dr. FLORIANOPOLIS 2006

(3) 3 OSVALDO CESAR LAUER AVALIAÇÃO DE EMPRESAS (VALUATION): O FLUXO DE CAIXA DESCONTADO APLICADO A EMPRESAS TRANSMISSORAS DE ENERGIA ELÉTRICA Esta dissertação foi julgada adequada para a obtenção do Título de Mestre em Administração, na área de concentração Gestão Estratégica das Organizações, e aprovada em sua forma final pelo Curso de Mestrado Profissional em Administração da Universidade do Estado de Santa Catarina, em 29 de novembro de 2006. __________________________________ Profº Mário César Barreto Moraes, Dr. Coordenador do Mestrado Apresentada à Comissão Examinadora, integrada pelos professores: Prof.º Francisco de Resende Baima., Dr. (orientador) Profº José Luiz Fonseca da Silva Filho, Dr. Prof.º Francisco Gabriel Heidemann, PhD.

(4) 4 Aos meus pais, A minha irmã Marili, exemplo de inspiração para a execução deste trabalho, com saudades. E a minha esposa Lourdes, com carinho.

(5) 5 AGRADECIMENTOS O meu especial reconhecimento a todos que participaram de forma direta ou indireta, ao colocar à minha disposição as informações necessárias para o desenvolvimento deste trabalho. Ao orientador e amigo Profº Francisco de Resende Baima, Dr., pela preciosa assistência e incentivo na condução desta dissertação. Aos meus pais, cujos ensinamentos constituem inestimável fonte de valor. Em particular a DEUS, por estar sempre comigo.

(6) 6 RESUMO LAUER, Osvaldo César. Avaliação de Empresas (Valuation): o fluxo de caixa descontado aplicado a empresas transmissoras de energia elétrica. 2006. Dissertação (Mestrado em Gestão Estratégica das Organizações) UDESC/ESAG, Florianópolis - SC, Brasil. Entre as diversas metodologias de avaliação de empresas existentes, as quais são analisadas no presente trabalho, comprovou-se em termos práticos o que a literatura vem reafirmando: a grande maioria dos processos de valuation vem ocorrendo através da metodologia do fluxo de caixa descontado. Desde o processo de privatização do setor elétrico, e com a sua reforma recente, a partir de 1998, um dos setores que mais tem atraído investimentos no Brasil é o de transmissão de energia elétrica. As concessões de transmissão são licitadas pelo órgão regulador, pela menor tarifa de transmissão ofertada, exigindo cálculos financeiros complexos. Neste aspecto, a partir dos leilões de 1999, tem se observado a grande utilização do fluxo de caixa descontado nas modelagens financeiras para vencer as propostas concorrentes nos leilões. O presente trabalho tem por objetivo identificar os principais aspectos relacionados a uma empresa transmissora de energia elétrica, culminando na análise de uma comparação prática de um processo de aquisição de cinco empresas transmissoras, pela metodologia do fluxo de caixa descontado. Inovando, utilizou-se os parâmetros do WACC adotados pela ANEEL na primeira revisão periódica das transmissoras (em processo), de modo a aferir o valor da empresa estabelecido pelo mercado com o valor da empresa na ótica regulatória, verificando a sua correlação e aderência. Palavras-chave: valuation, WACC, fluxo de caixa descontado.

(7) 7 ABSTRACT LAUER, Osvaldo César. Evaluation of Companies (Valuation): the discounted cash flow applied to electric energy transmission companies. 2006. Dissertation (Masters Degree in Strategic Management of Organizations) UDESC/ESAG, Florianopolis SC, Brazil. Among the different methodologies, that exist for the evaluation of companies, which are being analyzed in the present studies, it was shown, in practical terms, what the literature has been reaffirming: the vast majority of valuation processes is being made by means of the application of the methodology of the discounted cash flow. Since the privatization process of the electric sector, including its recent reform, from 1998 onwards, one of the sectors that has mostly attracted investments in Brazil, has been the transmission of electric energy. The transmission concessions are sold in auctions, by the regulating authority, for the lowest transmission tariff offered, demanding complex financial calculations. Thus, from the auctions of 1999 onwards, the frequent utilization of the discounted cash flow has been observed in the financial modeling to overcome successfully competing proposals in auctions. The present study has the objective to identify the principal aspects related to an electric energy transmission company, culminating in the analysis of a practical comparison of an acquisition process of five transmission companies, applying the methodology of the discounted cash flow. The parameters of the WACC, adopted by the ANEEL in the first periodic revision of the transmission companies (in process), were used, in a pioneering fashion, in order to compare the value of the company established by the market with the value of the company evaluated and established by the regulating authority, verifying its correlation and adherence. Key words: valuation, WACC, evaluation of enterprises and discounted cash flow.

(8) 8 LISTA DE FIGURAS Figura 1 Rede Básica de Transmissão 33 Figura 2 Sistema Interligado Nacional 41 Figura 3 Segregação das Tarifas de Geração e Transmissão 45 Figura 4 Inter-relacionamento ONS, Transmissoras e Usuários 50 Figura 5 Composição do WACC 75 Figura 6 Relação Custo e Estrutura Ótima de Capital 156 Figura 7 Fluxo do Modelo Financeiro Adotado 170 LISTA DE GRÁFICOS Gráfico 1 Composição da RAP Período 2004/2005 48

(9) 9 LISTA DE QUADROS Quadro 1 Receitas Anuais Permitidas da Transmissão 45 Quadro 2 Leilões ANEEL de empreendimentos de transmissão 1999-2002 53 Quadro 3 Leilões ANEEL de empreendimentos de transmissão 2003-2004 54 Quadro 4 Leilões ANEEL de empreendimentos de transmissão 2005 55 Quadro 5 Utilização do DCF como ferramenta de avaliação 68 Quadro 6 Rentabilidade dos ativos das transmissoras 90 Quadro 7 As empresas analisadas e os deságios nos Leilões da ANEEL 94 Quadro 8 Balanço Patrimonial da ECTE 100 Quadro 9 Demonstração do Resultado da ECTE 101 Quadro 10 Empréstimos e financiamentos da ECTE 102 Quadro 11 Vencimentos dos empréstimos e financiamentos da ECTE 103 Quadro 12 Composição acionária da ECTE 103 Quadro 13 Custos e Despesas Operacionais da ECTE 105 Quadro 14 Balanço Patrimonial da ETEP 107 Quadro 15 Demonstração do Resultado da ETEP 109 Quadro 16 Empréstimos e financiamentos da ETEP 109 Quadro 17 Vencimentos dos empréstimos e financiamentos da ETEP 110 Quadro 18 Composição acionária da ETEP 111 Quadro 19 Custos e Despesas Operacionais da ETEP 112 Quadro 20 Balanço Patrimonial da EATE 115 Quadro 21 Demonstração do Resultado da EATE 117 Quadro 22 Empréstimos e financiamentos da EATE 117 Quadro 23 Vencimentos dos empréstimos e financiamentos da EATE 118 Quadro 24 Composição acionária da EATE 119 Quadro 25 Custos e Despesas Operacionais da EATE 121 Quadro 26 Balanço Patrimonial da ERTE 123 Quadro 27 Demonstração do Resultado da ERTE 124 Quadro 28 Empréstimos e financiamentos da ERTE 125 Quadro 29 Garantias de ações Ordinárias da ERTE 125 Quadro 30 Vencimentos dos empréstimos e financiamentos da ERTE 126

(10) 10 Quadro 31 Composição acionária da ERTE 126 Quadro 32 Custos e Despesas Operacionais da ERTE 127 Quadro 33 Balanço Patrimonial da ENTE 129 Quadro 34 Despesas Diferidas da ENTE 130 Quadro 35 Empréstimos e financiamentos da ENTE 130 Quadro 36 Garantias de ações da ENTE 130 Quadro 37 Vencimentos dos empréstimos e financiamentos da ENTE 131 Quadro 38 Composição acionária da ENTE 132 Quadro 39 Despesas Operacionais da ECTE 135 Quadro 40 Despesas Operacionais da ETEP 136 Quadro 41 Despesas Operacionais da EATE 137 Quadro 42 Despesas Operacionais da ERTE 138 Quadro 43 Despesas Operacionais da ENTE 139 Quadro 44 Outras Premissas adotadas 140 Quadro 45 Cálculo do custo do capital próprio Quadro 46 Cálculo da taxa de desconto da COPEL - GERAÇÃO 144 Quadro 47 Premissas utilizadas para cálculo do WACC Consultora A 145 Quadro 48 Custo médio ponderado do capital 158 Quadro 49 EBITDA ou LAJIDA 162 Quadro 50 Fluxo de Caixa Livre 162 Quadro 51 Premissas ECTE 171 Quadro 52 Investimentos ECTE 174 Quadro 53 Financiamento ECTE 175 Quadro 54 Receitas ECTE 176 Quadro 55 Despesas Operacionais ECTE 178 Quadro 56 Cálculos Fiscais ECTE 181 Quadro 57 Demonstração do Resultado ECTE 183 Quadro 58 Mutações Patrimoniais ECTE 186 Quadro 59 Fluxo de Caixa Direto ECTE 189 Quadro 60 Balanço Patrimonial ECTE 192 Quadro 61 Necessidade de Capital de Giro ECTE 195 Quadro 62 Fluxo de Caixa Indireto ECTE 197 CAPM - ESCELSA WACC 144

(11) 11 Quadro 63 Indicadores de Desempenho ECTE 200 Quadro 64 Valor das Empresas de Transmissão, em milhares de reais 203 Quadro 65 Consolidação do Valor das Empresas, em milhares de reais 203

(12) 12 LISTA DE SÍMBOLOS E ABREVIATURAS ALBRÁS Alumínio Brasileiro S.A. ALUNORTE Alumina do Norte do Brasil S.A. ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica APT Arbitrage Price Theory BMF Bolsa de Mercadorias e Futuros BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico BRDE Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul CADE Conselho Administrativo da Defesa Econômica CAPM Capital Asset Pricing Model CCOI Comitê Coordenador da Operação Interligada CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos CELESC Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais CESP Companhia Energética de São Paulo CHESF Companhia Hidro-Elétrica do São Francisco CMPC Custo Médio Ponderado de Capital COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social COPEL Companhia Paranaense de Energia CPFL Companhia Paulista de Força e Luz CPST Contrato de prestação do uso do sistema de transmissão CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CUST Contrato de Uso do Sistema de Transmissão DCF Discounted Cash Flow DGM Dividend Growth Model DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica DRE Demonstração do Resultado EATE Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. EBITDA Eearnings before interests, tax, depreciation and amortization ECTE Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. ELETROBRÁS Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

(13) 13 ELETRONORTE Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. ELETROSUL Eletrosul Centrais Elétricas S.A. ENTE Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. EPE Empresa de Pesquisa Energética EPTE Empresa Paulista de Transmissão de Energia S.A. ERTE Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. ETEE Empresa transmissora de energia elétrica ETEP Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. EV Enterprise Value FASB Financial Accounting Standards Board FCD Fluxo de Caixa Descontado FCL Fluxo de Caixa Livre FURNAS Furnas Centrais Elétricas S.A. GAT Grupo de Assessoramento Técnico GCOI Grupo Coordenador para a Operação Interligada GCPS Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema GERASUL Centrais Geradoras do Sul Hz Hertz IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços IGP-M Índice Geral de Preços do Mercado kV Kilowatt LAJIDA Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização LT Linha de transmissão MDU Montana Distribution Utilities MME Ministério de Minas e Energia mW Megawatt OFFER Office of Electricity Regulation ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico PA Parcela de Ajuste PAR Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica

(14) 14 PDET Programa Determinativo de Expansão da Transmissão PIB Produto Interno Bruto PIS Programa de Integração Social PND Programa Nacional de Desestatização RAP Receita Anual Permitida RBNI Rede Básica de Novas Instalações RBSE Rede Básica do Sistema Existente RESEB Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro RGR Reserva Global de Reversão RPC Receita Permitida de Conexões SE Subestação SELIC Sistema Especial de Liquidação e Custódia SENGE Sindicado dos Engenheiros SIN Sistema Interligado Nacional SINTREL Sistema Nacional de Transmissão de Energia Elétrica SP São Paulo SPE Sociedade de Propósito Específico TBE Transmissoras Brasileiras de Energia TFA Taxa de Fiscalização da ANEEL TFSEE Taxa de Fiscalização Serviço de Energia Elétrica TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo TRACTBEL Tractebel Energia S.A. TRM Taxa Referencial de Mercado TUST Tarifas de uso de transmissão VPL Valor Presente Líquido WACC Weighted average cost of capital

(15) 15 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO............................................................................................................. 18 1.1 PROBLEMÁTICA...................................................................................................... 18 1.2 JUSTIFICATIVA DO TRABALHO.......................................................................... 20 1.3 OBJETIVOS................................................................................................................ 22 1.3.1 Objetivo Geral......................................................................................................... 22 1.3.2 Objetivos Específicos.............................................................................................. 22 1.4 DELIMITAÇÃO......................................................................................................... 22 1.5 ESTRUTURA............................................................................................................. 24 2 AS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA....................... 26 2.1 HISTÓRICO DA ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO NO BRASIL......................... 26 2.2 A CRIAÇÃO DO SINTREL E SUA BREVE EXPERIÊNCIA................................. 30 2.3 TIPICIDADES DA ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO NO BRASIL..................... 30 2.4 A CONSOLIDAÇÃO DA ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO................................. 31 2.5 ASPECTOS REGULATÓRIOS INICIAIS A VISÃO INTERNACIONAL......... 33 2.6 AS PRIMEIRAS GRANDES EMPRESAS EXCLUSIVAMENTE TRANSMISSORAS NO ATUAL MODELO DO SETOR ELÉTRICO................... 34 2.6.1 Eletrosul................................................................................................................... 36 2.6.2 Transmissão Paulista.............................................................................................. 37 2.7 A ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO NO ATUAL MODELO DO SETOR ELÉTRICO................................................................................................................. 38 2.8 A RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA....... 43 2.8.1 A RBSE.................................................................................................................... 44 2.8.2 A RBNI.................................................................................................................... 47 2.8.3 A RAP Licitada....................................................................................................... 48 2.8.4 Perfil de Remuneração da RAP............................................................................. 49 2.8.4.1 RBSE..................................................................................................................... 49

(16) 16 2.9 ATRATIVOS PARA INVESTIMENTO EM TRANSMISSÃO................................ 49 2.10 FATURAMENTO DA RECEITA DE USO DE TRANSMISSÃO.......................... 50 2.11 A REGULAÇÃO DA RAP: O CONTRATO DE CONCESSÃO E AS REVISÕES............................................................................................................... 51 2.12 O PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO............................... 52 2.13 AINDA AS OBRAS LICITADAS: OS LEILÕES DE TRANSMISSÃO................ 52 3 REVISÃO DA LITERATURA: METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO DE EMPRESAS................................................................................................................. 58 3.1 A ORIGEM DO VALOR DA EMPRESA.................................................................. 58 3.2 A IMPORTÂNCIA DO VALOR DAS EMPRESAS................................................. 59 3.3 SÍNTESE DAS PRINCIPAIS METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO DE EMPRESAS............................................................................................................. 60 3.3.1 Avaliação Patrimonial Contábil............................................................................ 62 3.3.1.1 Valor Contábil (ou Book Value)............................................................................ 62 3.3.1.2 Valor de Mercado dos Ativos................................................................................ 63 3.3.1.3 Valor de Substituição ........................................................................................... 64 3.3.1.4 Valor de Liquidação.............................................................................................. 64 3.3.1.5 Valor de Utilização................................................................................................ 65 3.3.1.6 Valor Patrimonial /Valor de Avaliação................................................................. 66 3.3.2 Avaliação pelo preço das ações e do volume histórico........................................ 67 3.3.3 Avaliação por Fluxo de Caixa Descontado........................................................... 68 3.3.3.1 Cálculo do Fluxo de Caixa.................................................................................... 71 3.3.3.2 Período de Projeção e Cálculo do Valor Presente................................................. 72 3.3.3.3 Custo do Capital.................................................................................................... 74 3.3.4 Avaliação por múltiplos......................................................................................... 81 3.3.4.1 Os Tipos de Múltiplos........................................................................................... 82 3.3.4.2 Limitações da Avaliação por Múltiplos................................................................ 84 3.3.5 Avaliação por opções reais.................................................................................... 85 3.3.5.1 Limitações da Avaliação por Opções Reais.......................................................... 88 4 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS............................................................... 89 4.1 CONDICIONANTES.................................................................................................. 89

(17) 17 4.2 ESTUDO DE CASO: AS EMPRESAS ANALISADAS............................................ 94 4.2.1 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A......................... 98 4.2.2 ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A.............................. 105 4.2.3 EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A........................ 113 4.2.4 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A.............................. 121 4.2.5 ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A................................... 127 4.3 ANÁLISE E TRATAMENTO DAS INFORMAÇÕES PARA O DCF..................... 132 4.4 A ESTRUTURA DE CUSTOS ADOTADA.............................................................. 134 4.5 A PROBLEMÁTICA DA TAXA DE DESCONTO................................................... 142 4.6 CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO DE EMPRESAS REGULADAS......................... 146 4.7 CONCEITOS E PARÂMETROS UTILIZADOS PELA ANEEL NA REVISÃO TARIFÁRIA EM CURSO (2006)............................................................................ 149 4.8 ESTRUTURA DE CAPITAL ..................................................................................... 155 5 CALCULANDO O VALOR DA EMPRESA: APURAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS................................................................................................ 160 5.1 FORMA DE APRESENTAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA....................................... 161 5.2 FLUXO DE CAIXA DESCONTADO DO ACIONISTA........................................... 163 5.3 O FLUXO DE CAIXA DESCONTADO DA EMPRESA.......................................... 165 5.4 O VALOR DAS EMPRESAS APURADOS PELA METODOLOGIA DO FLUXO DE CAIXA DESCONTADO..................................................................................... 167 6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES................................................................... 205 6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS...................................................................................... 205 6.2 CONCLUSÕES........................................................................................................... 208 6.3 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS....................................................... 209 REFERÊNCIAS............................................. ...... 210

(18) 18 1 INTRODUÇÃO 1.1 PROBLEMÁTICA O processo de internacionalização e integração dos mercados financeiros, em nível global, vem exigindo cada vez mais exigindo o aperfeiçoamento das técnicas de estimação do valor de uma empresa. Entender o mecanismo de avaliação de empresas é um pré-requisito indispensável para qualquer profissional envolvido no campo das finanças corporativas. Administradores, investidores e bancos de investimento precisam avaliar o valor total de uma empresa como uma entidade em funcionamento, de forma a expressar o seu valor econômico o mais próximo da realidade possível, atendendo exigências tanto de compradores como vendedores, e mais ainda, do mercado, se for uma companhia de capital aberto. A utilização mais freqüente dessa avaliação ocorre no caso de estar sendo avaliada a aquisição ou venda de uma empresa ou de unidades de negócios. A surpreendente quantidade de compras de participações societárias, fusões e aquisições verificadas na última década envolveram milhares de avaliações. A questão da avaliação de empresas sempre foi permeada por uma certa subjetividade e, por esse motivo, proprietários de empresas e profissionais dessa área têm procurado um aprimoramento de seus conhecimentos com relação a esse tema, objetivando encontrar uma faixa de referência que reflita o valor justo da empresa analisada, representando a sua capacidade de gerar resultados futuros. Desta forma, a complexidade da questão tem evidenciado a necessidade de mais discussões a respeito. Aparentemente, o valor de uma empresa é o montante que o comprador e vendedor acordarem. Mas essa avaliação passa pela seguinte questão: ao comprador importa determinar o valor máximo que poderia ser pago por uma empresa e para o vendedor interessa determinar o valor mínimo que aceitaria para concretizar a negociação. Assim é fundamental nesse processo conhecer as diferentes técnicas existentes, e, com base nisso, aplicar aquela que melhor retrata determinada situação, pois o valor de uma empresa pode mudar em função das premissas, cenários e modelos adotados. O resultado é que, ao avaliarmos uma mesma empresa por dois ou mais métodos existentes, se possa chegar a valores bem diferentes, daí a subjetividade. Assim, num trabalho de avaliação, é primordial ao especialista de escolher o ferramental mais adequado para proceder à avaliação da empresa em questão. É necessário

(19) 19 conhecer profundamente o ambiente econômico desse estudo, de modo a chegar-se ao valor mais próximo da realidade pretendida. Contextualizando este assunto no ambiente do setor elétrico, mais precisamente no segmento de transmissão, observa-se que um importante marco foi estabelecido em função das sucessivas reformas na última década: de forma especial o disposto nos artigos 9 e 10, da Lei 9.648/98, que implementou o modelo do Serviço pelo Preço (Price-Cap). Paralelamente, introduziu-se a desverticalização do setor, segregando as atividades de transmissão e geração, no sentido de assegurar o livre acesso à rede e permitir a livre negociação na compra e venda de energia elétrica, buscando-se a competição. A receita anual das concessionárias de transmissão de energia elétrica passou a ser estabelecida pelas seguintes formas: no contrato de concessão resultante de licitação pública; no contrato de concessão que prorrogue a concessão existente; no contrato de concessão celebrado em decorrência de desestatização; ou em ato específico da ANEEL, mediante autorizações específicas que tenham conotação emergencial. A atividade de transmissão de energia elétrica, de forma segmentada, é recente e por esta razão são raros os estudos abordando a questão do valuation dessas empresas. Assim, estuda-se neste trabalho o caso de aquisição de empresas transmissoras, provenientes de licitações públicas da ANEEL no passado recente. São analisados cinco casos (empresas), em que foram adquiridas suas participações societárias. Considerando-se que a atividade de transmissão de energia elétrica a partir das licitações do regulador é bem recente (a primeira licitação ocorreu em 1999), e que as aquisições aqui estudadas estão entre as primeiras já ocorridas, assume especial relevância o entendimento do processo de valuation dessas transmissoras. É relevante porque a determinação do custo de capital de uma indústria regulada para efeito da fixação de suas receitas passa, de um lado, pela aprovação do regulador, que estabelece processos de revisões tarifárias, e por outro lado, pela atratividade dos negócios para os investidores, que objetivam maximizar rentabilidades. Uma questão subjacente permeia ainda essa questão: é por meio de uma taxa de retorno adequada que se torna possível manter a sustentabilidade e a expansão do serviço público. O problema tratado neste trabalho pode ser resumido nas seguintes questões:

(20) 20 Quais os principais dados e informações, consideradas as tipicidades de uma empresa transmissora de energia elétrica, que devem ser considerados no ferramental do fluxo de caixa descontado? Na prática, o modelo do fluxo de caixa descontado aplicado a uma empresa transmissora de energia elétrica mostra resultado eficaz? O valuation das empresas transmissoras adquiridas (valor real da transação) mantém consistência com o valuation determinado através do custo de capital próprio do regulador? Assim, este trabalho analisará o valor das empresas adquiridas, tanto sob a ótica do custo de capital próprio regulatório, como pela derivação do custo de capital próprio obtido pelas técnicas do valuation (da transação efetivamente ocorrida), mais precisamente com as ferramentas do Fluxo de Caixa Descontado e do CAPM (Capital Asset Pricing Model). 1.2 JUSTIFICATIVA DO TRABALHO A desverticalização do setor elétrico brasileiro e o conseqüente surgimento do segmento transmissão de energia elétrica, inicialmente com as empresas estatais do grupo Eletrobrás, posteriormente pelas novas concessões da Agência Reguladora ANEEL, trouxeram na formatação do negócio transmissão , o recrudescimento da importância do fluxo de caixa descontado nessa atividade. Um dos motivos advém das primeiras empresas de transmissão, estatais, que ainda hoje contestam, perante o órgão regulador, de uma remuneração insuficiente de seus investimentos praticamente nula , quando do processo de desverticalização. Já as novas concessões, por serem licitadas, demandam cálculos complexos, verdadeira engenharia financeira para o oferecimento de deságios para vencer as referidas licitações (a licitação é vencida pelo oferecimento da menor tarifa/receita), envolvendo diferentes estruturas de capitais, passando inexoravelmente pela metodologia do Fluxo de Caixa Descontado. Da mesma forma, embora seja uma atividade recente, formalizada a partir de 1998, tem ocorrido casos de aquisições de Empresas de Transmissão. A aquisição mais importante correspondeu à Estatal Paulista CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica

(21) 21 Paulista, em julho de 2006, além da venda de uma participação acionária de um lote de cinco empresas pertencentes ao Grupo Schahin, efetivadas praticamente na mesma época. Dessa forma, pesquisaram-se as principais técnicas/metodologias de avaliação de empresas, permitindo, até certo ponto, conhecer como são aplicadas essas técnicas, suas vantagens e limitações de uso. Revisando a literatura, identificam-se os conceitos existentes, possibilitando atingir-se o segundo objetivo específico. A tenra idade das empresas de transmissão de energia elétrica, estatais ou advindas dos Leilões de Concessões de Transmissão promovidos pelo órgão regulador, associado às características específicas desse setor, motivou testar a aplicabilidade da metodologia do Fluxo de Caixa Descontado a essa indústria. Essa metodologia, por ser efetivamente a mais utilizada, segundo a literatura, foi o foco principal do estudo com a resultante aplicação de uma modelagem financeira em um processo de aquisição de empresas de transmissão de energia elétrica. Assim, foi apresentado um estudo de caso, por meio de um modelo de avaliação de empresa voltado para uma empresa de transmissão, em que se determinou o valor das cinco empresas que foram objeto de aquisições confrontando-se o valor calculado pela metodologia do Fluxo de Caixa Descontado com os valores reais das aquisições, de maneira a comprovar-se a eficácia desse método e do porquê de sua utilização. Com efeito, pretende-se fornecer parâmetros para avaliações futuras - consubstanciando-se em ferramentas, técnicas e modelagens financeiras relacionadas ao Fluxo de Caixa Descontado, que, se aplicadas comparativamente a outras metodologias do valuation, possam contribuir para um melhor entendimento dessa teoria financeira, resultando num material de apoio complementar para futuros trabalhos práticos, principalmente no que tange a uma empresa transmissora de energia elétrica. Neste sentido, replicamos os ensinamentos de Lopes de Sá (2006): O quanto vale uma participação de um sócio no capital de uma empresa ou o quanto esta toda vale para ser negociada, é uma questão que no dia a dia dos negócios está sempre a aparecer. Nessa matéria existem fórmulas especiais, matemáticas, às vezes complicadas, buscando expressar o valor dito negocial. Na realidade tudo se resolve entre quem negocia, mas a fixação de um ponto de partida, ou seja, de um valor sobre o qual se vai discutir, deve ser encontrado. Tal valor precisa estar muito próximo de uma realidade, de uma justiça para um acordo entre as partes. Nas grandes companhias, em geral, a cotação de Bolsa de Valores é sempre um ponto de partida.

(22) 22 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 Objetivo Geral O objetivo geral deste trabalho é testar a aplicação da metodologia do fluxo de caixa descontado para avaliações de empresas transmissoras de energia elétrica, nos diversos negócios empresariais, como aquisições, fusões ou nos leilões de novas concessões. 1.3.2 Objetivos Específicos Identificar fatores relevantes que interferem na avaliação de empresas do segmento de transmissão de energia elétrica; Apresentar, revisando a literatura, as metodologias de avaliação de empresas (valuation), com foco no fluxo de caixa descontado, versando sobre aspectos conceituais e metodológicos. Testar a robustez e prováveis divergências resultantes da aplicação do método do fluxo de caixa descontado, pelo comparativo de cinco avaliações efetivamente ocorridas de empresas transmissoras de energia elétrica. Verificar a consistência do valuation através do custo do capital próprio, nas óticas de mercado (transação efetivamente ocorrida) e regulatória. 1.4 DELIMITAÇÃO A metodologia DCF/WACC é baseada em pressupostos rígidos, como a estrutura de capitais e o benefício fiscal associado aos juros dos capitais de terceiros, os quais na realidade são inteiramente dinâmicos. Olhando de outro prisma, o DCF/WACC trata a avaliação como uma fórmula pré-determinada, cujo valor presente do negócio se chega depois da atualização

(23) 23 de todos os cash-flows a uma mesma taxa de desconto. Por isto, esta metodologia tem a vantagem de ser simples, e por assim dizer, fotográfica . Dessa forma, há, por outro lado, a desvantagem de não acompanhar dinamicamente as flutuações dos cenários macroeconômicos. Por exemplo, sucessivas quedas das taxas de juros, em nível mensal, podem comprometer todo um trabalho de avaliação, como é o caso do critério adotado pelo órgão regulador, que se baseia em premissas históricas passadas para medir o custo de capital próprio, e mesmo para o capital de terceiros, o qual trabalha com uma média de TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) também histórica. Por outro lado, devemos considerar que o modelo de gestão a ser implementado pelos novos proprietários pode ser alterado, e, conseqüentemente, os fluxos de caixa futuros das empresas adquiridas, fato esse não capturado no método do Fluxo de Caixa Descontado (Pode até ser considerado, pelo lado do comprador que traz no bojo da avaliação suas estratégias; mas geralmente não pelo vendedor, que tem seu processo de avaliação à luz de seu atual modelo de gestão). Dessa forma, a versão de que alguns autores afirmam que o método do fluxo de caixa descontado é falho porque não captura o valor que a flexibilidade gerencial traz para o processo de valuation ao assumir que a empresa é gerenciada de forma estática, e não dinâmica, pode não corresponder à realidade. Assim, com um propósito bem orientado de validação acadêmica, eximiu-se da preocupação com as características específicas de cada modalidade de reestruturação societária e de aquisição empresarial, fixando-se mais num modelo conceitual e do apoio de citações de autores especializados e de textos versando apropriadamente sobre o tema, sem, contudo, esgotar o assunto. Logo, não é demais repetir a afirmação de Perez e Famá (2003) que faz a seguinte afirmação: Diferentes avaliadores, analistas ou interessados no negócio, utilizando as mesmas metodologias, podem chegar a diferentes valores de avaliação para uma mesma empresa, pois partem de premissas, objetivos e perspectivas diferentes . Por tratar-se de uma pesquisa qualitativa, devem-se ter claras as limitações desse tipo de pesquisa, principalmente no que se refere ao que o valuation correspondeu no total do número de organizações estudadas, restringindo-se a generalização dos resultados obtidos, pois os valores de aquisições das empresas de forma individual não foram fornecidos, por serem definidos como estratégicos e confidenciais. Complementarmente, destacamos os seguintes pontos:

(24) 24 a. A atividade de transmissão de energia elétrica é uma atividade recente, e atualmente apenas doze empresas estão sob revisão tarifária na ANEEL, advindas do processo de desverticalização do setor elétrico ou de novas Concessões, e quanto ao seu porte podem ser desde pequenas a grandes empresas. b. Dentro do foco deste trabalho, foi analisado exclusivamente o método do Fluxo de Caixa Descontado das Empresas Transmissoras que passaram pelo processo de aquisição. c. A metodologia discutida no presente trabalho correspondeu ao DCF tradicional, correspondente ao Fluxo de Caixa Livre, não se abordando outras variantes do DCF. 1.5 ESTRUTURA O trabalho foi dividido em seis capítulos. O primeiro capítulo apresenta a problemática, a justificativa, os objetivos, a metodologia deste estudo, bem como sua estrutura e delimitação. O segundo capítulo apresenta as peculiaridades de uma empresa de transmissão de energia elétrica: seu histórico, as primeiras empresas exclusivamente com essa atividade, a consolidação do setor, aspectos regulatórios, funcionamento da receita de transmissão, planejamento da expansão e os leilões de transmissão, além de outros aspectos. O terceiro capítulo, representando o Estado da Arte, apresenta uma síntese da revisão da literatura, passando pelos principais modelos de avaliação de empresas, comentando suas vantagens e limitações. O quarto capítulo versa sobre o estudo exploratório propriamente dito: a aplicação da metodologia do Fluxo de Caixa Descontado para cinco empresas de transmissão de energia elétrica, provenientes de leilões. O quinto capítulo demonstra a aplicação pratica do cálculo do valor das empresas, abordando aspectos da apresentação do tipo de fluxo de caixa, as duas formas do fluxo descontado: o fluxo para o acionista e o fluxo para a empresa; a apuração dos valores na ótica do fluxo de caixa do acionista. Efetuou-se a simulação financeira do valor de empresas (valuation) para o caso de cinco empresas transmissoras, cotejando-se os resultados

(25) 25 encontrados frente aos valores reais das respectivas aquisições, com o objetivo principal de evidenciar a eficácia dos resultados com a utilização desta metodologia, comprovando-se em termos práticos a sua aplicabilidade. O sexto capítulo é relativo às Considerações Finais, Conclusões e Sugestões para trabalhos futuros.

(26) 26 2 AS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA São poucas as referências na literatura sobre a atividade empresarial de transmissão de energia elétrica, de modo exclusivo. Devido a esse fato, as consultas efetuadas consubstanciaram-se de informações disponíveis na ANEEL, principalmente de resoluções normativas; na ELETROBRÁS; em artigos técnicos e em materiais apresentados em seminários. 2.1 HISTÓRICO DA ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO NO BRASIL Segundo Cabral e Cachapuz (2000, p. 7), as interligações em empresas de energia elétrica no Brasil remontam à década de 1920, tendo em vista primordialmente a transferência de energia em situações de crise. Inúmeros casos de interconexão não implicaram operação coordenada das usinas do conjunto interligado, mantendo cada companhia o critério de operação que melhor lhe conviesse. O progresso na interligação de sistemas elétricos até meados do século XX ocorreu basicamente por iniciativa de duas grandes empresas estrangeiras que marcaram época na história do setor de energia elétrica: a Brazilian Traction, Light and Power Company, de capital canadense, e a American & Foreign Power Company, norte-americana, conhecidas abreviadamente como Light e Amforp. O pioneirismo coube à empresa norte-americana. A Amforp iniciou suas atividades no Brasil em 1927, adquirindo o controle de numerosas concessionárias que atuavam no interior paulista e em várias capitais estaduais do Nordeste ao Sul do País. O grupo norte-americano respeitou assim o virtual monopólio da Light sobre o eixo Rio-São Paulo. A Amforp concentrou seus investimentos no interior paulista, promovendo por intermédio da Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL) a interligação dos sistemas de vinte e duas empresas que atendiam a municípios de grande importância econômica, como Campinas, Araraquara, Ribeirão Preto e São José do Rio Preto. Foram eliminadas as freqüências diferentes de 60 Hz e modernizadas as linhas de transmissão, com a construção de uma vasta rede em 66 kV. Concluído em meados da década de 1930, o trabalho resultou na interligação de vinte pequenas usinas que somavam 50 MW de capacidade instalada. A rede

(27) 27 única da Amforp no interior paulista cobria uma área superior à abrangida pelo então famoso grid britânico, embora atendendo a uma carga consideravelmente menor. Pela primeira vez no Brasil, sistemas elétricos interligados funcionaram como uma unidade, com despacho de carga centralizado, permitindo o máximo de aproveitamento da energia global. A Light promoveu no pós-guerra a interligação entre as usinas de Cubatão e Fontes com o objetivo de possibilitar o intercâmbio de energia entre os seus sistemas de São Paulo e do Rio de Janeiro. Além de uma linha de transmissão com mais de 300 km de extensão, foi necessário instalar uma estação conversora de freqüência em Aparecida do Norte (SP), pois as duas principais cidades do País operavam sistemas elétricos com freqüências distintas. O sistema do Rio funcionava em 50 Hz, e o de São Paulo, em 60 Hz. O intercâmbio dos dois sistemas da Light foi limitado a 50 mW devido à pequena capacidade da estação de Aparecida. Foi nessa época que as atividades da indústria de energia elétrica brasileira passaram a contar com a presença efetiva de companhias controladas pela União e pelos governos estaduais. A intervenção do Estado, num momento em que a oferta de energia mostrava-se insuficiente para atender à demanda cada vez maior, modificaria radicalmente o perfil do setor. Nos anos 1950, o progresso na interligação dos sistemas elétricos contou com a participação proeminente dos governos de Minas Gerais e São Paulo. O plano de eletrificação mineiro, executado pela Cemig, permitiu a formação de redes regionais interligadas e uma efetiva cooperação entre as diversas empresas industriais e de serviços públicos que dispunham de pequenas fontes produtoras de energia. Em 1962, com a inauguração da usina de Três Marias, a estatal mineira tornou-se responsável por mais de 70% da produção anual de energia elétrica do sistema interligado da zona central do estado. O plano de eletrificação paulista também privilegiou as interligações. De todo modo, o quadro restritivo de oferta de energia elétrica em São Paulo, apesar das iniciativas do governo estadual e dos grupos Light e Amforp, só começaria a ser superado em 1963 com a entrada em operação de Furnas. Obra prioritária do governo federal na administração de Juscelino Kubitschek, Furnas foi definida como o centro de gravidade do programa de expansão dos sistemas elétricos da região Sudeste e elemento chave da interligação desses sistemas em um conjunto integrado. Tratava-se de um projeto gigantesco para os padrões da época, envolvendo a instalação de mais de 1.000 mW e de uma rede de transmissão em 345 kV, a primeira de todo o hemisfério Sul.

(28) 28 Naquela altura, a demanda da região Sudeste requeria acréscimos anuais da ordem de 500 mW, tornando-se necessária a execução de projetos de maior envergadura, situados a razoável distância dos mercados e interessando a vários sistemas em paralelo. Não por acaso a empresa criada pelo governo federal para levar a cabo a construção de Furnas contou inicialmente com expressiva participação acionária dos grupos estrangeiros Light e Amforp, além da Cemig e do Departamento de Águas e Energia Elétrica de São Paulo. Todos tinham interesse nos resultados de um empreendimento destinado a suprir os principais mercados consumidores do Sudeste. Construída no rio Grande próximo à divisa de Minas com São Paulo, a usina entrou em funcionamento em setembro de 1963, evitando um iminente corte no fornecimento de energia aos parques industriais do Rio de Janeiro e de São Paulo. Com o desenvolvimento dos suprimentos em grosso de Furnas, encerrou-se a fase da operação isolada dos sistemas elétricos da região Sudeste. Numa primeira etapa, as linhas de 345 kV foram estendidas até às capitais paulista e mineira. Isso permitiu que os sistemas da Cemig e da Light, em São Paulo, operassem em paralelo e, conseqüentemente, as hidrelétricas dos sistemas regionais fossem sincronizadas desde a usina de Salto Grande, no rio Paranapanema, ao sul, até à de Três Marias, no rio São Francisco, ao norte. Em 1968, quando as linhas de 345 kV alcançaram o Rio de Janeiro e a usina de Peixoto, também situada no rio Grande, os principais sistemas da região Sudeste começaram a operar em paralelo. O crescimento do parque gerador brasileiro e a necessidade imperiosa de interligação dos diversos sistemas elétricos exigiram uma solução para o problema da diversificação de freqüências. Em 1964, a freqüência de 60 Hz foi adotada como padrão em todo o País, sendo iniciado então um complexo trabalho de conversão dos sistemas elétricos da Guanabara, Rio de Janeiro, Espírito Santo, parte de Minas Gerais e Rio Grande do Sul que operavam em 50 Hz e em outras freqüências. Entre a inauguração da usina de Furnas e a criação do GCOI (Grupo Coordenador para a Operação Interligada), dez anos mais tarde, o setor de energia elétrica brasileiro ampliou significativamente sua capacidade instalada e o grau de interligação de seus sistemas elétricos. Nesse período, a interconexão dos sistemas continuou crescendo com a introdução de energia gerada em grandes centrais elétricas no Sudeste. A progressiva exploração das fontes de energia hidráulica, distantes dos centros consumidores, assegurou o fornecimento de grandes blocos de energia a Minas Gerais, São Paulo, Guanabara, Rio de Janeiro, Espírito Santo e partes de Goiás, Mato Grosso e Paraná. Em 1969, as principais empresas de

(29) 29 eletricidade atuantes nesses estados reuniram-se em torno do Comitê Coordenador da Operação Interligada (CCOI), organismo precursor do GCOI. No restante do País, o desenvolvimento dos sistemas elétricos ao longo do mesmo período apresentou características diversas. Em 1963, os três estados do Sul operavam sem qualquer interligação entre si, embora o norte do Paraná já estivesse interconectado com São Paulo. A primeira interligação do Paraná e Santa Catarina foi estabelecida em 1967, visando ao abastecimento de Curitiba com energia da termelétrica federal de Jorge Lacerda. Em 1971, essa usina começou a suprir o Rio Grande do Sul. Nesse mesmo ano, foi criado o CCOI-Sul, congregando as principais empresas geradoras e distribuidoras daquela região. Em 1974, os três estados foram interligados pelo litoral em 230 kV, aumentando a confiabilidade dos suprimentos. No Nordeste, o crescimento da capacidade instalada de energia elétrica deveu-se sobretudo à ação da Chesf. No final dos anos 1960, a energia da empresa federal já alcançava todas as capitais nordestinas e mais de 1.250 outras comunidades, por meio de um extenso sistema de transmissão, com tensão máxima de 230 kV. Devido à sua natureza radial, o sistema da Chesf não tinha interligações importantes com outros sistemas. Não havia ainda problemas quanto à operação de reservatórios, pois nessa época excediam a capacidade de turbinagem das usinas, que operavam a fio d água. Na região Norte, o predomínio da termeletricidade permaneceu praticamente absoluto. Em face das características de localização e carga, o grande potencial hidráulico da região não foi explorado. A interligação continuou secundária em virtude da pequena dimensão dos sistemas, de âmbito exclusivamente local. O Estado, por intermédio quer da holding federal Eletrobrás, quer das empresas estaduais, foi o principal agente da ampliação das atividades de energia elétrica. A empresa pública comandou a expansão da capacidade geradora de energia elétrica a partir do início da década de 1960. A participação da potência instalada privada declinou progressivamente, em função dos pesados investimentos estatais e da compra das empresas controladas pelos grupos estrangeiros Amforp e Light, passando de 66%, em 1960, para apenas 1%, em 1980.

(30) 30 2.2 A CRIAÇÃO DO SINTREL E SUA BREVE EXPERIÊNCIA Um passo importante para a atividade de transmissão foi dado com o Decreto nº1.009/93, que criou o Sintrel1, acordo operativo que permitiria aos geradores negociar diretamente seus contratos com grandes consumidores e empresas distribuidoras de eletricidade. Segundo Oliveira (1996), divergências entre as empresas elétricas quanto à malha de transporte que deveria compor o Sintrel e quanto ao regime tarifário que seria adotado para permitir o acesso de terceiros à rede do Sintrel não permitiram a sua implementação naquela época. 2.3 TIPICIDADES DA ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO NO BRASIL O modelo de gestão do setor elétrico brasileiro, relativamente à transmissão de energia elétrica, fundamenta-se nas seguintes características principais: dimensões continentais do país; grande potencial de recursos hídricos; polarização dos centros de consumo e de produção de energia; e regimes pluviais diferenciados entre as várias regiões do Brasil. A associação dessas características determinou a opção por um sistema de transmissão de energia elétrica interligado que permite a transferência de grandes blocos de energia dos centros de produção para os de consumo, separados daqueles por grandes distâncias, de forma otimizada, flexível e segura. Os excedentes de uma determinada região podem ser transferidos para locais onde a demanda supera a disponibilidade energética regional. A dimensão continental brasileira e a diversidade geográfica e econômica do país deram origem a diferentes sistemas elétricos de transmissão, referentes a mercados regionais com distintas características de desenvolvimento. Somente em 1999 foi concluída a interligação dos dois subsistemas de transmissão, que possibilitará o intercâmbio de 600 mW médios anuais entre eles, a saber: Sul Sudeste Centro Oeste e Norte Nordeste, que correspondiam, respectivamente, a 72,5% e 24% da capacidade instalada nacional. Existem, 1 Inicialmente abrangendo as linhas de transmissão das quatro empresas federais de geração, o projeto do Sintrel buscou, sem sucesso, a adesão das empresas estaduais, visando criar, a partir da garantia do livre acesso à rede, novas formas de comercialização de energia entre as concessionárias e os grandes consumidores de energia.

(31) 31 ainda, sistemas isolados no norte do País, cujo parque gerador representa 3,5% do parque nacional instalado. A energia elétrica que abastece o País é transmitida, quase que integralmente, pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), formado por linhas de transmissão (LT) e subestações com tensões que variam de 230 kV a 765 kV. O planejamento da implantação de uma linha de transmissão tem início com os estudos de alternativas para traçado, seguidos dos estudos de viabilidade do empreendimento, contemplando os aspectos técnicos, econômicos e ambientais. A sua implantação é condicionada por licenças prévias, de instalação e de operação emitidas pelos órgãos ambientais, isto é, em princípio só se obtém autorização para executar tal projeto, no caso de estar em conformidade com o estabelecido nas leis ambientais. Atualmente os sistemas de transmissão brasileiros podem ser classificados em interligados ou isolados. O Sistema Interligado Nacional (SIN) é composto por linhas de transmissão e subestações pertencentes a concessionárias de transmissão, que compõem a rede básica ou pertencentes a sistemas a elas conectados, operando sob coordenação ou supervisão do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). 2.4 A CONSOLIDAÇÃO DA ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO Foi a partir do início da década de 1970 que começou a ser efetivamente implantado o sistema interligado brasileiro. De maneira geral, o processo começou pela integração dos diversos sistemas de um mesmo estado, foi seguido pela interligação dos sistemas dos estados de uma mesma região e culminou com a implantação das ligações entre as regiões, sempre acompanhado da construção de usinas hidrelétricas cada vez maiores. Hoje o Brasil conta com sistema elétrico interligado com mais de 75.000 km de linhas de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV e capacidade de transformação superior a 170.000 MVA, estendendo-se do Rio Grande do Sul ao Pará. O sistema de transmissão, composto por linhas e subestações, é a espinha dorsal do sistema interligado nacional, ligando as fontes de geração aos centros de carga e viabilizando os ganhos energéticos que resultam da diversidade hidrológica entre as diferentes bacias brasileiras. A configuração do sistema brasileiro, com predominância de hidrelétricas de grande porte situadas a grandes distâncias dos pontos de concentração do consumo, exige um

(32) 32 sistema de transmissão de alta complexidade, que tem que ser especialmente robusto para suportar as inevitáveis contingências. A evolução do sistema foi acompanhada pela adoção de tecnologias mais modernas e novos métodos de manutenção. As linhas de 230 kV foram sucedidas pelas de extra-alta tensão, com linhas em 750 kV e elos de corrente contínua. A proteção eletromecânica da década de 1970 foi substituída pela proteção estática e depois pela digitalizada. A execução de serviços de manutenção em linhas desligadas foi substituída pelo serviço em linha viva ou ao potencial. As inspeções visuais deram lugar a sofisticadas verificações com o uso de helicópteros e de detectores de última geração. Em que pese a eventual ocorrência de emergências em seus componentes, algumas das quais com grandes repercussões para os consumidores, o desempenho do sistema de transmissão equipara-se ao dos melhores do mundo, embora seja de complexidade ímpar. Na década de 1980, em função das dificuldades para obtenção de recursos para novos investimentos pelas empresas estatais, alguns critérios de planejamento da expansão do sistema de transmissão foram relaxados. O tradicional - e caro - critério do "n - 1", no qual é garantido que o sistema suporta a perda isolada de qualquer um de seus elementos, deixou de ser utilizado, tornando vulnerável o suprimento de algumas áreas. Os transformadores reservas de algumas subestações passaram a ser compartilhados com outras unidades, assumindo-se o risco de um tempo maior para a substituição de equipamentos defeituosos. Esta situação começou a ser revertida a partir de 2000, com a retomada do ritmo de expansão necessário ao atendimento das necessidades do sistema. As licitações de novas linhas pela ANEEL, com participação do capital privado ao lado de investimentos públicos, estão restaurando os níveis de confiabilidade do sistema. A ANEEL licitou e autorizou, desde 1998, 28.263,10 quilômetros de extensão de linhas de transmissão. Desses, 20.410,38 quilômetros estão em operação comercial. Em 2005, foram energizados 3.035,70 quilômetros de linha. Em 2006, já foram energizados 475,80 quilômetros em linhas e estão previstos mais 3.523,22 quilômetros até o fim do ano, totalizando 3.999,02 novos quilômetros de linhas construídas em 2006. Atualmente estão em operação 82.995,876 quilômetros de linha no Sistema Interligado Nacional - SIN. Conforme demonstra o gráfico a seguir, a partir da criação da ANEEL, verificou-se uma expressiva expansão das linhas de transmissão. As novas instalações autorizadas diretamente referem-se a equipamentos bem definidos com data de entrada em operação e vida útil conhecida. Dessa forma, a ANEEL estabelece uma receita associada a cada equipamento ou módulo construtivo. Dessa forma,

(33) 33 essas instalações se assemelham às instalações licitadas nas quais se estabelece uma receita anual constante durante um período de tempo pré-determinado que, nesse caso, é de trinta anos e se aproxima da vida útil do equipamento autorizado. Figura 1 - Rede Básica de Transmissão Fonte: ANEEL 2.5 ASPECTOS REGULATÓRIOS INICIAIS A VISÃO INTERNACIONAL Segundo Pires (1999b, p. 18), a característica de monopólio natural do sistema de transmissão requer um tratamento regulatório adequado desse segmento para que não haja implicações negativas, tanto sobre o funcionamento competitivo dos segmentos de geração e comercialização, quanto para a eficiência do sistema.

(34) 34 Nesse sentido, de acordo com Pires (1999b), a experiência internacional ressalta a importância de que a nova modelagem do segmento de transmissão, em especial a questão tarifária, atenda aos seguintes pré-requisitos: a) tarifas de transmissão não-discriminatórias para evitar subsídios cruzados entre os diferentes segmentos da indústria; b) tarifas adequadas para incentivar a expansão de rede nos pontos da rede onde for necessário; e c) neutralizar estímulos à congestão (restrições à capacidade de transmissão por sobrecarga em determinado ponto da rede). A literatura existente sugere que a melhor alternativa para atender a esses quesitos seria a adoção da separação estrutural do segmento de transmissão em relação aos demais segmentos. Dessa forma não haveria estímulo para a prática de subsídios cruzados nem à congestão e se estaria conseguindo garantir o funcionamento neutro do sistema de transmissão, evitando a possibilidade de práticas discriminatórias dos proprietários. (PIRES, 1999a). Frente às dificuldades políticas de efetuar-se essa separação, a maior parte dos países tem optado pela separação contábil, com a constituição de um órgão independente para gerir a rede, efetuar a cobrança de tarifas e fazer o planejamento indicativo da expansão do sistema (PIRES, 1999b). As desvantagens desta alternativa em relação à separação total são realçadas por Araújo (1999) que, entre outras, mostra os riscos de manipulação da construção de novas linhas, no caso de grande concentração de mercado, para a apropriação de receitas de congestão pelos proprietários das redes de transmissão. 2.6 AS PRIMEIRAS GRANDES EMPRESAS EXCLUSIVAMENTE TRANSMISSORAS NO ATUAL MODELO DO SETOR ELÉTRICO As empresas de transmissão de energia elétrica, exclusivamente com essa atividade, originaram-se a partir do processo de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro RESEB, nos idos de 1995. O objetivo principal desse processo consistia em criar um novo contexto, caracterizado pela liberdade de competição na geração e na comercialização de energia, e pela

(35) 35 regulação exercida sobre os últimos monopólios existentes, na transmissão e distribuição de energia elétrica. Dessa forma, com base nas alterações institucionais propostas pelo trabalho de Consultoria da Coopers & Lybrand2, (essa Consultora detinha a experiência do modelo inglês do setor elétrico), que inclusive formatou a criação da Agência Reguladora ANEEL, e em paralelo com a implementação do arcabouço jurídico, surgiram as primeiras regras do setor de transmissão de energia elétrica. Os ativos federais de geração foram incluídos no Programa Nacional de Desestatização (PND), e realizado o leilão da Gerasul empresa que herdou os ativos de geração da Eletrosul após processo de cisão em que esta última se manteve estatal e com o controle dos ativos de transmissão. Conforme determinação da Lei 9.648/98, o governo tentava promover a cisão das demais empresas federais, originando, a princípio, as seguintes empresas: a) três a partir de Furnas (duas geradoras e uma transmissora); quatro a partir da Chesf (três geradoras e uma transmissora) e, por fim, seis a partir da Eletronorte (duas geradoras isoladas, uma geradora que fornece para o sistema interligado hidrelétrica de Tucuruí , uma transmissora do sistema interligado e duas empresas integradas que atendem sistemas isolados). Esta Lei foi criada para, além das motivações de legislar sobre a reforma do setor elétrico, regulamentar o processo de privatização das empresas federais de energia elétrica. Contudo, em função principalmente das dificuldades políticas, resultando em um encaminhamento de descontinuidade do processo de privatização, a separação dos ativos de transmissão (desverticalização) ocorreu, num primeiro momento (1998), apenas com a ELETROSUL e as empresas paulistas (ETPE Empresa Paulista de Transmissão2 e CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista). O segmento de geração de energia elétrica da ELETROSUL e das empresas paulistas (com exceção da CESP) foram privatizados em 1998, permanecendo o segmento de transmissão em poder do Estado. As demais empresas transmissoras do Sistema ELETROBRÁS (CHESF, FURNAS, ELETRONORTE) foram desverticalizadas em 1999 (segregação contábil, apenas), e o segmento de geração não foi privatizado. 2 O Ministério de Minas e Energia (MME) e a ELETROBRÁS escolheram em 1996 (processo licitatório) um Consórcio de empresas formado pela Coopers & Lybrand, Lathan & Watkins, empresas estas ligadas ao ramo de Consultoria Internacional., e pelas empresas nacionais Main e Engevix, com experiência no ramo de engenharia, gerenciamento de projetos e obras, além de uma empresa de consultoria jurídica, Ulhôa Canto, Rezende e Guerra. A este Consórcio foi atribuída a tarefa de desenvolver estudos e propor uma reforma para o setor elétrico brasileiro, sendo conhecido como Projeto de Reestuturação do Setor Elétrico Brasileiro RESEB .

(36) 36 2.6.1 Eletrosul A Eletrosul Centrais Elétricas S.A. - Eletrosul foi criada em 23 de dezembro de 1968. Subsidiária da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás e vinculada ao Ministério de Minas e Energia, é uma sociedade anônima de capital fechado que atua no segmento de transmissão de energia em alta e extra-alta tensão. O ano de 1997 foi um marco na história da Eletrosul, quando foi realizada a cisão dos ativos e passivos relativos às atividades de produção de energia elétrica, vertidos para a constituição de uma nova empresa. Assim, em 23 de dezembro de 1997, foi constituída a Centrais Geradoras do Sul do Brasil S.A. - Gerasul, ficando responsável pelos negócios de geração de energia elétrica, a qual foi, por meio de leilão, vendida à iniciativa privada (TRACTBEL). A Eletrosul passou a atuar, a partir de então, exclusivamente no segmento de transmissão de energia elétrica. A Eletrosul tem seu sistema de transmissão localizado nos estados da região Sul e no Mato Grosso do Sul, área que abriga um contingente populacional da ordem de 28 milhões de habitantes e que responde por 16% do PIB e 17% do mercado de energia elétrica do País. O sistema de transmissão da Eletrosul tem como funções principais interligar as fontes de energia elétrica aos mercados consumidores; integrar os mercados consumidores de energia elétrica; garantir o livre acesso ao sistema de transmissão, criando condições para que ocorra a competição; viabilizar a importação de energia elétrica dos demais países do Mercosul e garantir a qualidade da energia nos pontos de suprimento. A direção executiva da Empresa está a cargo de um colegiado de diretores, subordinado ao Conselho de Administração, que tem mandato de três anos. A estrutura organizacional possui também nove departamentos, sete assessorias, uma secretaria geral e vinte e cinco divisões. O quadro de pessoal é composto por 1.305 empregados.(Set/02). Para o perfeito desempenho de suas funções, a Empresa conta com uma infra-estrutura de 19,8 mil torres; 69,5 mil km de cabos; 8.925 km de linhas de transmissão; além de 31 subestações e uma conversora de freqüência, na fronteira do Brasil com a Argentina, que possibilitam uma capacidade de transformação de 13.638MVA.

(37) 37 2.6.2 Transmissão Paulista A história da Transmissão Paulista, nome fantasia da CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista começa com a reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, com a separação das áreas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica das antigas concessionárias, dando origem às novas empresas. A CTEEP, criada a partir da cisão da CESP - Companhia Energética de São Paulo, iniciou suas operações em 1° de abril de 1999 e, em novembro de 2001, incorporou a EPTE Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica S.A., oriunda da Cisão da ELETROPAULO Metropolitana - Eletricidade São Paulo S.A., resultando, dessa forma, em uma empresa bem maior. Foi a partir dessa alteração que a Empresa adotou a marca fantasia Transmissão Paulista - utilizando-se das palavras mais significativas da razão social da CTEEP e que indicam sua atividade principal. A missão da Transmissão Paulista é operar, manter, expandir e explorar sistemas de transmissão de energia elétrica com excelência na prestação do serviço, satisfação aos usuários, sustentabilidade ambiental e retorno adequado aos acionistas, contribuindo para o desenvolvimento econômico e social da comunidade. Segundo o site: a Transmissão Paulista3 opera uma complexa infra-estrutura composta por mais de 11.780 quilômetros de linhas de transmissão que se estendem por todo o Estado de São Paulo, ultrapassando 18.266 quilômetros de circuitos. As 102 subestações operadas pela Empresa somam uma capacidade de transformação acima de 38.500 MVA. Toda essa operação é monitorada por um sistema integrado de coordenação, supervisão e controle do sistema elétrico. Esse complexo dispõe ainda de sistema próprio de telecomunicações. Para executar os serviços, a Empresa conta com empregados de alto nível, preparados para atender às demandas de um mercado continuamente exigente. A Transmissão Paulista tem a remuneração pelos seus serviços definida anualmente pela ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica - e os recursos vêm das empresas usuárias do sistema de transmissão, ou seja, de geração, distribuição e consumidores livres.

(38) 38 2.7 A ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO NO ATUAL MODELO DO SETOR ELÉTRICO No caso brasileiro, as distâncias entre as usinas e os centros de consumo e a característica de distintos regimes hidrológicos entre as regiões em que estão localizadas as centrais hidrelétricas exigem extensa rede de linhas de transmissão de alta tensão para transmitir a energia gerada e interligar os subsistemas regionais. Essa configuração interligada (sistema elétrico interligado, é aquele que se estende por um vasto território, composto por diversas usinas ligadas entre si e com os centros de consumo, por meio das linhas de transmissão) em praticamente todo o território nacional, implica ganhos de produção no sistema elétrico brasileiro. O sistema elétrico brasileiro era composto até recentemente por dois grandes sistemas interligados, desconectados entre si, e por uma série de pequenos sistemas isolados, situados sobretudo na região Norte. As principais empresas das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste formavam o sistema interligado de maior porte, atendendo cerca de 80% do mercado brasileiro de energia elétrica. O outro sistema interligado abrangia toda a região Nordeste e parte da região Norte, localizada no estado do Pará. Em dezembro de 1998, os dois sistemas interligados foram conectados do ponto de vista elétrico com a entrada em operação da primeira etapa da interligação Norte-Sul: linha de transmissão em 500 kV, com pontos terminais nas subestações de Imperatriz, no Maranhão, e de Samambaia, no Distrito Federal. Além disso, já havia uma ligação energética entre os dois sistemas através do rio São Francisco. O serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias é feito utilizando-se de uma rede de linhas e subestações em voltagem igual ou superior a 230 kV, é denominado de Rede Básica. Qualquer agente que compre ou venda energia tem direito à utilização da rede básica, assegurado em lei e garantido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): esta condição é chamada de Livre Acesso. A administração da operação da rede básica fica a cargo do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, instituição privada, mas fiscalizada pela ANEEL, formada por empresas de geração, transmissão e comercialização, responsável por gerenciar o despacho de energia em condições otimizadas, que envolve o uso dos reservatórios das hidrelétricas e o combustível das termelétricas componentes do sistema elétrico interligado. 3 A EPTE foi incorporada pela CTEEP em 1999.

(39) 39 As concessionárias distribuidoras de energia elétrica que estão vinculadas às empresas de geração por meio de contratos iniciais, firmados há alguns anos e cuja vigência foi até o ano de 2005, pagam tarifas iguais, mas o encargo é calculado de acordo com a demanda de cada empresa. Os novos agentes do mercado de energia independentes e consumidores livres os comercializadores, produtores surgidos depois que a ANEEL implantou o Livre Acesso, seguem regras diferentes. A tarifa de transmissão é calculada com base na distância entre o ponto de injeção da geração e ponto de consumo, bem como o total da carga utilizada. O custo do serviço de transmissão de energia elétrica é composto da Receita Permitida (denominada RAP) no ano para as concessionárias do serviço público de transmissão em operação no País e por uma parcela para pagar o serviço do ONS. A receita permitida às empresas de transmissão é definida pela ANEEL e ONS é uma instituição privada que gerencia a operação do sistema elétrico interligado, ou seja, determina como a energia produzida chegará até os centros de consumo. O montante formado pela receita permitida e uma parte do orçamento do ONS deve ser rateado entre os usuários da rede básica de transmissão, que são as centrais geradoras, consumidores livres, concessionárias de distribuição e agentes de importação e exportação de energia elétrica. A forma de rateio desses custos de transmissão está regulamentada pela ANEEL e obedece à definição de uma tarifa de uso da transmissão, calculada de acordo com uma metodologia denominada nodal, porque leva em consideração cada subestação ou nó da rede básica. O cálculo das tarifas de transmissão contempla o conjunto das linhas de transmissão, transformadores, geradores e cargas elétricas em cada subestação, ou nó, do sistema elétrico interligado. A ANEEL utiliza esse mesmo programa e informações para estabelecer a tarifa de transmissão a ser usada para o cálculo dos encargos de cada usuário (TUST). Como o sistema está em permanente expansão, com o acréscimo de novas usinas e linhas de transmissão, esse valor é recalculado todos os anos. As concessionárias mantêm com o ONS o Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão CPST, pelo qual autorizam o ONS representá-las junto a usuários e se comprometem a acatar todas as ordens de operação do sistema por ele ditadas. Por sua vez, o ONS contrata com os usuários, pelo Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST, a prestação do serviço de transmissão e se encarrega de medir o serviço prestado pelos

(40) 40 concessionários. Por fim, o ONS informa aos usuários e transmissores o valor do pagamento que os primeiros deverão realizar a esses últimos pelo serviço prestado. A Rede Básica de Transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) teve sua origem determinada pelo art. 17 da Lei 9.074, de 28.09.1995, sendo regulamentada pelo Decreto nº 1.717, de 24.11.1995. Tendo como base a relação elaborada conjuntamente pelo Grupo Coordenador da Operação Interligada GCOI e Grupo Coordenador de Planejamento do Sistema GCPS, sob a coordenação da Eletrobrás, o DNAEE publicou a Portaria 244, em 28 de junho de 1996, relacionando as instalações de transmissão que deveriam integrar a Rede Básica, definindo assim a sua primeira configuração, que teve como referência a data de 8 de julho de 1995. A partir de 1998, a ANEEL, tendo em vista a necessidade de revisar a composição da Rede Básica estabelecida inicialmente pela Portaria DNAEE n° 244/96, de forma a adequá-la à reestruturação do setor elétrico brasileiro emitiu a Resolução 245/98, de caráter normativo, com as regras de classificação das instalações de transmissão para fins de composição da Rede Básica e, publicou, conforme consta no Processo 48500.000610/99-21: i. A Resolução n° 166, de 2000, relacionando as instalações de transmissão componentes da Rede Básica incluindo as denominadas Demais Instalações de Transmissão, que se encontravam em operação até 31 de dezembro de 1999; e ii. A Resolução n° 167, de 2000, definindo as receitas anuais permitidas dessas instalações (inclusive as Demais Instalações de Transmissão) relacionadas na Resolução 166/2000, estabelecendo-se assim o equilíbrio econômico-financeiro inicial dos contratos. O Sistema Interligado Nacional é responsável pelo atendimento de 98% do mercado brasileiro de energia elétrica. A rede básica de transmissão, compreendendo as tensões de 230 kV a 750 kV, atingiu, em dezembro de 2004, uma extensão de 80.022 km, englobando 815 circuitos de transmissão e uma capacidade de transformação de 178.447 MVA, em 321 subestações. A dimensão desse sistema pode ser visualizada na figura a seguir:

(41) 41 Figura 2 - Apenas o Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia e parte do Pará ainda não fazem parte do sistema integrado de eletrificação. Nestes Estados, o abastecimento é feito por pequenas usinas termelétricas ou por usinas hidrelétricas situadas próximas às suas capitais. O sistema interligado de eletrificação permite que as diferentes regiões permutem energia entre si, quando uma delas apresenta queda no nível dos reservatórios. Como o regime de chuvas é diferente nas regiões Sul, Sudeste, norte e Nordeste, os grandes troncos (linhas de transmissão da mais alta tensão: 500 kV ou 750 kV) possibilitam que os pontos com produção insuficiente de energia sejam abastecidos por centros de geração em situação favorável. Atualmente, as concessionárias de transmissão detêm, para fins de remuneração, três tipos de instalações:

(42) 42 a) as classificadas como Rede Básica, composta por instalações com tensão igual ou superior a 230 kV, de uso compartilhado, e por transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV, e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV; b) as instalações com tensão de 230 kV e acima, porém classificadas como instalações de conexão (de uso exclusivo de um consumidor ou de um gerador, por exemplo); e c) as instalações com tensão menor que 230 kV, classificadas como Demais Instalações de Transmissão. Com relação às parcelas utilizadas nos Contratos de Concessão, o termo RBSE (Rede Básica do Sistema Existente) refere-se às instalações componentes da Rede Básica, definidas no anexo da Resolução nº 166/2000. O termo RPC refere-se às instalações de conexão e às Demais Instalações de Transmissão, ambas dedicadas aos respectivos usuários. A soma das duas parcelas relativas à RBSEi e à RPCi compõe a Receita Anual Permitida RAP das respectivas concessionárias de transmissão, dando início ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. Os reforços nas instalações existentes das concessionárias constantes da Resolução nº 166/2000, bem como adequações de menor porte, como permitido pela legislação e previsto nos contratos de concessão das concessionárias em apreço, foram por elas implementadas por meio de autorizações expedidas pela ANEEL. As RAPs associadas aos reforços ficaram caracterizadas pela parcela denominada RBNI (Rede Básica Novas Instalações), que é a parcela correspondente às novas instalações autorizadas e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL, n. 167/2000. Assim, a evolução da receita ao longo do primeiro período tarifário foi conseqüência exclusiva da aplicação do mecanismo de reajuste previsto no Contrato de Concessão. O sistema de remuneração no segmento de transmissão é diferente para os diversos tipos de contratos existentes sendo, portanto, necessária a sua caracterização, e se divide em: i) Instalações Existentes; ii) Novas Instalações Autorizadas; iii) Novas Instalações Licitadas.

(43) 43 2.8 A RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA No caso do Brasil, as Transmissoras disponibilizam suas instalações para operação do SIN, recebendo, em contrapartida, as Receitas Anuais Permitidas RAP, independentemente do fluxo de energia nas instalações. Dessa forma, um meio efetivo de regulamentação da qualidade do serviço é a que vincula a disponibilidade plena das instalações à receita auferida. A receita de transmissão (RAP) é derivada da seguinte fórmula: RAP = RBSE + RBNI + RAP Licitadas + Novas Obras + PA, onde: RBSE parcela de receita das instalações existentes, oriundas das Resoluções ANEEL 166 e 167, de 2000. RBNI parcela de receita das instalações autorizadas após a Resolução 167, de 2000. RAP Licitadas parcela de receita das instalações licitadas. Novas Obras: parcela de receita das instalações autorizadas ou licitadas que entrarão em operação. PA: Parcela de Ajuste destinada a compensar déficits ou superávits de arrecadação. Existem, atualmente, no serviço público de transmissão de energia elétrica no Brasil, três situações características diferentes, no que diz respeito à determinação da tarifa/receita pela prestação do serviço público de transmissão (serviço pelo preço) e explicitados nos respectivos contratos, quais sejam: a) Concessão das instalações de transmissão existentes, quando da prorrogação ou desestatização, conforme contratos de concessão para transmissão de energia elétrica, celebrados entre a União e as empresas transmissoras, e principalmente as Resoluções ANEEL, n. 166 e 167 que, respectivamente, atualiza a composição da rede básica do sistema elétrico interligado, suas conexões e as respectivas empresas usuárias das instalações e estabelece as receitas anuais permitidas vinculadas às instalações de transmissão de energia elétrica, o valor da tarifa de uso da rede básica e os encargos de conexão .

(44) 44 b) Autorização às concessionárias existentes, mediante resolução específica da ANEEL, para implantação de novas instalações de transmissão da rede básica, bem como para substituições ou alterações nas instalações existentes da rede básica, recomendados pelo ONS, para aumento da capacidade de transmissão, ou da confiabilidade do sistema, ou ainda que resulte em alteração da configuração do sistema interligado, com a correspondente parcela de receita anual permitida a ser acrescida à receita anual da empresa transmissora; c) Outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de novas instalações de transmissão da rede básica do sistema elétrico interligado, por meio de licitação na modalidade de leilão, para a empresa ou consórcio que apresentar o Menor Valor de Tarifa de Transmissão correspondente à Menor Receita Anual . 2.8.1 A RBSE A receita da RBSE (Rede Básica do Sistema Existente) foi definida pela Resolução ANEEL nº 167, de 31/05/2000, com base na atualização dos ativos que compõem a Rede Básica, regulamentados pela Resolução ANEEL nº 166, de 31/05/2000. Essa receita inclui também as chamadas conexões, que são instalações dedicadas ou de uso exclusivo. Originalmente, essas receitas foram concedidas a 14 transmissoras, conforme quadro a seguir demonstrado:

(45) 45 ANEEL Quadro 1 Receitas Anuais Permitidas de Transmissão FONTE: Resolução ANEEL 167/2000. Essas receitas originaram-se do processo de desverticalização do setor elétrico, resultado da segregação da tarifa de suprimento em tarifa de transmissão e tarifa de geração (contratos iniciais), conforme ilustração a seguir: S U P R I M E N T O T Cobertura de Custos G Maximização da atratividade FONTE: ABRATE Figura 3 Segregação das Tarifas de Geração e Transmissão

(46) 46 Como o processo de desverticalização se iniciou com o processo de privatização do setor elétrico brasileiro, as receitas iniciais de transmissão foram fixadas pelo Agente Regulador de modo a permitir somente a cobertura dos Custos Operacionais, sendo a remuneração do investimento advinda da depreciação. Por outro lado, a tarifa de Geração foi maximizada, de maneira a refletir a atratividade do negócio, como forma de atrair potenciais investidores. Sobre este assunto, a ANEEL assim dispõe na Nota Técnica nº 068/2006: Os contratos de concessão do serviço público de transmissão foram celebrados entre o Poder Concedente e as concessionárias de transmissão no ano de 2001. Esses contratos foram conseqüências da desverticalização do serviço de energia elétrica introduzida pela Lei nº 9.648, de 1998. A tarifa de suprimento vigente em 1998 representava a soma dos serviços de geração e transmissão de energia elétrica que era provida, principalmente, pelas grandes geradoras federais e estaduais. Para possibilitar a separação desses serviços, duas novas tarifas tiveram se ser criadas: uma que remunerasse o segmento de geração e outra, o de transmissão. Como se tratava, pelo menos no início, de uma separação meramente contábil, ficou entendido que a soma das duas novas tarifas deveria ser exatamente igual à tarifa de suprimento, de forma a não onerar o consumidor. A tarifa de geração passou a ser chamada de tarifa dos contratos iniciais e a tarifa de transmissão, por sua vez, foi resultado da diferença entre a tarifa de suprimento e aquela primeira. As receitas anuais permitidas, portanto, não foram estabelecidas com o objetivo de prover a adequada remuneração do capital e a cobertura dos custos operacionais das concessionárias de transmissão, até mesmo porque, à época, não havia condições de se fazer uma avaliação meticulosa desses aspectos sem que houvesse alteração da tarifa ao consumidor. Como resultado desse aparente desequilíbrio, foi negociada, entre a ANEEL e as concessionárias de transmissão, a inserção de uma cláusula contratual que excluía a receita anual permitida associada às instalações existentes (RBSE) da revisão tarifária periódica. O racional para essa decisão foi o entendimento de que as transmissoras poderiam sustentar suas atividades com a receita vigente, que seria reajustada pelo IGPM até o ano 2015, prazo final do contrato e, ao mesmo tempo, apropriarem-se dos ganhos de eficiência empresarial. Cabe destacar que a receita permitida das concessionárias de transmissão compreende (i) a remuneração do capital, (ii) a quota de reintegração (depreciação), e (iii) a cobertura para os custos de operação e manutenção. Ano a ano, a base de remuneração sofre o efeito da depreciação, o que faz com que seu valor se reduza. Ora, se essa base representa o conjunto de instalações destinadas a prover uma determinada quantidade de serviço público de

(47) 47 transmissão, os investimentos feitos nessas instalações para possibilitar a prestação do serviço prestado deverão ser aportados pelas concessionárias sem direito a receita adicional. Surgem então as diferenças de interpretação entre o Regulador e a concessionária regulada quanto à responsabilidade e a forma de remuneração dos investimentos necessários para prover o serviço adequado. O Regulador, diante da cláusula contratual que blinda a receita associada às instalações existentes (RBSE), não pode reconhecer os investimentos feitos pela transmissora para manter o serviço já concedido, sob pena de onerar injustificadamente o consumidor. Por outro lado, as concessionárias, atuando de forma empresarial, não querem aportar recursos que não serão reconhecidos em suas receitas. O que se tem verificado é que o efeito dessa blindagem da RBSE acarreta conseqüências danosas tanto para as concessionárias quanto para os usuários do serviço de transmissão. As concessionárias, ao não verem reconhecidos os investimentos feitos para manter o serviço prestado pelas instalações existentes, têm fortes incentivos para não investir nesse tipo de melhoria ou reforço. Os usuários, por sua vez, passarão a pagar cada vez mais caro por um serviço cuja qualidade pode estar sendo colocada em risco pela transmissora. 2.8.2 A RBNI De uma forma geral, a RBNI compreende os investimentos classificados como reforços, e implicam aumento da capacidade instalada ou alteração da configuração do sistema elétrico. Esses investimentos deverão constar da Proposta Anual de Ampliações e Reforços (PAR) elaborada pelo ONS, e serão implementados pelas concessionárias de transmissão mediante autorização específica, recebendo em contrapartida a imediata receita correspondente. Conforme afirmado anteriormente, As RAPs associadas aos reforços ficaram caracterizadas pela parcela denominada RBNI (Rede Básica Novas Instalações), que é a parcela correspondente às novas instalações autorizadas e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL, n. 167/2000.

(48) 48 2.8.3 A RAP Licitada A RAP LICITADA é aquela definida por meio de licitação na modalidade de leilão, para a empresa ou consórcio que apresentar o Menor Valor de Tarifa de Transmissão correspondente à Menor Receita Anual . Na outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão integrantes da rede básica do sistema elétrico interligado, por meio de licitação na modalidade de leilão, a Receita Anual Permitida (RAP) da transmissora pela prestação do serviço é definida pelo valor da proposta financeira vencedora do leilão, para os primeiros quinze anos de disponibilização das instalações de transmissão para operação comercial. A partir do décimo sexto ano até o final do prazo da concessão (trinta anos), a RAP é de 50% da RAP do décimo quinto ano, sendo objeto de reajustes de acordo com o estabelecido no contrato de concessão. Nesse caso, a ANEEL determina os valores máximos (limites superiores) para a Receita Anual Permitida associada a cada lote de instalações de transmissão licitadas na modalidade de leilão, considerando a especificidade do perfil da RAP durante o prazo da concessão e o limite máximo para remuneração pela prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, compatível com o investimento a ser realizado pelo novo concessionário. COMPOSIÇÃO DA RAP Refo rço s P revisto s. 114.822.624 Licitadas P revistas. ONS. 278.603.300 196.642.943 Refo rço s em Operação . 980.471.605 Sistema Existente. 3.169.121.849 Licitadas em Operação . 1.175.274.732 Gráfico 1 - Composição da RAP período 2004/2005 Fonte: ANEEL

(49) 49 2.8.4 Perfil de Remuneração da RAP 2.8.4.1 RBSE A RBSE possui um perfil de remuneração plano, isto é, constante, e vigoram até o final da Concessão, em 2015. A atualização é anual e é feita pelo IGP-M, por intermédio da ANEEL. O perfil de remuneração tanto para a RBNI como de RAP licitada corresponde a uma RAP teto fixada pelo Regulador, sendo esse valor concedido por quinze anos, com uma redução de 50% para os últimos quinze anos da Concessão. A razão para o estabelecimento de uma receita integral nos primeiros quinze anos se deve ao fato de que o fluxo de caixa é fortemente impactado nos primeiros anos de um projeto: o perfil degrau de remuneração (15 anos, 100%; e 15 anos, 50%) é necessário para cobrir os custos de financiamento necessários à implantação dessas instalações. Segundo a ANEEL, a RAP para remuneração desses investimentos deverá ser justa e adequada , e nesse horizonte de trinta anos deve cobrir a amortização dos investimentos, custos de operações e manutenção e demais encargos, propiciando uma remuneração dos investimentos (TIR) em torno de 11,0%. 2.9 ATRATIVOS PARA INVESTIMENTO EM TRANSMISSÃO Baixo risco do negócio que está associado a: Investimento inicial previsível Custos de O&M previsíveis (são pré-acordados). Garantia de Recebimento da Receita Correção anual pelo IGPM O risco sistêmico no setor de transmissão é limitado. A administração das receitas de transmissão é efetuada pelo ONS, do qual participam todas as geradoras, distribuidoras de

(50) 50 energia e grandes consumidores livres (conjuntamente denominados usuários ). Todos os usuários, independente da utilização de uma LT específica, pagam às empresas de transmissão interligadas ao Sistema Nacional. Assim, o não-pagamento da tarifa de transmissão de uma geradora ou distribuidora tem um impacto bastante limitado na arrecadação global da transmissora. 2.10 FATURAMENTO DA RECEITA DE USO DE TRANSMISSÃO No caso da Receita de Uso de Transmissão, o valor do faturamento mensal é apurado e informado mensalmente pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) discriminando o valor a ser faturado para cada usuário, de acordo com a arrecadação do Sistema e Resoluções da ANEEL. Cabe ressaltar que o ONS atua como intermediário entre o prestador do serviço (a transmissora) e o usuário, sendo que essa intermediação é realizada pela assinatura de contratos CPST (Contrato da Prestação de Serviços de Transmissão) e CUST (Contrato de Uso de Transmissão), conforme ilustração a seguir: Figura 4 Inter-relacionamento ONS, transmissoras e Usuários Fonte: Eletrosul, como transmissora. Como parte integrante do CUST, a concessionária usuária do Serviço de Transmissão assina um Contrato de Constituição de Garantia que resultará na criação de uma espécie de

(51) 51 fundo garantidor do pagamento do contrato, que no caso da ocorrência de inadimplência da concessionária usuária permitirá o pagamento do contrato. Dessa maneira, consegue-se garantir a operacionalização e a liquidez do Sistema Elétrico Nacional. Sendo assim, no caso de não ocorrer o pagamento de alguma concessionária usuária do Serviço de Transmissão, no terceiro dia útil subseqüente à data do vencimento a transmissora envia uma correspondência ao ONS que executa de forma imediata o Contrato de Constituição de Garantia que por este fundo garantidor fará o pagamento da duplicata vencida. 2.11 A REGULAÇÃO DA RAP: O CONTRATO DE CONCESSÃO E AS REVISÕES A Sétima e a Oitava Subcláusulas da CLÁUSULA SEXTA dos contratos de concessão definem o meio da outorga de reajustes e revisões da RAP, bem como a periodicidade da revisão, a cada quatro anos: CLÁUSULA SEXTA RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO Sétima Subcláusula - A fixação de novos valores de RECEITA ANUAL PERMITIDA para a TRANSMISSORA, decorrentes de reajustes e revisões, conforme definidos na legislação e nesta Cláusula, para prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, somente será feita por meio de resolução da ANEEL. Oitava Subcláusula - A ANEEL procederá, após a data de assinatura deste CONTRATO, a cada 4 (quatro) anos, a REVISÃO PERIÓDICA da RECEITA ANUAL PERMITIDA com objetivo de promover a eficiência e modicidade tarifária, conforme regulamentação específica. Processo de Revisões Ordinárias Obras Licitadas: - não se aplica - há teto de receita - concorrência ajusta RAP ao valor de mercado - IGPM repõe a inflação do período Obras Autorizadas: - há revisões - não há processo concorrencial - RAP com base nos custos padrão e custo de O&M - neste caso há um grande esforço do regulador, devido assimetria de informações para remunerar adequadamente o investidor (FONTE: ANEEL4). 4 Nota: Na fase de elaboração desta dissertação, discute-se em Audiência Pública da ANEEL a necessidade de revisão ordinária das RAP licitadas. A argumentação provém do TCU, alegando que, se há a flexibilidade para revisões extraordinárias, em que as Concessionárias buscam o equilíbrio econômico-financeiro, também o regulador deve buscar ganhos de eficiência através de revisões ordinárias, objetivando a modicidade tarifária.

(52) 52 2.12 O PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO O planejamento da expansão da transmissão é determinativo, e compete ao MME, responsável pelo equilíbrio da oferta e demanda de energia elétrica, em conjunto com o ONS e com o CCPE e a EPE, indicar o conjunto de empreendimentos por meio de ampliações e reforços. A ANEEL tem a atribuição de verificar as instalações recomendas por esse planejamento e executar os atos de outorga, através de: Leilões de Transmissão Resoluções Autorizativas Sinteticamente, num horizonte de curto e médio prazo assim se visualiza este planejamento: - CCPE elabora o PDET (médio prazo - ONS elabora o PAR (curto prazo 5 anos); 3 anos); - MME compatibiliza PAR/PDET e encaminha para ANEEL; - ANEEL executa atos de outorga: - Leilões de transmissão - Resoluções autorizativas (Fonte: ANEEL). 2.13 AINDA AS OBRAS LICITADAS: OS LEILÕES DE TRANSMISSÃO A reestruturação do setor elétrico criou vários ambientes para a comercialização de energia. O mecanismo de leilão se aplica em todas as situações de compra-e-venda no setor elétrico, ou seja, a outorga de concessões para exploração de empreendimentos de geração e transmissão, na compra-e-venda de energia a partir de contratos bilaterais de curto e longo prazos, contratação de serviços ancilares e compra-e-venda de consumo de energia. Os leilões de empreendimentos de transmissão são decorrentes das concessões para construção de linhas e subestações, licitadas pela ANEEL. A transmissão é uma atividade regulada, e sua remuneração é fixada pela ANEEL através dos leilões de concessão. Os investidores fazem lances para a remuneração que pretendem na exploração da concessão. A linha de transmissão é licitada em um leilão de oferta com duas rodadas e preço de reserva

(53) 53 (receita teto). A primeira rodada corresponde a um leilão fechado de primeiro preço. É definida uma faixa de competição, até 5% do preço de liquidação dessa primeira rodada, que qualifica os participantes para a segunda rodada. Se esse corte de 5% não é atingido, o vencedor ganha a concessão. O motivo dessa faixa de competição é incentivar os participantes a fazerem lances competitivos na primeira rodada. Na visão da ANEEL, o objetivo dos leilões é estabelecer concorrência para minimizar os custos de implantação, minimizando a tarifa de transmissão beneficiando os consumidores. Os primeiros leilões de transmissão apresentaram menor concorrência, com apenas um empreendimento atingindo um deságio significativo, de 31,5% - cujo lance foi efetuado por ELETROSUL, no ano de 1999. Nos anos de 2000 a 2002, as empresas uma empresa estatal estatais federais ficaram impedidas de participar do leilão por imposição legal incluídas no Plano Nacional de Desestatização estavam PND, e, por isso, não poderiam aumentar seu patrimônio. Com a ausência estatal, diminuindo a competição, os deságios ficaram menores, e somente em 2002 verificaram-se deságios entre 11% a 15% (as 3 últimos obras da tabela). Ano Linha Extensão 1999 1999 Taquaraçu LT Campos Novos - Blumenau 2000 Subestação Itajubá 2000 Norte Sul 2000 Investim ento (R$ RAP (R$ MM) MM) 509 km 253 km 250 136 295 km Norte Sul II 1.278 km 2000 Sudeste - Nordeste 2000 Desconto Vencedor 45 35 8,7% 31,5% Multiservice - Tyco Schahin, Alusa e Celesc 75 15 0,0% Cemig 257 53 0,9% Abengoa 750 146 3,0% Enel Power 1.050 km 700 133 3,3% Enel Power Tucuruí - Vila do Conde 323 km 150 31 8,0% Schahin, Alusa 2000 2000 Norte-Nordeste Sul-Sudeste 920 km 328 km 610 470 123 82 0,0% 0,0% Schahin, Alusa Furnas 2001 LT Bateias Jaguariaíva 137 30 6 0,0% COPEL 2001 Goianinha Mussuré 51 km 18 2,75 0,5% Hot Line Constr. Elétricas 2001 2001 Chavantes - Botucatu Xingó - Angelim - Campina Grande 137 km 386 km 33 359 6,91 47 0,0% 1,0% CTEEP Inst. Inhabensa 2002 LT Presidente Médici 130 km 35,8 8,01 0,01% CEEE 2002 LT Uruguaiana - Macambará LT C. Novos 109 110 27 12 2,89% 0,03% Asa Inv. AG 2002 386 km 230 km 2002 LT Vila do Conde 179 km 80 13 0,10% Scahin e Alusa 2002 LT Tijuco Preto 181 km 150 32 11,99% Elecnor-Isolux 2002 LT Expansão da Interl. Norte 468.3 km 395 86 15,09% Scahin e Alusa 2002 2002 LT Itumbiara Marimbondo LT Paraíso Açu 212 km 135 km 188 30 30 7 11,70% 0,01% Cobra, Elecnor, Isolux e Inha. Hot Line Constr. Elétricas Quadro 2 Fonte: ANEEL Pelotas 3 L. Vermelha Sta. Rosa Sta. Marta Santa Maria Cachoeira Paulista Nordeste Leilões ANEEL de empreendimentos de transmissão 1999 Usina Campos Novos 2002

(54) 54 Os empreendimentos sombreados deram origem às empresas objeto do presente estudo. O leilão de 2003, com descontos maiores, já com a presença das estatais (as empresas estatais foram excluídas do PND, não sendo mais privatizáveis, segundo a política do novo governo), indicavam deságios superiores a 50% . Os leilões de 2004, destacadamente nas linhas conquistadas pelos espanhóis, passam a contar com maior alavancagem financeira, propiciando elevados deságios. Sua atuação busca uma menor rentabilidade no projeto em si, mas uma boa rentabilidade na construção do empreendimento (EPC), cuja combinação propicia uma rentabilidade média razoável. Ainda sobre a atuação das empresas espanholas nos leilões, convém mencionar que a suas estruturas de capital capital (WACC) na Espanha - demonstram um menor custo médio ponderado de ao redor de 6% a 7%, exigindo retornos menores em comparação às empresas brasileiras, conforme exemplo de Fernández (2006, p. 13). Além disso, o declínio contínuo e acentuado do risco Brasil no governo Lula propiciou uma atratividade adicional: os retornos exigidos ficaram ainda menores. ANO LINHA KM INVEST. RECEITA (R$ MM) (R$ MM) 450 283 101 82 36,0% 49,0% DESCONTO 2003 Londrina - Assis - Araraquara 2003 Salto Santiago - Cascavel Oeste 370 376 2003 Teresina - Sobral - Fortaleza 441 450 128 39,2% 2003 Camaçari II - Sapeaçu 106 90 25 36,2% 2003 Machadinho - Campos Novos 51 66 15 22,3% 2003 Coxipó - Cuiabá - Rondonópolis 193 111 34 38,8% 2003 Montes Claros - Irapé Cuiabá - Itumbiara 117 800 27 165 34,1% 2004 150 811 2004 Ivaiporã - Londrina 2004 Cascavel Oeste - Foz do Iguaçu Norte 122 120 98 54 20 11 27,5% 0,6% 2004 Tucuruí - Vila do Conde 329 290 54 36,1% 2004 Furnas - Pimenta 66 45 9 11,7% 2004 Itutinga - Juiz de Fora 140 54 15 23,0% 2004 Macaé - Campos 2004 Milagres - Tauá 90 200 52 67 11 14 18,0% 53,7% 2004 Milagres - Coremas 120 37 8 52,8% 2004 Porto Primavera - Dourados/Imbirissu 190 361 58 24,0% 2004 Campos Novos - Blumenau 375 317 67 40,8% 2004 Colinas - Sobradinho 937 994 205 47,5% Quadro 3 Fonte: ANEEL Leilões ANEEL de empreendimentos de transmissão 2003 2004 40,0%

(55) 55 O quadro a seguir apresenta o posicionamento de cada um dos participantes do leilão de linhas de transmissão ocorrido em novembro de 2005, com os lances oferecidos. Leilão de Transmissão de Energia - Edital 001/2005 - ANEEL Lote A Lote B Alusa 27,5% 2,0% Abengoa 49,7% 28,0% Isolux 46,8% Elecnor Lote D Lote E Lote F 39,5% 14,9% 41,4% 28,0% 21,0% 20,0% 15,0% 34,2% 42,6% 34,4% 18,0% 32,2% 42,0% 37,0% 34,0% 32,8% 30% / 33,7% 37,0% 35,0% 39,6% 25,0% 35,7% 28,6% 35,3% 46,0% 12,4% 6,0% Cobra ISA (70%) - CYMI (30%) ISA Lote C 15,2% 30,0% 21,0% CME 2,0% Bandeirante 15,0% TSN 15,0% 36,8% 30,3% Neoenergia 30,7% 12,8% GTF 4,4% Furnas ESUL(49) Schahin(41) Engevix (10) 33% / 35,2% ESUL (49) FIP(41) Brametal (10) ENORTE (37) CHESF (12) FIP (48) Engevix (3) ENORTE (37) CHESF (12) Engevix (10) C. Corrêa (20,5) Q. Galvão (20,5) Furnas (24,5) CEMIG (24,5) Q. Galvão (20,5) Schahin (20,5) Orteng (10) 29,0% 42,0% 40,5% 17,0% 39,5% Furnas (24,5) CEMIG (24,5) Alusa(30,5) Orteng (20,5) RAP Máxima (R$ MM) 107,6 112,7 116,5 102,3 32,4 RAP Vencedora (R$ MM) 54,1 65,3 66,9 55,2 21,0 17,8 Investimento ANEEL (R$ MM) 601,0 636,0 653,0 570,0 183,0 172,0 RAP Máxima / Investimento ANEEL 17,9% 17,7% 17,8% 17,9% 17,7% 17,7% RAP Vencedora / Investimento ANEEL 9,0% 10,3% 10,2% 9,7% 11,5% 10,3% Quadro 4 30,4 Leilões ANEEL de empreendimentos de transmissão 2005 Fonte: UNIBANCO Os investimentos em novas obras de transmissão de energia elétrica vêm ocorrendo por meio de Leilões da ANEEL, nos quais a concessão será outorgada à transmissora que ofertar a menor tarifa de transmissão, no caso, a menor Receita Anual Permitida (regime competitivo), ou por meio das autorizadas concedidas pela ANEEL, nos casos de obras de caráter emergencial. Considerando que as autorizações da ANEEL para novas obras de Transmissão só ocorrerão em casos de regime emergencial, a expansão das empresas de transmissão deverá dar-se majoritariamente por concessões obtidas por meio de leilão do Órgão Regulador. Nesse enfoque, convém destacar que, nos casos de leilões de transmissão, fatores de cunho econômico vêm influenciando a determinação da Receita Anual Permitida assumindo um

(56) 56 papel de significativa importância ao impactarem diretamente no deságio da Receita, objetivando o melhor lance para configurar-se em proposta vencedora nos certames realizados pela ANEEL. Entre os fatores discutíveis da formação do preço da Receita Anual Permitida, para efeito de lance no leilão, quatro aspectos têm rebatimento direto nos cálculos destas Receitas, cuja combinação poderá ser um diferencial nos sucessos nos Leilões das Obras de Transmissão. O primeiro se refere ao cenário macroeconômico empregado pelas empresas para refletir as correções anuais dos valores das Receitas, no caso o IGP-M, assim como a Taxa de Juros de Longo Prazo TJLP, para refletir os custos dos financiamentos do BNDES. Como é evidente, um cenário mais agressivo do IGP-M, puxando os índices para cima, propiciará um retorno maior do investimento, assim como uma projeção subestimada da TJLP conduzirá a custos financeiros menores, também aumento o retorno do investimento. Ao considerar um horizonte de trinta anos para determinação da Receita, a elaboração de um cenário otimizado pode repercutir na viabilidade econômica do projeto, mais apropriadamente no índice de cobertura da dívida. O mesmo raciocínio é válido para as projeções do dólar, da SELIC, etc. O segundo aspecto se refere ao custo de criação da SPE (Sociedade de Propósito Específico), exigido pela ANEEL. Se as empresas disputarem o leilão de um empreendimento de Transmissão em Consórcio, obrigatoriamente terão que criarem uma SPE, na qual os custos de funcionamento dessa SPE poderão se constituir num diferencial. Uma estrutura simples, ou uma estrutura mais robusta, implicará custos operacionais que poderão ser ou não competitivos. Por outro lado, se a empresa concorrer individualmente, isto é, já é uma empresa transmissora, poderá cair na armadilha dos tributos, como adiante se verá. O terceiro aspecto é relativo aos custos de operação e manutenção. A empresa operadora procura obter um preço competitivo de operação e manutenção, de maneira a obter o equacionamento ótimo do binômio rentabilidade de sua empresa e impacto nos custos operacionais da empresa operada, em que participa acionariamente, influenciando na receita que será ofertada no Leilão da ANEEL. O mesmo raciocínio é válido para participações de forma isolada no leilão. O quarto aspecto se refere aos tributos. Os investidores desenham uma engenharia financeira que propicie uma menor carga tributária nas receitas aqui se referindo de maneira breve ao Lucro Real e ao Lucro Presumido. Qual o impacto tributário ao se criar uma empresa transmissora nova (SPE), comparativamente a uma transmissora já existente? Como

(57) 57 aproveitar os benefícios tributários, como os créditos do PIS/COFINS, de maneira a otimizar os custos e desembolsos? O quinto aspecto, e de suma relevância, se refere à estrutura de capital. A obtenção de empréstimo-ponte para substituir o capital próprio, remunerados a uma taxa inferior à do projeto, garante um ganho adicional ao acionista. A alavancagem financeira associada a esta situação melhora ainda mais os resultados. Influi ainda a questão do apetite do investidor: o baixo risco do negócio de transmissão pode sugerir retornos de investimento mais baixos, aumentando a competição. A combinação destes fatores, aliada a um investimento direto competitivo, abaixo dos custos modulares praticados pela ANEEL, pode explicar em parte os altos deságios oferecidos pelas empresas nos certames licitatórios do Órgão Regulador.

(58) 58 3 REVISÃO DA LITERATURA: METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO DE EMPRESAS 3.1 A ORIGEM DO VALOR DA EMPRESA Sá (2001, p. 460) infere sobre os primórdios do valor da empresa: David Ricardo ganhara uma fortuna nos mercados mobiliários de Londres e Paris para aposentar-se e escrever. Foi o grande economista clássico depois de Adam Smith e suas idéias iluminaram o pensamento econômico na maior parte do século XIX. Dele são as doutrinas da vantagem comparativa e da Lei dos Rendimentos decrescentes. Desenvolveu-as para argüir contra as leis de grãos que favoreciam o produtor rural inglês, e provavelmente o faria de novo se estivesse entre nós lendo nos jornais os subsídios à agricultura de países contrários ao ingresso do produto de outros países. Disse que a Inglaterra seria mais rica, assim como os seus vizinhos, se produzisse bens em que tivesse uma vantagem comparativa, para pagar os grãos de que precisasse. A doutrina dos rendimentos decrescentes de Ricardo está na raiz do marginalismo neoclássico distributivo do fim do século XIX quando outros economistas deram-se conta de que os fatores de produção levavam para casa o valor do produto marginal nas circunstâncias da competição perfeita. Contudo, Ricardo não apreendeu o alcance inteiro da sua descoberta. Falando sobre os poderes originais indestrutíveis do solo , escreveu uma frase famosa. Disse que o preço do grão não é alto porque uma renda é paga (ao dono da terra), mas uma renda é paga porque o preço do grão é alto . O preço do grão é fixado na margem da cultivação extensiva onde os solos forem diferentes, ou na exploração intensiva do mesmo solo depois do ingresso da última unidade de capital. Esses pensamentos constituíam uma base filosófica para uma determinação do valor do produto, ou do negócio. Em tempos mais modernos, de acordo com Falcini (1995, p. 173), os mais utilizados modelos de avaliação econômica de investimentos se relacionam, de uma maneira ou de outra, com a teoria desenvolvida na década de 1930 por John B. Willians, o qual, já naquela época, concluía que o valor econômico ou real (valor de investimento) de uma ação é o valor presente (descontado a taxa apropriada), de todos os seus dividendos líquidos futuros e perpétuos, devidamente ajustados por modificações no poder de compra da unidade monetária utilizada. Willians deixava claro que a frase dividendos futuros poderia também ser entendidas como lucros futuros , pois, se tais lucros, em vez de serem pagos presentemente como dividendos, fossem sucessivamente investidos de maneira eficiente pela empresa (a uma maior taxa de retorno do que a esperada pelo investidor/acionista), gerariam maior

(59) 59 volume de dividendos (lucros) no futuro para o mesmo acionista e conseqüentemente valorizando ainda mais a sua ação no presente, economicamente falando. Willians esclarecia que se referia a dividendos (ou lucros) líquidos, isto é, ao montante líquido que seria finalmente pago aos acionistas do total dos fundos de caixa gerados pelas atividades operacionais da empresa num dado período, o que corresponderia ao total dos fundos de caixa desembolsados pela empresa e pagos aos acionistas a título de dividendos, menos o total dos fundos de caixa desembolsados pelos acionistas e pagos à empresa a qualquer título, inclusive para a aquisição de novas ações com os fundos de caixa, no caso, dirigidos à realização de novos investimentos visando ao aumento real da geração futura dos fundos de caixa pelas atividades operacionais. 3.2 A IMPORTÂNCIA DO VALOR DAS EMPRESAS A definição do valor de uma empresa é o principal fator nas transações pertinentes a fusões, aquisições ou privatizações e tem por objetivo estimar um preço mínimo que norteará as negociações desses processos. O valor de um negócio é definido pelo processo de negociação entre o comprador e o vendedor, e que o valor justo de uma empresa, estabelecido pelos processos de avaliação, significa somente um valor potencial do negócio em função da expectativa de geração de resultados futuros. Para Damodaran (apud ALPEROWITCH,1999, p. 24), o valor justo nada mais é do que a quantidade de riqueza que determinado ativo pode gerar, ou seja, a soma de seus fluxos de caixa futuros, trazidos a valor presente. Helfert (2000, p. 294), afirmou que a avaliação de empresas se constitui em uma ferramenta analítica aplicável em instrumento de gestão, orientando a empresa de modo integrado e consistente na busca de um objetivo único e fundamental: a criação de valor para o acionista. Dentro desse conceito, a avaliação de empresas pode ser também utilizada para um aperfeiçoamento dos processos de tomada de decisão. Para Damodaran (1999, p. 9), uma das principais aplicações da avaliação de empresas é avaliar o impacto das decisões estratégicas, financeiras e operacionais na consecução do objetivo principal das empresas: a maximização do valor.

(60) 60 Segundo Martins (2001, p. 263), os métodos de avaliação servem também para fins de compra e venda de negócios; fusão, cisão e incorporação de empresas, dissolução de sociedades, liquidação de empreendimentos e avaliação da habilidade dos gestores de gerar riqueza para os acionistas. O processo de avaliação envolve um rol decisões subjetivas e trabalho complexo para os avaliadores. Sobre este assunto Perez e Famá (2003, p.1), afirmam que se a avaliação de um único ativo ou investimento gera inúmeros questionamentos e até discordância quanto à metodologia adequada, o processo de avaliação de uma empresa,composta por inúmeros ativos, tangíveis e intangíveis, onde interagem interesses conflitantes,é mais complexo e delicado . 3.3 SÍNTESE DAS PRINCIPAIS METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO DE EMPRESAS Os métodos que avaliam os ativos reais, ou custos de reposição ou valores de liquidação, não consideram para fins de avaliação o fato de uma empresa ser geradora de riqueza. Os métodos que avaliam a empresa pelo fluxo de caixa descontado determinam por meio da taxa de desconto apropriada qual é o valor da riqueza gerada pela empresa: o Valor Presente Líquido (VPL). Gitman (1987, p. 149) afirma que o valor de qualquer ativo é igual ao valor atual de todos os seus benefícios futuros esperados, os quais são geralmente medidos em termos de fluxo de caixa . A literatura revela que para se avaliar uma empresa, o método mais utilizado no mundo é a avaliação pelo desconto de rendimentos futuros projetados, o que equivale dizer que a forma mais praticada de se calcular o valor da empresa é pela metodologia do Fluxo de Caixa Descontado. Damodaran (1999, p. 617), afirma que "Não há um modelo melhor. O modelo a ser utilizado em um determinado cenário variará em função de uma ampla gama de características do ativo ou da empresa sendo avaliada". A subjetividade dos métodos está presente em todas as metodologias, com preponderância para a de Fluxo de Caixa Descontado (FCD) pois vários parâmetros de entrada originam julgamentos bastante subjetivos; e também para a de Opções Reais (Real

(61) 61 Options), por utilizar projeções sob condições de incerteza: existe uma dificuldade em quantificar-se o valor do negócio. Para Neiva (1992, p. 11), o valor é determinado pelo grau de utilidade de um bem, dentro de uma escala de preferência do consumidor. Assim, dependendo das partes que estão negociando e dos fatores que estão influenciando, poderão ser encontrados resultados diferenciados de valores. Damodaran (1999, p. 623), afirma ainda que a escolha de um método para avaliar a empresa será dirigida em grande parte pelas características da empresa/ativo sendo reavaliada o nível de seus lucros, seu potencial de crescimento, as fontes dos crescimentos dos lucros e estabilidade de sua alavancagem e sua política de dividendos. Esse autor (1999, p. 615), afirma que o problema de avaliação não é de que não haja modelos suficientes para avaliar o seu investimento, mas de que há modelos demais. Escolher o modelo correto para utilizar na avaliação é tão crítico para se chegar a um valor razoável quanto compreender como utilizar o modelo. Levando-se em consideração que não existe um modelo ideal de avaliação de empresas, e devido à complexidade desta questão, até por ser um tema relativamente recente, este trabalho propõe analisar as principais metodologias de avaliação de empresas. Objetivase enfocar as situações em que cada modelo é mais adequado e, quando possível, apresentar suas respectivas limitações, uma vez que estas nem sempre estão disponíveis na literatura. Segundo Martins (2001, p. 268), existem vários modelos de avaliação de empresas, devendo sua escolha considerar o propósito da avaliação e as características próprias do empreendimento. Estes modelos podem assim ser classificados: 1. Técnicas comparativas de mercado; 2. Técnicas baseadas em ativos e passivos contábeis ajustados; e 3. Técnicas baseadas no desconto de fluxos futuros de benefícios (geralmente, caixa). Essas categorias podem abranger diversos modelos. Dependendo da situação, há um modelo mais adequado, porém as limitações devem ser observadas. Os modelos focados no mercado buscam definir o valor do negócio por meio da comparação com empresas similares negociadas no mercado. Os modelos baseados nos ativos e passivos contábeis ajustados procuram definir o valor econômico do empreendimento convertendo os valores apresentados nas demonstrações contábeis para o valor de mercado.

(62) 62 Por sua vez, os modelos representativos do desconto dos fluxos futuros de benefícios pressupõem que o valor do negócio deve ser encontrado em sua expectativa de geração de riqueza. Este trabalho apresentará os principais métodos existentes, com ênfase para o Fluxo de Caixa Descontado, que, segundo Martins (2001, p. 268), parece, até o momento, o mais recomendado pela literatura recente. As metodologias de avaliação de empresas a serem abordadas serão as seguintes: Avaliação Contábil, por Fluxo de Caixa Descontado, por Múltiplos e por Opções Reais. Estas são conceitualmente bem diferentes, e sua aplicação para obtenção do valor da empresa resulta em valores substancialmente divergentes. Este trabalho versará sobre estes métodos. Inicialmente, e independente da técnica a ser utilizada, é necessário fazer um diagnóstico real da empresa: antecede o processo de avaliação, a análise do contexto macro e microeconômico no qual ela faz parte, o conhecimento de seu desempenho passado e atual, seus aspectos econômico-financeiros, comerciais, jurídicos, fiscais, técnicos e até mesmo sociais. Para Martins (2001, p. 268), um grande problema na avaliação de empresas é a questão da assimetria de informações, ou seja, a disponibilidade desigual de informações entre as partes envolvidas. 3.3.1 Avaliação Patrimonial Contábil Segundo Paiva (2001, p. 2), os principais tipos de avaliação baseados em demonstrações contábeis, são: 3.3.1.1 Valor Contábil (ou Book Value) O Valor Contábil é o valor do patrimônio líquido da empresa reconhecido a partir dos registros contábeis originais ou históricos e é um valor conhecido. Contudo, devido à diversificação dos métodos contábeis (depreciação dos ativos permanentes, amortização,

(63) 63 correção monetária, alterações na legislação, etc.), pode implicar significativos erros interpretativos. O aspecto crítico desse método é que os valores dos ativos e passivos são representados por seus custos históricos, não levando em consideração alguns aspectos como inflação e obsolescência, distanciando-se muito de seus valores de mercado. Para Paiva (2001, p. 2), o valor contábil é apenas um mero valor matemático e não representa o valor econômico da empresa. Ademais, não são capturados ativos intangíveis altamente valorados como, por exemplo, marcas, patentes e aspectos não-quantitativos, mas que geram benefícios pela sinergia, como confiabilidade dos fornecedores, qualidade dos clientes, capital intelectual, status da empresa, entre outros itens não escriturados no Balanço. Uma das maneiras de aproximar o valor contábil do valor de mercado é proceder alguns ajustes no Balanço. O ajuste mais comum é reavaliar os ativos da empresa pelos seus custos de reposição ou pelos seus valores de liquidação Segundo Helfert (2000, p. 279), sendo o valor contábil geralmente elaborado de acordo com os objetivos contábeis, ele normalmente tem pouca relação com o valor econômico corrente. É um valor histórico que, algum dia, pode ter representado um valor de mercado, mas que com o passar do tempo e com as mudanças econômicas, foi fortemente distorcido. Sua utilidade para análise econômica é, portanto, questionável na maioria dos casos. 3.3.1.2 Valor de Mercado dos Ativos Para Martins (2001, p. 269), o modelo de avaliação patrimonial pelo mercado consiste na mensuração do conjunto de ativos e passivos exigíveis com base no valor de mercado de seus itens específicos. Os valores de entrada (fontes de recursos) ou saída (uso dos recursos) são aplicados de acordo com a natureza e a intenção de uso de cada item. Pode representar, em alguns casos, um valor de troca perfeitamente realizável em termos reais. A fraqueza desse método é que, apesar da possibilidade de ser aplicado por uma boa parte de situações específicas, não considera os benefícios líquidos futuros que o conjunto de ativos e passivos exigíveis possa gerar.

(64) 64 3.3.1.3 Valor de Substituição Para Helfert (2000, p. 280), valor de reposição é o montante que seria exigido para substituir um ativo fixo existente. Em outras palavras, é o custo de substituição de uma máquina, de instalações ou outros ativos semelhantes. De fato, o valor de reposição é uma das várias medidas de avaliação utilizadas no julgamento do valor de uma empresa em funcionamento. Determinar o valor de reposição é uma estimativa amplamente baseada em critérios de engenharia. O valor de substituição significa o montante de capital necessário para a formação de uma empresa nova, idêntica à empresa analisada, menos os valores de ativos intangíveis como marcas, patentes, rede de distribuição, modernidade do processo de produção, carteiras de clientes, etc. Em outras palavras, o valor da empresa é encontrado tendo por base os valores correntes de reposição de equipamentos e instalações, isto é, procura-se determinar quanto vale atualmente a recomposição de toda a capacidade instalada. Para Martins (2001, p. 88), a principal vantagem desse método consiste em elevar o nível de utilidade de informação quando se espera significativas alterações de preços para as futuras compras dos recursos consumidos, e, por outro lado, possui uma desvantagem que consiste na elevação do nível de subjetividade inerente à previsão do custo da próxima aquisição do item avaliado, associado à dificuldade de geração de informação decorrente do dimensionamento das expectativas dos preços das reposições futuras. 3.3.1.4 Valor de Liquidação Para Helfert (2000, p. 279), o valor de liquidação está relacionado à situação particular de uma empresa que precisa liquidar parte ou todos os seus ativos e obrigações. Em essência, é uma situação anormal, na qual as pressões do tempo e mesmo das restrições distorcem as avaliações de valor feitas pelos compradores e vendedores. Helfert (2000, p. 279) assinala ainda que:

(65) 65 Diante da ameaça de falência da empresa ou de intensa pressão de credores, a administração perceberá que os valores de liquidação estão consideravelmente abaixo dos valores potenciais de mercado. O cenário econômico é afetado negativamente pela desvantagem em que se encontra a parte vendedora na transação. Como conseqüência, o valor de liquidação somente é aplicável com um objetivo delimitado. Não obstante, às vezes é utilizado para avaliar os ativos de empresas a respeito das quais não foi feita uma análise do índice de sua capacidade de endividamento. O valor de liquidação representa o valor que o empreendimento tem na sua liquidação. Segundo Hendriksen (apud NEIVA, 1992, p. 30-33), é utilizado esse método quando a empresa não consegue vender seus ativos pelos mercados regulares, ou especificamente, nas seguintes circunstâncias: a) quando mercadorias ou outros ativos perderam sua utilidade normal ou tornaram-se obsoletos; ou b) quando a empresa espera entrar em liquidação (deixar de funcionar). Nessa situação, os recursos tendem a se desvalorizar (pois diminui a utilidade para o adquirente), o que implica uma avaliação do valor mínimo da empresa. O Valor de Liquidação é o valor que cada acionista comum espera receber após a venda dos ativos da empresa pelo valor de mercado e a liquidação das obrigações com os credores e acionistas preferenciais. Para Ferrari (1996), essa metodologia aplica-se para empresas em situação desfavorável técnica, mercadológica ou financeiramente, mas que possuem ativos tangíveis e intangíveis importantes. Igualmente, essa alternativa de avaliação não captura a expectativa de benefícios futuros da empresa. 3.3.1.5 Valor de Utilização Valor de utilização, como o próprio nome diz, é o valor que a empresa vale para os seus proprietários atuais ou futuros, representando tanto os ativos materiais quanto o potencial futuro do negócio e aspectos intangíveis a ele associados. Possui um elo objetivo (que pode ser o Valor de Substituição e de Rendimentos Futuros) e um elo subjetivo (percepções e expectativas dos empresários).

(66) 66 3.3.1.6 Valor Patrimonial /Valor de Avaliação Segundo Helfert (2000, p. 281), o valor de avaliação é subjetivamente determinado e utilizado quando o ativo em questão não tem um valor de mercado claramente definido. Normalmente, busca-se encontrar casos de transações razoavelmente semelhantes às do ativo que está sendo avaliado. É freqüentemente utilizado em transações de montante considerável, especialmente no caso de bens comerciais ou residenciais, o valor de avaliação é determinado por um especialista imparcial, aceita por ambas as partes envolvidas na transação, que, por seu conhecimento do tipo de ativo envolvido, pode reduzir a distância entre o comprador e o vendedor, ou, pelo menos, estabelecer uma faixa para barganha. O método do valor patrimonial representa a atualização do patrimônio líquido da empresa após uma reavaliação de seus ativos e passivos, porém sem a intenção de venda do negócio. Essa metodologia é uma posição intermediária entre o Valor de Substituição e o de Liquidação. Ferrari (1996) assim descreveu a forma de cálculo do valor de um negócio por esse método: (=) Patrimônio Líquido Contábil (+) Reavaliações de Imobilizados, Estoques (-) Contingências (=) Patrimônio Reavaliado Damodaran (1997, p. 394) faz comentários que demonstram a desvantagem desse método: Primeiro, os valores contábeis, assim como os lucros, são afetados pelas decisões contábeis sobre depreciação e outras variáveis. Em segundo, o valor contábil não tem muito significado para empresas de serviços, que não têm ativos fixos significativos. Em terceiro, o valor contábil do patrimônio líquido pode se tornar negativo, se uma empresa tiver uma série sustentada de lucros negativos, levando a um índice preço/valor contábil negativo.

(67) 67 3.3.2 Avaliação pelo preço das ações e do volume histórico Esse é um método exclusivo para avaliações de empresas que possuem ações negociadas em bolsa, e por isso mesmo, caracteriza uma desvantagem. Valor de bolsa é o valor de mercado de empresas de capital aberto com ações negociadas na Bolsa de Valores. Nada mais é do que a multiplicação do preço de suas ações no mercado pela quantidade de ações que compõem seu capital social. Esse método foi descrito por Marren (1993, p. 175). Essa metodologia tem sua credibilidade diretamente em função do mercado eficiente. Segundo Damodaran (1999, p. 184), um mercado eficiente é aquele em que o preço de mercado é uma estimativa não tendenciosa do valor real do investimento. Assim, num mercado eficiente, o preço de mercado deve espelhar as expectativas de lucros da empresa, seus dividendos, seus riscos negociais e financeiros originários da estrutura de capital da empresa, o valor dos seus ativos, além de aspectos intangíveis que influenciam o valor da empresa. Para Damodaran (1999, p. 183), A questão de se os mercados são eficientes e, em caso contrário, onde residem as ineficiências, é básica para a avaliação de investimentos. Se os mercados forem, de fato, eficientes, o preço de mercado fornece a melhor estimativa de valor, e o processo de avaliação se torna o de justificar o preço de mercado. Se os mercados não forem eficientes, o preço de mercado pode se desviar do valor real, e o processo de avaliação é direcionado para a obtenção de uma estimativa razoável de seu valor. Aqueles que fazem boas avaliações, então, serão capazes de obter retornos maiores que outros investidores, devido à sua capacidade de identificar empresas super e subvalorizadas. O problema é a variação acentuada dos preços do mercado em determinado período de tempo, oscilando inclusive em função do segmento em que a empresa atua, dificultando valorar a empresa unicamente sob este método. Além das desvantagens relacionadas às irregularidades no comportamento de mercado para a aplicação desse método, está o fato de que o mercado não detém informações internas da empresa, ocasionando divergências na valoração da empresa. Os especialistas que pretendem analisar melhor esta metodologia deverão focar seus estudos na eficiência de mercado, onde a literatura é ampla.

(68) 68 3.3.3 Avaliação por Fluxo de Caixa Descontado De uma forma ampla, esta metodologia é a mais utilizada pelos avaliadores. Desde a pesquisa de Bruner (1998), é evidenciada a importância do DCF como método de avaliação das grandes empresas. O autor pesquisou três amostras: empresas não-financeiras (corporações); bancos de investimento mais atuantes em fusões e aquisições (consultores financeiros); os livros de Finanças Corporativas mais vendidos em 1994 e outros livros correlacionados ao custo médio ponderado de capital: . Quadro 5 Utilização do DCF como ferramenta de avaliação. Essa metodologia tem por objetivo mensurar a capacidade de geração de caixa da empresa, avaliando se ela gera dinheiro na atualidade e tem potencial para continuar a gerar no futuro. Para Damodaran (1999, p. 13), a metodologia do Fluxo de Caixa Descontado (FCD) está fundamentada no pressuposto que o Valor da Empresa está diretamente relacionado aos montantes e às épocas nas quais os fluxos de caixa livres, oriundos de suas operações, estarão disponíveis para distribuição. Assim, para um acionista, o valor da empresa significa a expectativa do total de recursos financeiros a serem gerados no futuro pelo negócio, trazidos ao seu valor presente, refletindo o tempo e risco inerentes a esta distribuição. Copeland et al (2002, p. 22) menciona que é a melhor metodologia de avaliação:

(69) 69 ...é a melhor porque é a única forma de avaliação que exige informações completas . Para entender a criação de valor é preciso usar um ponto de vista de longo prazo, gerenciando todos os fluxos de caixa com base tanto na demonstração de resultados quanto no balanço patrimonial, e entender como comparar fluxos de caixa de diferentes períodos de tempo em uma base ajustada ao risco. É praticamente impossível tomar boas decisões sem informações completas, e nenhuma outra medida de desempenho usa informações completas. Segundo Gomes (1996, p. 53), tal metodologia consiste em calcular o fluxo de caixa ano após ano, projetando-se os resultados a uma determinada taxa de crescimento. Logo após, aplica-se uma taxa de desconto, trazendo o valor presente os resultados dessa projeção, obtendo-se, assim, o valor da empresa. Isto significa estabelecer uma modelagem de gestão que evidencie crescimento de vendas, otimização de custos, tecnologia de ponta, criação de valor, etc. Essa gestão resultaria em parte dos lucros futuros, revertendo-se estes para os acionistas. Copeland, Koller e Murrin (apud MARTINS, 2001, p. 305), apresentam os principais pontos que devem ser observados durante as fases de um processo de avaliação de empresas: 1. Analisando a performance histórica: a) Revisar as demonstrações contábeis dos últimos cinco anos; b) Calcular a taxa de crescimento das vendas, lucros e do capitalbase, bem como a taxa de retorno do capital investido; c) Analisar a saúde financeira da empresa; e d) Desenvolver uma perspectiva histórica integrada. 2. Projetando a performance: a) Entender o posicionamento estratégico; b) Identificar os componentes relevantes do fluxo de caixa livre; c) Projetar individualmente cada componente; d) Determinar as premissas para as projeções e os cenários; e) Decidir sobre a duração da projeção; f) Desenvolver cenários; g) Projetar os fluxos de caixa livres; e h) Conferir a adequação e a consistência dos resultados projetados. 3. Estimando o custo de capital: a) Definir a estrutura do capital meta: As dívidas e quase dívidas O capital próprio b) Estimar o custo de capital:

(70) 70 c) Usar o modelo CAPM: Determinar a taxa livre de risco; Determinar o prêmio de risco de mercado; Estimar o risco sistemático (Beta); 4. Estimar a perpetuidade: a) Escolher a técnica adequada; b) Decidir o horizonte da projeção; c) Estimar os parâmetros; e d) Descontar a perpetuidade para a obtenção de seu valor presente; 5. Interpretar e testar os resultados em função do tipo de decisão: a) Calcular e interpretar os resultados; e b) Checar os resultados. Damodaran (1999, p. 12) aponta ainda dois caminhos para avaliação por DCF: o primeiro é avaliar a participação acionária do negócio, o segundo é avaliar a empresa como um todo, que inclui, além da participação acionária (capital próprio), a participação dos demais detentores de direitos na empresa (capital de terceiros). Embora as duas abordagens descontem fluxos de caixa esperados, os fluxos de caixa e taxas de desconto são diferentes. No primeiro caso, o valor da empresa é obtido descontando-se os fluxos de caixa do acionista (Cashflow to Equity), ou seja, os fluxos de caixa residuais após dedução de todas as despesas e pagamentos de juros e principal, descontados pela taxa exigida pelos investidores sobre o capital próprio. No segundo caso, o valor da empresa é obtido descontando-se fluxos de caixa esperados para a empresa, ou seja, os fluxos de caixa residuais após a realização de todas as despesas operacionais e impostos, mas antes do pagamento das dívidas, pelo custo médio ponderado de capital. Conforme Martins (2001, p. 276), para ambos os casos não são computados os valores das dívidas de funcionamento (fornecedores, contas, salários, impostos e outras dívidas operacionais a pagar), já que seus valores em termos de reflexo no caixa já estão computados no caixa das operações. Dessa forma, não é contemplado o efeito desse endividamento no fluxo de caixa. Nessa fase da avaliação, o que se pretende determinar é a capacidade de geração de caixa

(71) 71 oriunda das operações normais da empresa, isto é, seu potencial de gerar riqueza para o acionista como resultado de suas características operacionais. Já o valor da empresa para os acionistas representa o fluxo líquido, depois de computados os efeitos de todas as dívidas tomadas para completar o financiamento da empresa fluxos de caixa vinculados aos juros, amortizações, novos endividamentos. 3.3.3.1 Cálculo do Fluxo de Caixa Segundo a literatura de um modo geral, o uso do fluxo de caixa livre (FCL) é um dos mais utilizados. Ele representa a geração de caixa pela empresa após a dedução dos impostos, investimentos permanentes e variações do capital circulante líquido. Representa o montante disponível para todos os fornecedores de recursos. Por esta razão, é apurado antes dos pagamentos de dívidas (principal e juros). Brown, (apud Martins, 2001, p. 281) esclarece que: O fluxo de caixa livre disponível aos donos do capital não deve ser confundido com o fluxo de caixa tradicional. Isso porque o primeiro conceito é gerado pelas operações correntes e está disponível para distribuição, sem que ela afete o nível de crescimento do empreendimento (inclui uma parcela destinada aos investimentos necessários para garantir a evolução da entidade). Então, o termo livre pode ser associado a excedente de caixa disponível para a distribuição ou aumento de capital. O Fluxo de Caixa Livre é apurado da seguinte forma: Receita Líquida de Vendas (-) Custo das Vendas (-) Despesas Operacionais (=) Lucro antes dos juros e tributos sobre o lucro (EBIT) (+) Ajuste das despesas operacionais que não provocam a saída de caixa (=) Lucro antes dos juros, tributos sobre o lucro, depreciação, amortização e exaustão (EBITDA) (-) Imposto de Renda/Contribuição Social (=) Geração de Caixa Operacional (-) Investimentos (ou desinvestimentos): Permanentes

(72) 72 Circulantes (=) Fluxo de Caixa Livre A previsão das variáveis para cálculo do Fluxo de Caixa Livre pelo esquema acima deve levar em consideração: 1. O valor do imposto de renda é a valor a ser efetivamente desembolsado e não o valor apropriado pela contabilidade, que geralmente inclui uma parte que pode ser diferida para exercícios futuros e pode não contemplar a utilização de benefícios fiscais, como base negativa de imposto de renda e contribuição social. 2. A estimativa das imobilizações (investimentos) pode ser feita com base no Orçamento de Capital da empresa. 3.3.3.2 Período de Projeção e Cálculo do Valor Presente Para Martins (2001, p. 282), o período de projeção compreende a quantidade de intervalos de tempo (anos, trimestre, meses, etc.) sobre os quais podemos projetar os fluxos de caixa com um nível razoável de esperança de concretização. O período de projeção usualmente é determinado de acordo com a natureza do negócio e o grau de previsibilidade das variáveis relevantes. O cálculo do valor de uma empresa deve compreender o Valor Presente dos Fluxos de Caixa do Período Analisado e Valor Presente do Valor Residual ou da Perpetuidade. A forma de cálculo do Valor Presente dos Fluxos de Caixa do Período da Projeção é a abaixo demonstrada: t n VP FC t 1 FCt (1 r ) t Onde: VPFC n FCt r = Valor Presente dos Fluxos de Caixa = Período de Projeção = Fluxo de caixa no período t = Taxa de desconto

(73) 73 Segundo Ross et al. (1995, p. 85), uma perpetuidade é uma série uniforme de fluxos de caixa de duração infinita e corresponde ao valor que a empresa irá gerar após o horizonte adotado no fluxo de caixa. De acordo com Martins (2001, p. 283), o valor da perpetuidade é aquele que o negócio possuirá após o período de projeção, em termos atuais. Normalmente ele é estimado com base no Fluxo de Caixa Livre do último período de projeção e incrementado pela expectativa de crescimento. Sua equação, neste enfoque, é a seguinte: Perpetuidade = FCL (t) x (1 + g) CmePC g Em que: FCL(t) - Fluxo de Caixa Livre do último período de projeção; CmePC - Custo médio ponderado de capital; e g Taxa de crescimento - Obviamente, uma parcela significativa do valor presente provém deste valor final, tornando-se um dos motivos mais relevantes para a avaliação do valor de uma empresa. Muito embora a taxa de crescimento esperado seja um dado para a maioria dos modelos de avaliação, ela própria é o resultado de duas variáveis quando da avaliação da empresa: (1) o quanto que foi ganho é reinvestido na empresa e (2) a qualidade desse reinvestimento. No modelo de avaliação do patrimônio, a taxa de crescimento esperado é o produto da razão de retenção (isto é, a proporção da renda líquida não paga aos portadores de ações) pelo retorno das ações sobre os projetos empreendidos com aquele dinheiro. No modelo de avaliação de empresa, a taxa de crescimento esperado é o produto da taxa de reinvestimento (a proporção do resultado operacional após os impostos que vai para os novos investimentos) pelo retorno sobre o capital ganho nesses investimentos (BERNSTEIN; DAMODARAN, 2000, p. 181). No entanto, o método mais usual para o cálculo do valor residual é o método da perpetuidade que considera o valor presente de um fluxo perpétuo após o último ano de projeção (n+1), com crescimento nulo (em situações de lucro normalizado). Neste caso, a fórmula é a seguinte:

(74) 74 VR FC n r' 1 Onde: VR = Valor Presente do Valor Residual FC n+1 = Fluxo de Caixa Ajustado no ano n+1 r' = Taxa de desconto na fase de perpetuidade Assim temos que: Valor da Empresa = VPFCL + VR ou perpetuidade 3.3.3.3 Custo do Capital a) Cálculo da Taxa de Desconto A taxa de desconto, juntamente com as premissas adotadas, gera controvérsias e dúvidas no processo de avaliação. A taxa de desconto deve refletir o custo de oportunidade para os provedores de capital (próprio e de terceiros), ponderado pela participação relativa de cada um deles no capital total da empresa. Este custo de oportunidade para os investidores iguala-se ao retorno esperado para investimentos na mesma classe de risco, sendo calculado após o imposto de renda no caso de capital de terceiros. Essa taxa usada para descontar o fluxo de caixa é o Weighted Average Cost of Capital WACC, ou Custo Médio Ponderado do Capital, que considera o custo do capital de terceiros (curto e longo prazo) e do capital próprio, bem como suas respectivas percentagens na composição do capital da empresa. Para Damodaran (1999, p. 25), a determinação da taxa de desconto de um fluxo de caixa passa pela teoria do risco e retorno, e dessa maneira, se constitui em uma das etapas mais discutidas da avaliação econômica, refletindo aspectos de natureza subjetiva e variável, de avaliador para avaliador, tais como o custo de oportunidade e a percepção particular do risco do investimento.

(75) 75 Na sua grande maioria, as empresas utilizam tanto capital de terceiros quanto capital próprio e, neste contexto, a taxa de desconto a ser utilizada representa o custo total do capital, utilizada nas suas operações correntes. Este custo total é determinado por uma média ponderada entre o custo do capital de terceiros e o custo do capital próprio. O WACC considera os diversos componentes de financiamento incluindo dívida, patrimônio líquido e títulos híbridos, utilizados por uma empresa para financiar suas necessidades financeiras. O WACC pode ser decomposto da seguinte forma: Custo do Capital Próprio X Proporção do capital próprio no capital investido = Custo do Capital de Terceiros (considerar o benefício fiscal do IR sobre os juros e encargos financeiros) Figura 5 X (WACC) Proporção do capital de terceiros no capital investido Composição do WACC. Esta ponderação de taxas deve ser feita com base em valores de mercado e não em valores contábeis registrados, sendo que as dívidas operacionais de curto prazo não devem ser consideradas. Isto se deve ao fato de que os valores contábeis expressam valores históricos, não considerando as flutuações do valor do dinheiro no tempo, perdendo, portanto, validade para aplicação. b) Custo do Capital Próprio Segundo Nascimento (1998, p. 196), o custo do capital próprio é o custo de oportunidade do investidor, pois representa a expectativa de retorno do capital que ele possui,

(76) 76 e é o parâmetro que utilizará para decidir-se entre aplicar seu capital na empresa ou em outras oportunidades de negócio. O custo do capital próprio pode ser calculado através da metodologia do CAPM (Capital Asset Pricing Model). Esse modelo é uma das ferramentas mais utilizadas (e mais discutidas) para a quantificação do capital próprio (ROSS et al, 1995, p. 231), mostrando uma relação positiva (e linear) entre o risco, também chamado de beta, de um título e seu retorno esperado. O CAPM é calculado pela seguinte equação: Ke = Rf + ( E[Rm] - Rf ) + PT onde: Ke Rf = Custo do capital próprio = Taxa de investimento livre de risco = Beta (E[Rm] - Rf) = Retorno do mercado acionário acima da taxa livre de risco PT = Prêmio por tamanho Também Clemente et al (1998, p. 202) recomenda o uso do CAPM. O CAPM pode ser entendido como um modelo de equilíbrio de ativos financeiros, sob condições de um mercado perfeito. Este último autor apresenta a mesma fórmula acima, com exceção do prêmio por tamanho. Esta ferramenta tem sido a mais utilizada nos casos de privatizações de empresas, constituindo-se, portanto, importante instrumento para o dimensionamento do custo do capital próprio. Para Martins (2001, p. 212), o princípio do CAPM consiste em que a taxa de rendimento requerida por um investidor é igual ao retorno dos investimentos sem risco acrescido de um prêmio pelo risco. Ele assume que só o risco sistemático (não diversificável) é importante. Assim, devemos calcular o coeficiente de volatilidade da ação ( ). Assim, para o desenvolvimento deste modelo, conforme Eiranova (1999, p.45, com adaptações) é necessária a estimativa de três fatores: Taxa de retorno livre de risco (Rf) para a qual pode ser considerado a média do custo das emissões de dívida brasileira no exterior (C-Bond) de determinado período. Eiranova, afirma que a maturity (vencimento) do título selecionado deve ser coerente com o horizonte de tempo de investimento em análise. Taxa de retorno esperado da carteira de mercado (Rm) ou (E[Rm] - Rf) representa a compensação adicional que os investidores esperam obter por adquirir ações de uma empresa em vez de um ativo livre de risco. Normalmente, é utilizado um índice representativo do segmento que a empresa atua. No caso brasileiro, existem empresas do setor elétrico com negociações na Bolsa de Valores de São Paulo, e

(77) 77 melhor ainda, existe um índice específico que mede o comportamento das empresas do setor elétrico. Risco sistemático ou de mercado ( ) que propõe-se a medir a relação existente entre as variações dos mercados do título da empresa, relacionada à sensibilidade global do mercado (Rm). No caso de avaliação de empresas que sejam listadas e tenham negociação expressiva em bolsas de valores, o Beta da ação é calculado regredindo seus retornos semanais com relação ao índice de mercado selecionado durante um ou dois anos anteriores à data-base da avaliação. c) Risco por Tamanho O Prêmio por Tamanho (PT) é definido como um adicional de risco suportado por investidores em empresas pequenas. Sua metodologia não é bastante clara e difundida. Os riscos aqui mencionados são os mais tradicionais. Evidentemente, existem outros fatores de risco, que podem variar em função da modelagem específica da avaliação pretendida. d) Custo do Capital de Terceiros De acordo com Ross et al (1995, p. 253), o custo de capital de terceiros é a taxa de captação da empresa. Isso significa que o custo de capital de terceiros representa a taxa de juros contratada com terceiros para cobertura de empréstimos e financiamentos de longo prazo. A legislação brasileira permite deduzir os juros pagos do imposto de renda, portanto o custo da dívida deve ser ponderado pela alíquota marginal deste imposto. Assim, Ross et al (1995, p. 254) apresentam a seguinte fórmula para determinação do capital de terceiros: CCT = r x (1-TC) Onde: CCT = Custo do capital de terceiros depois do imposto de renda r = Taxa de captação da empresa TC = Alíquota do Imposto de Renda.

(78) 78 Conforme Brigham; Houston (1999, p. 448), O capital de terceiros tem diversas vantagens. Primeiro, os juros pagos são dedutíveis para fins de imposto, o que reduz o custo efetivo da dívida. Segundo, como os portadores de títulos de dívidas obtêm um retorno fixo, os acionistas não precisam partilhar seus lucros se os negócios forem extremamente bens sucedidos. No entanto, o capital de terceiros também tem desvantagens. Primeiro, quanto mais alto for o grau de endividamento, mais alto será a taxa de juros. Segundo, se uma empresa enfrenta tempos difíceis e o lucro operacional não é suficiente para cobrir os pagamentos de juros, os acionistas terão de cobrir a diferença, e, se não puderem fazê-lo, a empresa irá à falência. Épocas boas podem estar logo adiante, mas o excesso de dívidas ainda pode impedir a empresa de chegar lá e ainda arruinar os acionistas nesse meio tempo. Determinado o custo médio ponderado de capital, trazem-se a valor presente as projeções do FCL calculados, encontrando-se, desta forma, os seus respectivos valores presentes. A taxa de desconto é a derivada do Custo Médio Ponderado de Capital, obtida pela seguinte equação: Taxa de desconto = 1_____ (1 + CMPC)n onde: CMPC = custo médio ponderado de capital. Apurado este fator, multiplica-se esse fator pelo FCL apurado para cada ano, determinando-se assim o fluxo de caixa descontado de cada período. O valor presente da geração de caixa é encontrado através da soma dos fluxos de caixas descontados. Somando-se o valor presente líquido da geração de caixa com o valor presente da perpetuidade, ou o valor residual, temos o valor da empresa.

(79) 79 e) Limitações da Avaliação por Fluxo de Caixa Descontado São várias as referências tratando da limitação do método do FCD. Gitman (1987, p. 484), com relação ao custo de capital, afirma que: Embora essas técnicas tentem desenvolver valores calculados com rigor de custos específicos, bem como de custos médios ponderados, os valores resultantes são, na melhor das hipóteses, aproximações grosseiras, devido às inúmeras suposições e previsões em que se baseiam . Em artigo técnico na revista Mercado de Capitais (1999, nº 79), Fábio Alperowitch assinala o problema da taxa de crescimento perpétuo da empresa: Uma pequena variação nessa taxa pode provocar diferenças de valores gritantes na valoração da empresa. Sobre o WACC, este autor comenta que: À medida que o tempo passa, não só essas taxas de financiamento se alteram, como também a proporção do capital próprio e de terceiros. Se a empresa que se avalia está naturalmente modificando sua estrutura debt/equity ao longo do tempo, é um contra-senso trazer seus fluxos de caixa a valor presente por uma única taxa de desconto. Assim, ainda que concordasse com o cálculo do WACC, sua aplicação, pelas razões acima, já desqualificariam seu uso para o cálculo do valor justo de uma empresa. Sobre a estrutura do capital de terceiros, Fábio questiona: No entanto, como ficam as flutuações da taxa de juros e câmbio esperadas? E as possibilidades de renegociação da dívida? Apesar de ser possível fazer estimativas para os dois casos, essas variáveis ao menos geram incertezas, reduzindo assim o grau de confiança do modelo que, como vimos anteriormente, é extremamente suscetível a alterações na taxa de desconto. Em algumas situações, o FCD apresenta também limitações: empresas em dificuldades financeiras, empresas cíclicas, empresas com ativos ociosos, empresas em fase de reestruturação e em empresas voltadas para aquisições, em que existem efeitos de sinergia e de mudança de gestão estratégica. Em cada um desses casos, deverá ser adotado um procedimento diferenciado. (DAMODARAN, 1997, p. 15-16) Os cenários selecionados podem embutir projeções diferentes dos diversos itens integrantes da avaliação receitas, custos, despesas, lucratividade, etc., os quais podem ser otimistas, pessimistas ou conservadores, e dessa forma resultarão valores diferenciados que podem ser mensurados de acordo com a possibilidade de ocorrência destes.

(80) 80 Segundo Bernstein; Damodaran (1999, p.195), por várias razões, os administradores de carteira podem desistir de usar a avaliação do Fluxo de Caixa Descontado: 1 avaliação do Fluxo de Caixa Descontado é a mais condensada em termos de informação entre os métodos de avaliação, tornando-se de pouco proveito para o administrador de carteira que lida com amplo universo de ativos; 2 ele exige dados para muitos anos no futuro, e a incerteza inerente a estas estimativas leva alguns a concluírem não ser a avaliação um exercício particularmente produtivo eu argumentaria de outra forma. Não usá-lo não elimina incertezas, só as esconde . Segundo Cavalcante (2001, p. 21), as diferenças de valores entre os cenários criados podem servir de base para negociações de possíveis prêmios pela venda do controle ou pelo pagamento de um ágio sobre o preço justo de uma empresa, que é aquele calculado tendo como base à situação atual da empresa. O ágio pode ocorrer pelos seguintes fatores: Convencer o vendedor a fazer negócio; Incentivar a realização do negócio rapidamente; Compensar os proprietários e gerentes pela ameaça a segurança; Desencorajar outros possíveis compradores; Evitar a entrada de outros concorrentes no mercado de atuação da empresa; Entrar em um mercado ou setor estratégico para a empresa.. Damodaran (1997, p. 10), aponta para o problema da ausência de firmas comparáveis, sendo um complicador das avaliações. É o caso, por exemplo, de se utilizar o índice beta para determinar o índice de capital próprio. Algumas empresas selecionadas como comparáveis podem não sê-lo, distorcendo os resultados. Estudiosos dessa metodologia têm levantado severas críticas pelo fato de não incorporar elementos como a flexibilidade estratégica e administrativa intrínseca em determinados projetos de investimento, abrindo espaço para a aplicabilidade da Teoria das Opções.

(81) 81 3.3.4 Avaliação por múltiplos A metodologia de avaliação de empresas por múltiplos tenta complementar a avaliação feita pelo método do Fluxo de Caixa Descontado. Essa abordagem é utilizada especialmente quando existe uma grande dificuldade em avaliar determinadas empresas, notadamente aquelas cujo core business é altamente tecnológico e empresas relacionadas com a área de internet. A avaliação de empresas com futuro incerto ou alto grau de imprevisibilidade é complicada; uma das maneiras de resolver esta situação é comparar e admitir que a evolução da empresa a ser avaliada será pelo menos idêntica à empresa com a qual se está comparando. Os analistas, de um modo geral, optam por comparar as empresas por meio de múltiplos de mercado, fazendo uma proporção do preço em relação a indicadores como: preço/vendas, EBITDA (earnings before interests, tax, depreciation and amortisation resultados antes de encargos financeiros, impostos, amortizações e depreciações), preço/fluxo de caixa, preço/dividendos e valor de mercado/valor de reposição. Segundo Eiranova (1999, p. 42-46), este método analisa a empresa com base em indicadores de avaliação, comparando-os com os de outras empresas similares que atuam no mesmo mercado. Um dos métodos comparativos é praticado pelo cotejamento dos parâmetros da empresa e os da média do mercado. Os analistas que preferem este método baseiam-se em que se pode medir o valor de uma empresa pela avaliação de múltiplos indicadores, tais como a relação existente entre o preço da ação e o volume de vendas ou os lucros da empresa. Os múltiplos pesquisados devem ser preferencialmente de empresas que operem no mesmo setor ou similares. Negociações recentes, nos casos de fusões e aquisições, também servem como parâmetros comparáveis. A abordagem por múltiplos, também conhecida por avaliação relativa, é fundamentada no princípio da teoria econômica que afirma que ativos semelhantes deveriam ter preços semelhantes. Nos casos de avaliação financeira de participações acionárias, em que estas representam menos de 100% do capital social das empresas investidas, o valor da empresa é ajustado para refletir o valor total da empresa. Esse valor é então dividido por valores de referencia dos demonstrativos financeiros do período imediatamente anterior à transação, para a determinação de múltiplos comparativos tais como, múltiplos de lucro líquido e de EBITDA, múltiplos de receitas, múltiplos de patrimônio líquido ou outros específicos. Estes

(82) 82 múltiplos são então aplicados aos respectivos parâmetros da empresa sendo avaliada, dando como resultado o valor de referência da empresa. Muitas vezes o que se pratica é uma média dos indicadores de várias empresas comparáveis multiplicando-os pelo indicador da empresa avaliada de forma a encontrar o seu preço. Existem alguns setores específicos, contudo, que a avaliação por múltiplos deve considerar: Área de Negócio Múltiplo a utilizar Produção Industrial Preço por tonelada Companhia aérea Preço por milha Internet Preço por assinantes Preço por páginas visitadas Transporte Preço por km percorridos Eiranova (1999, p. 42-46), afirma que a principal vantagem desse método é a sua simplicidade, sendo a sua maior dificuldade obter informações consistentes que permitam a comparabilidade de dados. Para permitir uma adequada comparação, os seguintes requisitos devem ser atendidos: Obter uma amostra representativa, com perfis semelhantes em participações de mercado, tamanho, competitividade, custo/beneficio/risco. Representatividade de ações negociadas em bolsa, se for o caso. Integridade dos indicadores utilizados. 3.3.4.1 Os Tipos de Múltiplos Segundo Santiago Filho e Famá (2001, p. 3), os principais múltiplos utilizados são: 1) Múltiplos de Lucro (preço representa a cotação das ações em Bolsa de Valores vezes a quantidade de ações. No Brasil, utiliza-se a cotação das ações preferenciais): Preço/Lucro Preço/EBIT (Lucro Antes dos Juros e Imposto de Renda)

(83) 83 Preço/EBITDA (Lucro antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização) 2) Múltiplos de Valor Patrimonial: Preço/Valor Patrimonial Preço/Valor Patrimonial dos Ativos Preço/Custo de Reposição (Q de Tobin) 3) Múltiplos de Receitas: Preço/Vendas 4) Múltiplos Específicos: Usando variável específica da indústria analisada: Preço/kW/h, Preço/tonelada, Preço/linha telefônica, etc. 5) Enterprise Value (Valor de Mercado da Empresa mais Dívida Líquida): EV/EBITDA EV/Lucro EV/Vendas De acordo com esses autores (2001, p. 7), a diferença deste método (Enterprise Value) em comparação com os outros, anteriormente mencionados, está justamente no numerador. Os métodos apresentados levam em conta o preço das ações da empresa, calculado pelas leis de oferta e demanda que regem o mercado acionário. Já este método leva em conta, além do Valor de Mercado, a alavancagem que a empresa possui, permitindo uma comparação mais fiel e precisa entre duas empresas com estruturas de capital diferentes. O efeito da alavancagem na criação de múltiplos pode ser visualizado no exemplo abaixo proposto por (SANTIAGO FILHO; FAMA, 2001, p. 7): Tabela de Dados das Empresas Item Empresa A Empresa B Dívida Líquida R$ 100 R$ 0 Valor de Mercado R$ 100 R$ 200 EBITDA R$ 50 R$ 50 Têm-se os seguintes múltiplos: Tabela de Múltiplos das Empresas Item Empresa A Empresa B Preço (VM)/EBITDA 2 4 EV/EBITDA 4 4

(84) 84 Comparando-se o Preço/EBITDA das duas empresas, conclui-se que as ações da empresa 1 estão mais baratas, mas é por que há uma maior alavancagem, e conseqüentemente um maior risco. Este maior risco associado à empresa torna os investidores mais exigentes com relação ao retorno exigido pelo capital investido. Se observarmos o EV/EBITDA das duas empresas, verifica-se que ambas estão com um mesmo nível de preço, mas uma é financiada com 50% de capital próprio e a outra com 100%, gerando esta disparidade nos múltiplos. 3.3.4.2 Limitações da Avaliação por Múltiplos Santiago Filho; Fama (2001, p. 3), dentre todos os métodos de avaliação de uma empresa, o mais simples é a análise por meio de múltiplos de mercado. Este método, pelo seu caráter simplista, é o que produz maior número de erros. A sua vantagem consiste no fato de serem necessários apenas dois dados para se avaliar uma empresa: um, indicando o valor de uma empresa ou o de uma amostra de empresas semelhantes; e o outro, um valor de referência, que pode ser Vendas, Lucro Líquido, EBITDA (Lucro antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização), Patrimônio Líquido, etc. A metodologia de avaliação por múltiplos de vendas geralmente é mais utilizada por micro e pequenas empresas, devido a dificuldades de se obterem informações sobre margens de lucratividade e a facilidade da determinação de faixas de valor. Este método possui também a desvantagem de não propiciar um valor de empresa único, ao contrário do FCD. Ele fornece apenas um preço referencial combinado com um intervalo de valores em que a empresa poderia ser negociada, devido à adoção de vários múltiplos. Segundo Eiranova (1999, p. 42-46), não obstante os dados obtidos pela fusão ou aquisição de empresas contemplem especificidades e expectativas futuras das empresas negociadas, nem sempre as características específicas e perspectiva futura da empresa objeto de avaliação serão semelhantes, podendo comprometer a análise por múltiplos. As empresas comparáveis, de acordo com Bernestein; Damodaran (2000, p. 185), precisam apresentar características de risco, crescimento e fluxos de caixas semelhantes. Considerando que o risco precisa ser semelhante para ser relevante a análise por meio de

(85) 85 múltiplos é recomendável usar apenas os múltiplos de transações de empresas de países que apresentam riscos semelhantes. 3.3.5 Avaliação por opções reais Essa metodologia tem por objetivo estabelecer o valor econômico de uma empresa pela adoção de técnicas semelhantes às utilizadas para avaliar o preço de opções financeiras. Aplica-se na avaliação de projetos de investimento cuja viabilidade depende da ocorrência, ou não, de certos acontecimentos sobre os quais existe incerteza na atualidade. É utilizada, por exemplo, em uma alternativa de expansão de uma unidade de negócio, na qual o estudo de mercado indica condições de evolução favorável. Assim, sua utilização significa uma medida que considera a probabilidade da ocorrência de um evento. Segundo Estly (1999, p. 9), uma opção real pode ser entendida como um meio de capturar a flexibilidade que os administradores possuem ao tomar decisões de investimento ou operações. O termo real distingue estas opções sobre ativos tangíveis ou intangíveis das opções sobre ativos financeiros. Uma grande vantagem dessa metodologia é a incorporação da flexibilidade como uma tomada de decisão, no caso de adiamento de um investimento, nos casos de expansão, mudança de tecnologia ou sair desse investimento. Segundo Copeland e Weiner (apud LINTZ; SOUZA, 2001, p. 5), esta metodologia possibilita aos gestores uma melhor ferramenta para trabalhar a incerteza nas decisões de investimento. Já para Leslie e Michaels (1997, p. 4-22), o grande ganho das opções reais não está na sua precisão de avaliação, mas em suas aplicações estratégicas para análise de opções que uma empresa pode encontrar em certas oportunidades de investimento. Opções são contratos que dão ao seu titular o direito de comprar ou vender um determinado ativo (ativo de referência), a um preço pré-fixado (preço de exercício), numa certa data, ou antes desta (data de vencimento). São contratos no qual o emissor da opção garante ao comprador o direito de compra ou venda de um determinado ativo de referência, a um preço pré-estabelecido, denominado preço de exercício. No vencimento, a opção extingue-se. O titular de uma opção detém o direito de exercê-la (comprar ou vender o ativo-referência desse contrato); no entanto, esse direito não precisa ser exercido.

(86) 86 Segundo Cavalcante (2001, p. 28), o termo Opções Reais foi utilizado por Myers (1977), destacando que as oportunidades de expansão de uma empresa (novos investimentos) podem ser vistas como sendo análogas às opções de compra. Iniciava-se, assim, uma nova abordagem para a análise de investimentos, que faz uma analogia entre uma opção e um projeto de investimento. Segundo Minardi (2000, p. 74-79), com modificações, a flexibilidade gerencial ou as formas de adaptação às mudanças do ambiente empresarial nada mais é que uma série de opções reais, algumas inerentes aos projetos e outras construídas mediante um custo maior de investimentos como: a) A opção de fazer investimentos no futuro que se encontram associados a investimentos atuais, ou seja, existem investimentos estratégicos que são tomados com vista a obter quota de mercado ou posições de liderança tecnológica no mercado. Depois de efetuar estes investimentos que normalmente tem valores atuais líquidos negativos, a empresa poderá utilizar outros tipos de investimentos que tirem vantagens dos investimentos já efetuados. b) O abandono de um projeto de investimento antes da sua conclusão, ou seja, um investidor pode decidir abandonar o projeto durante a sua execução porque, entretanto, as condições de mercado mudaram. Caso exerça a opção de abandonar, o investidor irá limitar as perdas porque não terá custos variáveis e irá realizar o valor de venda de seus ativos. c) Esperar caso a empresa o decida pelo desenvolvimento das condições de mercado para saber se vale a pena iniciar o investimento. A metodologia do FCD estima os fluxos de caixa futuros de maneira tradicional, ou seja, considera as premissas de início da vida útil do projeto, muitas vezes evidenciando seus resultados serem inviáveis. As decisões gerenciais são consideradas estáticas, e as opções reais existentes no projeto (como por exemplo, as acima descritas), não são quantificadas. Por outro lado, como a flexibilidade gerencial possibilita o aproveitamento de oportunidades futuras, favoráveis ao negócio quando ocorre minimização de perdas, ela aumenta o valor de oportunidade do investimento, ao melhorar o seu potencial de ganhos quando analisadas sob as expectativas iniciais. Ignorando as opções reais existentes, o FCD subavalia projetos, implicando uma tomada de decisão errada. O VPL tradicional apura o valor de um empreendimento com base na estimativa de seu fluxo futuro de caixa. Ele pode tender a subavaliar as empresas, porque ignora aspectos estratégicos na tomada de decisões, especialmente a existência da flexibilidade. (MARTINS, 2001, p. 287) Por outro lado, a teoria das opções se constitui num método eficaz para avaliar projetos que possuem opções operacionais e estratégicas significativas, conseguindo integrar estratégia e finanças.

(87) 87 O valor das opções depende do de outro ativo, que é denominado ativo-objeto. O projeto é visto como um conjunto de opções reais, que têm como ativo-objeto o valor do projeto. Essas opções reais são avaliadas de uma maneira semelhante às opções financeiras. Para Minardi (2000, p. 74-79): Independentemente da preferência e percepção do risco, todos os investidores concordarão com uma mesma relação entre preço de opção, preço do ativo-objeto, volatilidade (desvio padrão das taxas de retorno do ativo-objeto), tempo até o vencimento da opção e dividendos ou efeito dividendos existentes durante a vida da opção. Essa concordância implica que opções são avaliadas em um mundo neutro ao risco, e isso permite que se utilize a taxa de retorno do ativo livre de risco. O exercício da opção (investimento) é irreversível, mas a empresa tem sempre a possibilidade de postergar o investimento, até configurar-se um momento em que as condições do mercado se tornem mais favoráveis, permitindo a obtenção de mais informações sobre o projeto e dos fatores que o influenciam, diminuindo, assim, algumas incertezas . Conforme (HARRISON; PELLETIER, 2000, p. 38), em termos financeiros, uma estratégia de negócios é muito mais semelhante a uma série de opções do que uma série de fluxos de caixa estático.Uma das grandes vantagens da metodologia de opções reais é a possibilidade de a empresa reagir conforme as informações obtidas no mercado sejam adversas ou favoráveis ao investimento. Damodaran (1999, p. 473), afirma que as opções sobre ativos são bem utilizadas na análise de programas de P&D, na introdução de novos produtos e na avaliação de negócios que exploram e extraem recursos naturais. Basicamente, a teoria de opções pode ser aplicada a projetos de investimento não comercializados no mercado, desde que exista uma carteira que esteja altamente correlacionada com o projeto. Não se concretizando a hipótese de se montar esta carteira, maior é a chance de não se obter uma boa avaliação, tornando-se, na maioria das vezes, uma avaliação grosseira. Para Damodaran (1999), uma opção também pode ser precificada pelo modelo de Black-Scholes, contudo este modelo somente pode ser utilizado em algumas situações, pelo fato de ser feito com base em distribuições normais, não sendo válido para situações em que existam grandes variações de preços.

(88) 88 3.3.5.1 Limitações da Avaliação por Opções Reais A complexidade operacional do modelo de opções reais poderá vir a ser uma limitação para a extrapolação do estudo para um caso real. Por esse motivo, esta metodologia é a menos utilizada e a menos conhecida pelo mercado financeiro. (LANDER; PINCLES, apud LINTZ; SOUZA, 2001, p. 11) Além disso, as ferramentas para avaliar as opções existem com base na modelagem proposta por Black, F. Schoeles M., na década de 70, portanto, em torno de três décadas, e sua aplicabilidade é muito recente, carecendo de testes empíricos mais evidentes.

(89) 89 4 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS 4.1 CONDICIONANTES Com a privatização do setor elétrico, tornou-se imperativo a segregação das atividades em Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização. Muitas empresas do setor elétrico ainda estão convivendo com essas questões, e não é raro encontrar-se algumas dificuldades nesse processo. Embora se tenha concretizado a separação das atividades em caráter eminentemente contábil, resta à preocupação do equilíbrio econômico-financeiro das novas empresas a serem criadas, e, conseqüentemente, o reflexo no valor dessas empresas. Nesse contexto, como deixar atrativa a receita das geradoras para futura privatização, gerando um valor de empresa sugestivamente interessante para os acionistas, sem prejudicar o valor da empresa de transmissão? Esse binômio passa por um severo processo de avaliação econômico-financeira, sendo necessária a contração de consultores especializados, que certamente vão cotar muito bem o preço desses serviços. Outras questões permeiam essa problemática: como a empresa transmissora irá se sustentar com a chamada receita velha , oriunda da cisão das empresas de geração/transmissão/distribuição ou a receita decretada pelo Órgão Regulador quando da segregação das atividades, em contraposição às receitas novas, obtidas a partir de novos empreendimentos de transmissão, esses conseguidos pela licitação da ANEEL ou autorização específica, propiciando receitas com taxa de retorno bem maior? Como será o crescimento da empresa via Conexões , um filão para aumento de receita, mas de difícil previsibilidade em médio prazo? Como os bens desativados por substituição ou alteração em instalações existentes da Rede Básica poderão influenciar em novos valores de receitas? A estrutura de custos é saudável , ou os custos foram mal distribuídos por ocasião da desverticalização? Estas questões se constituem num misto de informações que certamente deverão ser consideradas quando se avalia uma empresa transmissora de energia. O texto extraído da Gazeta Mercantil, de 20/05/2002, já demonstrava em parte estes aspectos: Rentabilidade: A questão é que a falta de um histórico de operação das linhas pela iniciativa privada pressionou a rentabilidade dos projetos e acabou comprometendo o sistema de leilões, na visão de profissionais do setor. As operadoras dos ativos já

(90) 90 existentes também se ressentem da rentabilidade reduzida da atividade. No mercado, comenta-se que a rentabilidade ideal para o investidor seria da ordem de 18%, enquanto aquela obtida com o sistema da ANEEL oscila entre 10% e 12%. Assim, os chamados investidores-operadores ou investidores puros desinteressaram-se do processo. A maioria dos concorrentes aos leilões, atualmente, é formada por empresas estatais ou por representantes da indústria fornecedora de bens e serviços, que concorrem isolados ou em consórcios... O próprio fato de as empresas de transmissão reivindicar retorno maior, perante pleito de receita suplementar (RBSE) junto ao regulador, condicionará o valor das empresas. Certamente, a receita inicial (receita velha) concedida pelo Órgão Regulador para as empresas de transmissão puxou para baixo o valor das empresas, e nesse sentido influenciou diretamente. Durante o período inicial de seu ciclo de vida (três primeiros anos), as transmissoras conviveram com rentabilidades baixíssimas, negativas em alguns casos, conforme se observa no quadro a seguir: RENTABILIDADE DO ATIVO (EM %) 1999 2000 2001 FURNAS 1,71 1,65 -0,66 CETEEP 1,88 2,55 2,26 CHESF -5,59 -4,63 0,05 CEMIG 2,92 4,34 4,50 ELETROSUL -2,33 0,23 0,31 Quadro 6 Rentabilidade dos Ativos das Transmissoras Fonte: ABRATE - (lucro líquido sobre imobilizado líquido em serviço) Somente a partir de 2002, após as sucessivas atualizações das receitas pelo IGPM, os resultados começaram a melhorar (o crescimento da receita frente a uma estabilização dos custos melhoraram os resultados). Convive-se então com dois mundos na atividade de transmissão: a nova transmissão e a velha transmissão . A velha transmissão representa o conjunto de linhas que foram construídas sem o atual processo licitatório promovido pela ANEEL, e suas propriedades pertencem a companhias estatais, que já detinham essa Concessão desde quando estavam ainda verticalizadas (principalmente as empresas do grupo ELETROBRÁS). A nova

(91) 91 transmissão representa as novas Concessões de linhas de transmissão, colocadas em licitação a partir de 1999, onde o setor privado é o detentor da maior parte das Concessões. A velha transmissão tem a vantagem de que sua receita (RAP) é corrigida anualmente pelo IGP-M, não passando pelo processo de revisão tarifária e não sofrendo a redução da receita em 50% após o 16º. ano no entanto sua Concessão termina no ano de 2015. A nova transmissão tem a vantagem de terem sua receita corrigida anualmente pelo IGP-M, porém poderá sofrer revisão tarifária a cada 4 anos (implantação regulatória em andamento nesta fase). Por outro lado, a sua receita cai em 50% a partir do 16º. ano de operação.Todos os pontos aqui comentados são importantes para um maior conhecimento de uma empresa de transmissão, e suas repercussões no valor da empresa, principalmente em face da possibilidade de ocorrência de um risco adicional - a ocorrência da indisponibilidade (o sistema deixa de atuar, por falha operativa, ou manutenção inadequada), também conhecida por parcela variável . Conforme Assaf Neto (2003, p.576), a metodologia de avaliação de uma empresa exige o domínio de conceitos teóricos de finanças, de suas técnicas e procedimentos e dos inúmeros fatores que condicionam o valor da empresa . O desenvolvimento dos trabalhos para atingir os objetivos desta dissertação foi feito por meio de estudo de caso de um processo de aquisição de cinco transmissoras de energia elétrica, empreendimentos construídos e administrados pela iniciativa privada, cujos contratos de concessão foram provenientes de leilões promovidos pelo órgão regulador, em períodos distintos. Este estudo se caracteriza por ser de natureza exploratória, sendo que a estratégia de pesquisa adotada foi estudo de caso. Justifica-se o uso de métodos qualitativos pelo fato de ele envolver o estudo do processo de gerência de projeto no seu contexto real, com a descrição e a compreensão do estado da arte naquelas situações em que a prática se antecipa à teoria (YIN, 2001). Relativamente aos aspectos científicos, a metodologia aplicada é a observacionalcomparativa. Inicialmente, para este trabalho científico primou-se pela pesquisa bibliográfica. Foram coletados materiais bibliográficos, desde um longo período, e coletadas as respectivas referências. Concernente aos aspectos práticos, a configuração das etapas do trabalho obedeceu à seguinte seqüência:

(92) 92 1. Selecionar empresas transmissoras de energia elétrica que passaram pelo processo de aquisição no Brasil. 2. Obter dados e informações contábeis de cada empresa, de forma a garantir a integridade e confiabilidade dos números apresentados. 3. Tratamento e organização dos dados e informações obtidos em tabelas. 4. Análise e especial atenção aos financiamentos de longo prazo contratados. 5. Verificar a metodologia empregada pelo órgão regulador para avaliar as empresas transmissoras de energia elétrica. 6. Analisar e interpretar a metodologia do custo de capital adotada pelo regulador. 7. Analisar e decompor o custo de capital próprio utilizado pelo regulador nos processos de revisão tarifária de empresas transmissoras, para aplicação no processo de valuation das empresas em estudo. 8. Selecionar os dados das tabelas formatadas para entrada de dados (premissas) num modelo financeiro, objetivando o valuation. 9. Simular o valuation para as empresas, interpretando os resultados. 10. Selecionar o regime de tributação otimizado se lucro real ou lucro presumido, na concepção que o regime de lucro presumido conduz a um valuation maior. 11. Consolidar os dados, aplicando-se os percentuais de participação societária em cada caso de aquisição. 12. Promover os ajustes de valores finais a cada empresa, relativamente aos direitos e obrigações. 13. Testes e conferências, objetivando rastreamento de erros. 14. Apresentação dos resultados. 15. Teste de robustez do valuation: análise, comparação, discussão e validação comparativa dos números. Assim, complementar e sinteticamente, a metodologia passará por: a. Descrever, sob o ponto de vista econômico, o segmento de uma empresa transmissora de energia, suas características e tipologia, e detalhar o quadro analítico que permita a compreensão das fontes de geração de valores referentes aos métodos de avaliação econômica de empresas. b. Revisar a literatura referente à metodologia de avaliação econômica de empresas, focando-se estudos e publicações recentes sobre o tema.

(93) 93 c. Seleção das premissas operacionais relevantes para projeção, discussão de seus aspectos críticos. d. Apresentação e definição da modelagem financeira através do DCF (Discoutend Cash Flow). e. Cotejamento da aplicação da modelagem do DCF, entre os resultados oriundos da investigação desse método e os valores reais de aquisições de empresas efetivamente ocorridas. A revisão bibliográfica e coleta de dados consistiram em pesquisa em livros especializados, artigos e periódicos, material de congresso e seminários, pesquisa na Internet e nas empresas do setor e coleta de informações provenientes de contatos com profissionais da área financeira e técnica. Os dados e informações obtidos serão tratados, permitindo uma padronização e validação respectiva, para aproveitamento no estudo (prática de simulações financeiras). Para formatar a metodologia, foram definidos os objetivos e a linha de raciocínio, o que possibilitou que o trabalho fosse delimitado e estruturado. Dessa forma, buscou-se então, identificar e discutir os principais aspectos relacionados à avaliação de empresas, discutindose os modelos mais utilizados na prática. Constatou-se que o fluxo de caixa descontado é efetivamente o modelo mais utilizado. Os objetivos específicos foram atingidos, com o auxílio da revisão da literatura, que propiciou a conceituação teórica dos modelos de avaliação existentes, além das vantagens e delimitações desses modelos nos processos de avaliação. Podemos considerar como ineditismo do trabalho a abordagem de uma proposta de análise e verificação do custo de capital próprio regulatório versus o de mercado, empregado na determinação do valor de uma empresa, bem o processo de valuation de empresas transmissoras. As empresas a serem analisadas pelo Fluxo de Caixa Descontado no presente trabalho são empresas novas, criadas a partir de leilões de transmissão, e, nesse caso, as receitas iniciais foram as ofertadas para vencer o certame competitivo. Portanto, as receitas referem-se apenas a RBNI, e estão sujeitas à redução de 50% a partir do 16º ano, como comentado anteriormente.

(94) 94 4.2 ESTUDO DE CASO: AS EMPRESAS ANALISADAS A primeira aquisição de porte de empresas de transmissão de energia elétrica compra em bloco de participação acionária, referiu-se a cinco empresas provenientes de Leilões de Transmissão, em cujo processo de valoração da empresa (valuation) se baseia este estudo de caso. As empresas estudadas são as seguintes: ECTE Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. ETEP Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. EATE Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. ERTE Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. ENTE Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. A Concessão dessas empresas são provenientes de Leilões de Transmissão, conforme quadro a seguir: LEILÃO CONCESSIONÁRIA EMPREENDIMENTO DESÁGIO % 011/1999 ECTE LT Campos Novos-Blumenau 30,75 004/2000 EATE Expansão da Interl. Norte-Nordeste 0,00 004/2000 ETEP LT Tucuruí 8,02 002/2002 ENTE Expansão Interl. Norte-Nordeste 15,09 002/2002 ERTE LT Vila do Conde-Santa Maria 0,10 Quadro 7 As empresas analisadas e os deságios nos Leilões da ANEEL Vila do Conde 2º. circuito Estas cinco empresas foram adquiridas por outros grupos empresariais, e, portanto, dentro de um conceito de valor justo para as partes. Neste sentido, assim afirmam Zimmermann e Lemme (2003): O debate sobre o chamado valor justo de uma empresa ocupou espaço na comunidade acadêmica, no meio empresarial e na imprensa, ressurgindo com vigor renovado a cada notícia referente a uma negociação privada ou a um leilão de privatização.

(95) 95 As informações a respeito das aquisições são públicas, obtidas por anúncios em órgãos de imprensa e da própria empresa: Da Agência Canal Energia, Negócios - 19/05/2006 A Cemig informou nesta sexta-feira, 19 de maio, que a Brascan Energética exerceu opção de compra que detinha sobre parte das ações da Schahin em cinco linhas de transmissão. Segundo comunicado da Cemig ao mercado, com o exercício da opção de compra pela Brascan, que aconteceu no último dia 16, a conclusão da transferência dos ativos para o consórcio - que também é composto pela MDU Brasil, ainda depende de aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica, do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, de outros órgãos financiadores e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica. O negócio movimentou R$ 656 milhões. A participação, segundo a Cemig, ficou composta da seguinte maneira: Cemig e Brascan, apenas, passam a deter, cada uma, 50% de participação nas sociedades de propósito específico Empresa Amazonense de Transmissão de Energia EATE - e Empresa Paraense de Transmissão de Energia - ETEP. Na Empresa Catarinense de Transmissão de Energia (ECTE), a MDU é a majoritária, com 62,50%, enquanto Cemig e Brascan passam a deter, cada uma, 18,75% de participação. Já a Cemig (36%) e a Brascan (36%) dividem o controle das SPEs Empresa Regional de Transmissão de Energia (ERTE) e Empresa Norte de Transmissão de Energia (ENTE), enquanto a MDU tem os 28% de participação que restam. O negócio, que foi anunciado no início do mês, envolveu as cinco linhas de transmissão construídas pela Schahin em parceria com a Alusa, são elas: LT TucuruíPresidente Dutra, em 500 kV e 928 km (EATE); LT Tucuruí-Vila do Conde, em 500 kV e 324 km (ETEP); LT Blumenau-Campos Novos, em 500 kV e 253 km de extensão (ECTE); LT Vila do Conde-Santa Maria, em 230 kV e 155 km (ERTE); e LT Tucuruí-Açailândia, em 500 kV e 459 km (ENTE) . Do Jornal Valor Online 05/05/2006 12:04 Schahin vende 5 concessões de transmissão por R$ 656 milhões para Cemig e americana MDU

(96) 96 SÃO PAULO - O consórcio formado pela Cemig, grupo Brascan e a americana Montana Distribution Utilities (MDU) fechou o acordo para comprar, do grupo Schahin, cinco concessões de transmissão de energia elétrica nas regiões Norte e Sul . Depois de negociação que se estendeu desde o começo do ano, o preço final ficou em R$ 656 milhões. A Cemig e a MDU são os compradores efetivos, mas a Brascan detém uma opção de compra de parte dos ativos. De acordo com comunicado distribuído pela Cemig, ela ficará com 41,4% do total adquirido, mas essa fatia cairá pela metade se a Brascan exercer a opção de compra. O grupo comprou 50% do capital votante das empresas de transmissão de energia Amazonense, Paraense, Norte e Regional, além de 40% do capital votante da Catarinense. À Cemig caberão fatias de 49,5% na Amazonense e na Paraense, de 37% na Norte e na Regional, e de 15% na Catarinense. A operação depende de aval da ANEEL e de órgãos financiadores, como o BNDES. Também será notificada ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE). Segundo a Cemig, sua participação no mercado de transmissão de energia vai passar de 4% para 5,7%. A estatal mineira terá presença também nos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Pará e Maranhão. Juntos, os cinco projetos somam 2.143 quilômetros de linhas. Segundo análises do mercado, o negócio tem receita estimada em cerca de R$ 465 milhões no período 2005/2006; e um retorno sobre o investimento de aproximadamente 14% . Do (Valor Online, com Valor Econômico) Cemig e parceiros adquirem linhas de transmissão da Schahin - 05/05/06. A Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig, assessorada pelo Banco Modal S.A., em parceria com a MDU Brasil Ltda. e a Brascan Brasil Ltda, celebraram nesta quintafeira, dia 04/05 com a Schahin Holding S.A., Contratos de Compra e Venda de Ações e outras Avenças referentes à aquisição das participações societárias que a Schahin detêm em cinco concessionárias de transmissão de energia elétrica através da TBE. A Cemig e a MDU integram o Grupo Comprador e a Brascan é titular de opção de compra de parte das mencionadas participações. Os compradores concordaram com o valor de R$ 656 milhões, referido a setembro de 2005, pelas participações da Schahin nas concessionárias de transmissão. A conclusão da operação e a efetiva aquisição das ações pela Cemig e seus sócios estarão sujeitas à aprovação

(97) 97 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES e de outros órgãos financiadores. Além disso, a operação deverá ser notificada ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica CADE. As empresas adquiridas situam-se nas regiões Norte e Sul do País e são as seguintes, com as respectivas participações da Cemig: * Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. (LT Tucuruí - Vila do Conde, de 500 kV e extensão de 324 km); Participação da Cemig: 49,5%; * Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. (LT Tucuruí - Açailândia, de 500kV e extensão de 459 km); Participação da Cemig: 37,0%; * Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. (LT Vila do Conde - Santa Maria, de 230 kV e extensão de 155 km); Participação da Cemig: 37,0%; * Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. (LT Tucuruí - Presidente Dutra, de 500 kV e extensão de 928 km). Participação da Cemig: 49,5%; * ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia - S.A. (LT Blumenau Campos Novos, 500 kV e extensão de 253 km). Participação da Cemig: 15,0%; Estes percentuais correspondem a 41,4% do total dos ativos e serão reduzidos à metade caso haja o exercício da opção pela Brascan. De acordo com o presidente da Cemig, Djalma Bastos de Morais, a aquisição dessas empresas confirma o objetivo da Empresa de ampliar a sua participação no mercado de energia elétrica no País. Estamos seguindo as diretrizes estabelecidas pelo nosso acionista controlador, o Governo de Minas, e aprovadas pelo Conselho de Administração da Cemig e refletidas no nosso Plano Diretor , ressalta o presidente. Assim, procedeu-se a busca de informações a respeito destas empresas, obtidas a partir de informações societárias e econômico-financeiras, disponíveis na internet. Abaixo são apresentados os principais dados relativos a estas companhias, os quais servirão de base para a projeção do DCF.

(98) 98 4.2.1 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. Acionistas: Alusa, Schahin e Celesc Empreendimento: Construção e exploração do sistema de transmissão de energia elétrica Características do Sistema: Linha de Transmissão Blumenau-Campos Novos/SC Tensão: 500 kV Extensão: 252,5 km Ampliação das Subestações de Blumenau e Campos Novos Investimento: R$ 236 milhões Objetivos do Sistema: Assegurar o fornecimento à região leste e litoral do Estado de Santa Catarina Atender ao crescimento da demanda de energia elétrica da região Sul-Sudeste Possibilitar maior confiabilidade operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN) Aspecto institucional: Este empreendimento foi realizado como resultado da parceria pioneira entre o investidor privado e o setor público, sob a modalidade de Leilão promovido pela ANEEL, em 1999. É o segundo empreendimento colocado em operação na nova modalidade idealizada (Leilão). Da Concessão Pelo Contrato de Concessão nº 88/2000, de 01 de novembro de 2000, foi outorgada à Companhia a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, compreendendo a linha da transmissão de 525 kV, com extensão de 252,5 km, tendo com origem na subestação de Campos Novos (ampliação) e término na subestação de Blumenau (ampliação), no Estado de Santa Catarina.

(99) 99 Entrada em Operação: Março / 2002 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 ATIVO Circulante Numerário disponível 466.623 9.799 17.153.071 18.752.910 4.980.204 4.734.721 877.872 756.642 Devedores diversos 1.303.973 61.492 Estoques 4.029.417 3.432.372 84.598 87.506 28.895.758 27.835.442 - 470 Aplicações no mercado Concessionárias e permissionárias Tributos e contribuições sociais a compensar Despesas pagas antecipadamente Realizável a longo prazo Depósitos judiciais Permanente Imobilizado TOTAL DO ATIVO 141.876.331 145.643.527 170.772.089 173.479.439 2004 2003 PASSIVO Circulante Fornecedores 824.670 416.378 5.076 4.827 Encargos da dívida 3.270.894 2.686.154 Empréstimos e financiamentos 7.809.733 7.783.343 Taxas regulamentares 171.522 78.058 Tributos e contribuições sociais 712.697 2.009.341 Dividendos propostos 3.373.619 5.724.381 Obrigações estimadas 27.517 16.411 Folha de pagamento

(100) 100 Outras contas a pagar 237.037 241.790 16.432.765 18.960.683 2004 2003 Exigível a longo prazo Encargos da dívida 25.762.258 22.677.072 Empréstimos e financiamentos 74.974.350 83.193.835 100.736.608 105.870.907 Capital social 42.095.000 42.095.000 Reserva de lucros 11.507.716 6.552.849 53.602.716 48.647.849 170.772.089 173.479.439 Patrimônio líquido TOTAL DO PASSIVO Quadro 8 - Balanço Patrimonial da ECTE Exercícios findos em 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 43.607.474 35.984.442 RECEITA OPERACIONAL Disponibilização do sistema de transmissão Deduções da receita operacional PIS (287.453) (218.827) COFINS (1.384.027) (1.078.611) Quota para reserva global de reversão RGR (1.439.596) (743.288) (3.111.076) (2.040.726) 40.496.398 33.943.716 RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA Custo de operação Pessoal (1.291) Material (80.594) (54.877) Serviços de terceiros (1.697.747) (1.277.168) Depreciação (3.889.861) (3.717.445) Taxa de fiscalização serviço de energia elétrica - TFSEE (285.937) (845) Outras (445.771) (430.060) (6.401.201) (5.480.395) 34.095.197 28.463.321 LUCRO OPERACIONAL BRUTO -

(101) 101 Despesas operacionais Despesas gerais e administrativas Pessoal e administradores Material Serviços de terceiros Depreciação Arrendamentos e aluguéis Outras RESULTADO DO SERVIÇO (500.272) (480.802) (479) (6.943) (162.003) (123.864) (2.481) (2.274) (770) (31.557) (67.413) (75.622) (733.418) (721.062) 33.361.779 27.742.259 3.218.082 2.464.773 RECEITA (DESPESA) FINANCEIRA Receita financeira Despesa financeira RESULTADO OPERACIONAL (19.585.267) (18.965.768) (16.367.185) (16.500.995) 16.994.594 11.241.264 8.340 - RECEITA (DESPESA) NÃO OPERACIONAL Receita não operacional Despesa não operacional (405.814) 2004 RESULTADO NÃO OPERACIONAL LUCRO ANTES DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL E IMPOSTO DE (397.474) 16.597.120 2003 11.241.264 RENDA Contribuição social (761.551) (768.094) (1.630.856) (2.225.834) (2.392.407) (2.993.928) LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 14.204.713 8.247.336 LUCRO POR LOTE DE 1000 AÇÕES R$ 337,44 R$ 195,92 Imposto de renda Quadro 9 - Demonstração do Resultado da ECTE

(102) 102 2004 LONGO CIRCULANTE PRAZO PRINCIPAL PRINCIPAL ENCARGOS TOTAL E TOTAL ENCARGOS MOEDA NACIONAL BNDES 3.968.377 2.072.367 6.040.744 54.041.043 60.081.787 Banco Industrial S.A. 384.135 119.853 503.988 4.669.556 5.173.544 Banco do Brasil S.A. 1.152.407 359.558 1.511.965 14.008.670 15.520.635 Unibanco S.A. 1.152.407 359.558 1.511.965 14.008.670 15.520.635 BRDE 1.152.407 359.558 1.511.965 14.008.669 15.520.634 7.809.733 3.270.894 11.080.627 100.736.608 111.817.235 Quadro 10 - Empréstimos e Financiamentos da ECTE Os saldos devidos são provenientes de contratos de financiamento no valor original de R$100.000.000, obtidos do BNDES, dos quais R$ 50.000.000 foram repassados pelo BNDES aos outros bancos credores. Os financiamentos tiveram como finalidade a implantação do sistema de transmissão entre as subestações de Campos Novos e Blumenau, no Estado de Santa Catarina, e têm como garantia o penhor mercantil de totalidade das ações, o penhor mercantil dos Direitos Emergentes da concessão mantida pela ECTE. Os empréstimos e financiamentos estão sujeitos aos seguintes encargos: 75% do valor do financiamento é atualizado pela TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) e juros de 5% ao ano sobre o saldo devedor. 25% do valor do financiamento é atualizado pelo IGP-M (Índice Geral de Preços para o Mercado) e juros de 12% ao ano sobre o saldo devedor. Os empréstimos e financiamentos do BNDES tiveram um período de carência de doze meses, após o qual estão sendo pagos em 144 prestações mensais, com vencimentos finais em 2014.

(103) 103 Total 2006 11.345.887 2007 11.345.887 2008 11.345.887 2009 11.345.887 2010 11.345.887 2011 11.345.887 Após 2011 32.661.286 Quadro 11 - Vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos da ECTE CAPITAL SOCIAL O capital social autorizado monta em R$ 48.000.000. O capital social integralizado até 31 de dezembro de 2004 e de 2003 é de R$ 42.095.000, representado por 42.095.000 ações ordinárias sem valor nominal. Quantidade de ações Integralizadas Acionista Ordinárias % do Capital Schahin Engenharia Ltda. 16.837.998 39,99999525 Companhia Técnica de Engenharia Elétrica 16.837.998 39,99999525 8.418.999 19,99999762 5 0,00001188 42.095.000 100 Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. CELESC Membros do Conselho de Administração Quadro 12 - Composição acionária da ECTE Os custos e as despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gastos:

(104) 104 2004 Despesas Operacionais Descrição Pessoal Custo de Gerais e operação Administrativas Total 1.291 180.839 182.130 - 319.433 319.433 80.594 479 81.073 631.213 162.003 793.216 Contrato de operação e manutenção 1.066.534 - 1.066.534 Depreciação 3.889.861 2.481 3.892.342 Arrendamentos e alugueis 33.825 770 34.595 Seguros 90.577 - 90.577 Tributos 3.337 61.913 65.250 36.816 5.500 42.316 Elétrica TFSEE 285.937 - 285.937 Pesquisa e desenvolvimento 266.600 - 266.600 14.616 - 14.616 6.401.201 733.418 7.134.619 Administradores Material Serviços de terceiros Doações, contribuições e subvenções Taxa se fiscalização serviço de energia Outras despesas Total 2003 Despesas Operacionais Descrição Custo de Gerais e operação Administrativas Total Pessoal - 198.997 198.997 Administradores - 281.805 281.805 54.877 6.943 61.820 Serviços de terceiros 371.160 123.864 1.029.872 Contrato de operação e manutenção 906.008 - 371.160 3.717.445 2.274 3.719.719 7.446 31.557 39.003 Seguros 60.476 1.238 61.714 Tributos 4.900 73.384 78.284 37.221 1.000 38.221 Material Depreciação Arrendamentos e alugueis Doações, contribuições e subvenções

(105) 105 Taxa se fiscalização serviço de energia Elétrica TFSEE 200.504 - 200.504 Pesquisa e desenvolvimento 118.623 - 118.623 1.735 - 1.735 5.480.395 721.062 6.201.457 Outras despesas Total Quadro 13 - Custos e Despesas Operacionais da ECTE 4.2.2 ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. Acionistas: Alusa, Schahin e Eletrobrás Empreendimento: Construção e exploração do sistema de transmissão de energia elétrica Características do Sistema: Linha de Transmissão Tucuruí-Vila do Conde/PA Tensão: 500 kV Extensão: 324 km Ampliação das Subestações de Tucuruí e Vila do Conde Investimento: R$ 243 milhões Objetivos do Sistema: Atender ao crescimento da demanda de energia elétrica da região Norte do País Assegurar o fornecimento de energia aos complexos industriais do alumínio, ALBRÁS e ALUNORTE, bem como a região metropolitana de Belém Possibilitar maior confiabilidade operativa do sistema Norte do estado do Pará

(106) 106 Aspecto Institucional: Este empreendimento foi realizado como resultado da parceria entre o investidor privado e o setor público, sob a modalidade de Leilão promovido pela ANEEL, em 2000. Da Concessão : Pelo Contrato de Concessão nº 43/2001, de 12 de junho de 2001, foi outorgada à Companhia a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de trinta anos, compreendendo a linha da transmissão com origem na subestação de Tucuruí (ampliação) e término na subestação de Vila do Conde (ampliação), no estado do Pará. Entrada em Operação: Agosto / 2002 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 ATIVO Circulante Numerário disponível 378.120 58.294 12.089.026 24.930.203 Concessionárias e permissionárias 5.155.479 5.169.880 Títulos e valores mobiliários 9.461.149 - Empresas ligadas 8.920.393 - Tributos e contribuições sociais a compensar 1.643.509 888.157 5.524 15.408 2.858.808 2.858.808 75.448 62.204 40.587.456 33.982.954 450.787 377.687 8.483.882 8.483.882 - 9.505.700 48.210 48.210 1.239.851 - 10.222.730 18.415.479 Aplicações no mercado Devedores diversos Estoques Despesas pagas antecipadamente Realizável a longo prazo Outros créditos Tributos a compensar ICMS Títulos e valores mobiliários Depósitos judiciais Despesas pagas antecipadamente

(107) 107 Permanente Imobilizado Diferido TOTAL DO ATIVO 134.198.241 137.806.768 319.574 360.371 134.517.815 138.167.139 185.328.001 190.565.572 2004 2003 Fornecedores 255.952 433.246 Folha de pagamento 110.281 44.702 Encargos da dívida 2.741.780 2.517.375 Empréstimos e financiamentos 8.183.512 7.910.673 146.969 80.530 Tributos e contribuições sociais 3.089.822 2.599.606 Dividendos propostos 2.052.477 1.300.682 Juros sobre capital próprio 4.723.465 4.646.758 Obrigações estimadas 125.539 93.905 Outras contas a pagar 16.146 249.889 21.445.943 19.877.366 Encargos da dívida 20.848.220 20.132.739 Empréstimos e financiamentos 81.139.828 89.916.751 101.988.048 110.049.490 46.662.814 49.959.784 Reserva de capital 7.489.111 1.662.804 Reservas de lucro 7.742.085 9.016.128 61.894.010 60.638.716 185.328.001 190.565.572 PASSIVO Circulante Taxas regulamentares Exigível a longo prazo Patrimônio líquido Capital social TOTAL DO PASSIVO Quadro 14 - Balanço Patrimonial da ETEP

(108) 108 Exercícios findos em 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 45.038.940 38.296.495 RECEITA OPERACIONAL Disponibilização do sistema de transmissão Deduções da receita operacional PIS (289.829) (253.528) COFINS (1.336.993) (1.170.130) Quota para RGR (1.266.610) (818.724) (2.893.432) (2.242.382) 42.145.508 36.054.113 RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA Custo de operação Pessoal (238.005) (184.886) Material (66.060) (83.179) Serviços de terceiros (1.234.419) (1.567.234) Depreciação e amortização (3.647.151) (3.645.675) Arrendamentos e aluguéis (1.254.193) (1.098.803) Taxa de fiscalização serviço de energia elétrica - TFSEE (302.686) (147.636) Outras (426.674) (326.017) (7.169.188) (7.053.430) 34.976.320 29.000.683 (1.217.689) (1.117.961) (19.590) (27.241) (2.104.253) (208.739) (2.173) (2.173) - (10.015) (35.762) (20.428) (3.379.467) (1.386.557) 31.596.853 27.614.126 5.690.075 4.154.061 LUCRO OPERACIONAL BRUTO Despesas operacionais Despesas gerais e administrativas Pessoal e administradores Material Serviços de terceiros Depreciação Arrendamentos e aluguéis Outras RESULTADO DO SERVIÇO RECEITA (DESPESA) FINANCEIRA Receita financeira Despesa financeira RESULTADO OPERACIONAL (23.708.233) (22.980.051) (18.018.158) (18.825.990) 13.578.695 8.788.136

(109) 109 RESULTADO NÃO OPERACIONAL (1) LUCRO ANTES DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL E IMPOSTO DE 13.578.694 8.788.136 RENDA Contribuição social (1.229.350) (806.786) Imposto de renda (3.414.862) (2.217.071) (4.644.212) (3.023.857) 8.934.482 5.764.279 Reversão de juros sobre capital próprio 5.557.018 5.466.774 LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 14.491.500 11.231.053 LUCRO POR LOTE DE 1000 AÇÕES 322,03 249,58 LUCRO ANTES DA REVERSÃO DE JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO Quadro 15 - Demonstração do Resultado da ETEP 2004 2003 LONGO CIRCULANTE PRAZO PRINCIPAL PRINCIPAL ENCARGOS TOTAL E TOTAL TOTAL 112.913.340 120.477.538 ENCARGOS MOEDA NACIONAL BNDES 8.183.512 2.741.780 10.925.292 101.988.048 Quadro 16 - Empréstimos e Financiamentos da ETEP Os financiamentos tiveram como finalidade a implantação do sistema de transmissão entre as subestações de Tucuruí e Vila do Conde no estado do Pará e têm como garantia o penhor dos direitos emergentes da Concessão e caução das ações ordinárias da empresa. Os empréstimos e financiamentos estão sujeitos aos seguintes encargos:

(110) 110 78,05% do valor do financiamento é atualizado pela TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) e juros de 5% ao ano sobre o saldo devedor. 12,37% do valor do financiamento é atualizado pelo IGPM (Índice Geral de Preços para o Mercado) e juros de 13% ao ano sobre o saldo devedor. 9,58% do valor do financiamento é atualizado pela Cesta de Moedas e juros de 5% ao ano sobre o saldo devedor. Os empréstimos e financiamentos tiveram um período de carência de doze meses, após o qual estão sendo pagos em 144 prestações mensais, com vencimentos finais em 2015. Os vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos a longo prazo são os seguintes: R$ 2006 11.107.050 2007 11.107.050 2008 11.107.050 2009 11.107.050 2010 11.107.050 2011 11.107.050 Após 2011 35.345.748 101.988.048 Quadro 17 Vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos da ETEP CAPITAL SOCIAL O capital social autorizado monta em R$60.000.000. O capital social até 31 de dezembro de 2004 é de R$46.662.814, totalmente integralizado, representado por 27.000.000 ações ordinárias e por 18.000.010 ações preferenciais, sem valor nominal. O valor total das integralizações é de R$49.959.784, das quais se destaca o valor de R$4.959.774 reclassificado a título de Reservas de Capital Outras Reservas.

(111) 111 As ações preferenciais não têm direito a voto e não são conversíveis em ações ordinárias. Têm direito a dividendos mínimos anuais de 10% do lucro líquido, ajustado conforme prescrito na Lei das Sociedades por Ações; têm, também, prioridade na distribuição de dividendos e no reembolso de capital, em relação às ações ordinárias e direito ao recebimento de dividendos cumulativos, no exercício em que os lucros forem insuficientes. A composição acionária da Companhia, em 31 de dezembro de 2004, é a seguinte: Quantidade de ações Integralizadas Acionista Schahin Engenharia Ltda. % do Capital Ordinárias Preferenciais Votante Total 13.500.000 473.971 50 31,053262 13.500.000 473.971 50 31,053262 - 17.052.058 - 37,893454 - 10 - 0,000022 27.000.000 18.000.010 100 100 Companhia Técnica de Engenharia Elétrica Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ELETROBRÁS Membros do Conselho Administração de Quadro 18 Composição acionária da ETEP Os custos e as despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto: 2004 Despesas Operacionais Descrição Custo de Gerais e Total Operação Administrativ Geral as Pessoal Administradores Material 238.005 497.671 735.676 - 720.018 720.018 66.060 19.590 85.650

(112) 112 Serviços de terceiros 220.462 313.058 533.520 1.013.957 - 1.013.957 - 1.791.195 1.791.195 Depreciação 3.647.151 2.173 3.649.324 Arrendamentos e alugueis 1.254.193 - 1.254.193 Seguros 64.685 - 64.685 Tributos 13.780 30.262 44.042 Doações, contribuições e subvenções 37.314 5.500 42.814 302.686 - Contrato de operação e manutenção Consultoria jurídica Taxa de fiscalização serviço de energia elétrica 302.686 TFSEE Pesquisa e desenvolvimento Total 310.895 - 310.895 7.169.188 3.379.467 10.548.655 Quadro 19 - Custos e Despesas Operacionais da ETEP Relativamente ao ano de 2003, a composição dos custos é a seguinte: 2003 Despesas Operacionais Descrição Pessoal Custo de Gerais e Total Operação Administrativas Geral 184.886 638.446 823.332 - 479.515 479.515 83.179 27.241 110.420 329.128 208.739 537.867 Contrato de operação e manutenção 1.238.106 - 1.238.106 Depreciação 3.645.675 2.173 3.647.848 Arrendamentos e alugueis 1.098.803 10.015 1.108.818 Seguros 124.082 - 124.082 Tributos 15.106 19.428 34.534 Doações, contribuições e subvenções 36.949 1.000 37.949 147.636 - Administradores Material Serviços de terceiros Taxa de fiscalização serviço de energia elétrica 147.636 TFSEE Pesquisa e desenvolvimento Outras despesas Total 137.847 - 137.847 12.033 - 12.033 7.053.430 1.386.557 8.439.987

(113) 113 4.2.3 EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. Acionistas: Alusa, Schahin e Eletrobrás Empreendimento: Construção e exploração do sistema de transmissão de energia elétrica Características do Sistema: Linha de Transmissão Tucuruí (PA) - Presidente Dutra (MA) Tensão: 500 kV Extensão: 932 km. Construção da 1ª subestação (Açailândia) e ampliação de 4 (Tucuruí, Marabá, Imperatriz e Presidente Dutra) Investimento: R$ 1 bilhão Objetivos do Sistema: Atender à crescente demanda de energia elétrica nas regiões Norte e Nordeste do País. Interligar as Subestações de Tucuruí, Marabá, Açailândia, Imperatriz e Presidente Dutra, tornando-se o terceiro circuito da Interligação Norte-Nordeste. Reforçar a conexão entre os Sistemas Elétricos Sul-Sudeste, Centro-Oeste e Norte-Nordeste, assegurando maior confiabilidade operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN). Aspecto institucional: Este empreendimento foi realizado como resultado da parceria entre o investidor privado e o setor público, sob a modalidade de Leilão promovido pela ANEEL, em 2000. O esforço permitiu que, apesar da longa extensão da linha e de envolver cinco subestações, entrasse em operação comercial antes do prazo previsto no Contrato de Concessão. O primeiro tramo,

(114) 114 Tucuruí-Marabá, entrou dois meses e meio antes e o sistema completo, com mais de um mês de antecipação, em benefício do Setor Elétrico. Da Concessão: Pelo Contrato de Concessão nº 42/2001, de 12 de junho de 2001, foi outorgada à Companhia pela União, por intermédio da ANEEL, a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de trinta anos, compreendendo as linhas de transmissão de 500 kV entre as subestações seccionadoras Tucuruí, Marabá, Imperatriz e Presidente Dutra (ampliação), e Açailândia (construção). Entrada em Operação: Março / 2003 O Balanço Patrimonial da EATE é apresentado a seguir: 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 ATIVO Circulante Numerário disponível 350.130 112.232 Aplicações no mercado 49.302.097 126.536.240 Concessionárias e permissionárias 22.262.182 20.907.167 Títulos e valores mobiliários 84.134.749 - Empresas ligadas 46.717.184 - 7.293.259 - 121.204 3.036.605 10.647.668 10.160.825 618.869 617.116 221.447.342 161.370.185 - 77.036.336 51.711.272 51.711.272 Devedores diversos outros 1.370.462 34.725 Despesas pagas antecipadamente 5.405.696 - 58.487.430 128.782.333 Tributos e contribuições sociais a compensar Devedores diversos Estoques Despesas pagas antecipadamente Realizável a logo prazo Títulos e valores mobiliários Tributos e contribuições sociais a compensar Permanente

(115) 115 Imobilizado 608.084.845 622.342.667 608.084.845 622.342.667 888.019.617 912.495.185 2.419.582 3.259.854 Folha de pagamento 110.180 59.948 Encargos de dívidas 10.679.031 8.366.690 Empréstimos e financiamentos 43.854.632 42.459.573 664.307 4.391.569 11.119.818 5.632.871 8.319.176 12.691.884 19.229.279 - 437.243 293.828 4.654.138 6.349.493 72.423 1.031.376 101.559.809 84.537.086 81.220.599 76.466.862 465.023.332 511.399.658 546.243.931 587.866.520 199.343.953 199.343.953 Reserva de capital 10.300.349 - Reservas de lucro 30.571.575 40.747.626 240.215.877 240.091.579 888.019.617 912.495.185 TOTAL DO ATIVO PASSIVO Circulante Fornecedores Taxas regulamentares Tributos e contribuições sociais Dividendos propostos Juros sobre capital próprio Obrigações estimadas Provisão para compensação ambiental IBAMA Outras contas a pagar Exigível a longo prazo Encargos de dívidas Empréstimos e financiamentos Patrimônio líquido Capital social TOTAL DO PASSIVO Quadro 20 - Balanço Patrimonial da EATE

(116) 116 Exercícios findos em 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 193.973.938 146.385.630 RECEITA OPERACIONAL Disponibilização do sistema de transmissão Deduções da receita operacional PIS (1.259.623) (951.506) COFINS (5.819.548) (4.391.569) Quota para RGR (4.389.685) (3.659.650) (11.468.856) (9.002.725) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 182.505.082 137.382.905 Pessoal (365.758) (417.582) Material (146.692) (110.086) (6.295.173) (4.035.186) (20.115.554) (14.486.442) (2.679.285) (2.004.953) (29.602.462) (21.054.249) 152.902.620 116.328.656 Custo da operação Serviços de terceiros Depreciação e amortizações Outras LUCRO OPERACIONAL BRUTO Despesas operacionais Despesas gerais e administrativas Pessoal e administradores (2.438.178) (1.486.467) (104.455) (61.048) (7.142.615) (627.128) (27.848) (13.093) Arrendamentos e aluguéis (167.932) (122.702) Outras (108.900) (100.783) (9.989.928) (2.411.221) Material Serviços de terceiros Depreciação RESULTADO DO SERVIÇO 142.912.692 113.917.435 Receita financeira 30.665.704 13.182.571 Despesa financeira (118.558.967) (63.223.508) (87.893.263) (50.040.937) 55.019.429 63.876.498 RECEITA (DESPESA) FINANCEIRA RESULTADO OPERACIONAL

(117) 117 RESULTADO NÃO OPERACIONAL (5) - 55.019.424 63.876.498 (4.976.642) (3.184.333) (13.824.006) (7.252.655) (18.800.648) (10.436.988) 36.218.776 53.439.510 Reversão dos juros sobre o capital próprio 22.622.681 - LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 58.841.457 53.439.510 LUCRO POR LOTE DE 1000 AÇÕES 326,90 296,89 LUCRO ANTES DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL E IMPOSTO DE RENDA Contribuição social Imposto de renda LUCRO ANTES DA REVERSÃO DOS JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO Quadro 21 - Demonstração do Resultado da EATE 2004 2003 LONGO CIRCULANTE PRAZO PRINCIPAL E PRINCIPAL ENCARGOS TOTAL 10.679.031 54.533.663 ENCARGOS TOTAL TOTAL 600.777.594 638.692.783 MOEDA NACIONAL BNDES 43.854.632 546.243.931 Quadro 22 - Empréstimos e Financiamentos da EATE Os financiamentos tiveram como finalidade a implantação da linha de transmissão entre as subestações de Tucuruí (ampliação) e Presidente Dutra, nos Estados do Maranhão e Pará, e têm como garantia o penhor dos direitos emergentes da Concessão e caução das ações ordinárias da Empresa. Os empréstimos e financiamentos estão sujeitos aos seguintes encargos:

(118) 118 69% do valor do financiamento é atualizado pela TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) e juros de 5% ao ano sobre o saldo devedor; 12% do valor do financiamento é atualizado pelo IGPM (Índice Geral de Preços do Mercado) e juros de 13% ao ano sobre o saldo devedor. 19% do valor do financiamento é atualizado por uma cesta de moedas e juros de 5% ao ano sobre o saldo devedor. Os empréstimos e financiamentos tiveram período de carência de doze meses, após o qual serão pagos em 144 prestações mensais, com vencimentos finais em 2016. Os vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos a longo prazo são os seguintes: R$ 2006 54.485.361 2007 54.485.361 2008 54.485.361 2009 54.485.361 2010 54.485.361 2011 54.485.361 Após 2011 219.331.765 546.243.931 Quadro 23 Vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos da EATE

(119) 119 CAPITAL SOCIAL O capital social autorizado monta em R$240.000.000. O capital social integralizado até 31 de dezembro de 2004 é de R$199.343.953 (2003, R$199.343.953), representado por 92.000.000 (2003, 92.000.000) ações ordinárias e por 88.000.010 (2003, 88.000.010) ações preferenciais, sem valor nominal. As ações preferenciais não têm direito a voto e não são conversíveis em ações ordinárias. Têm direito a dividendos mínimos anuais de 10% do lucro líquido, ajustado conforme prescrito na Lei das Sociedades por Ações; têm, também, prioridade na distribuição de dividendos e no reembolso de capital, em relação às ações ordinárias e direito ao recebimento de dividendos cumulativos, no exercício em que os lucros forem insuficientes. A composição acionária da Companhia em 31 de dezembro de 2004 é a seguinte: Quantidade de ações Integralizadas Acionista Ordinárias % do Capital Preferenciais Votante Total Schahin Engenharia Ltda. 46.000.000 50,00 25,555554 Companhia Técnica de Engenharia Elétrica 46.000.000 50,00 25,555554 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ELETROBRÁS - 88.000.000 - 48,888886 Membros do Conselho de Adminstração - 10 - 0,000006 92.000.000 88.000.010 100,00 100 Quadro 24 Composição acionária da EATE Os custos e as despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:

(120) 120 2004 Despesas Operacionais Descrição Custo de Gerais e Total Operação Administrativ Geral as Pessoal 365.758 1.685.814 2.051.572 - 752.364 752.364 146.692 104.455 251.147 Serviços de Terceiros 1.368.343 790.677 2.159.020 Contrato de Operação e Manutenção 4.926.830 - 4.926.830 - 6.351.938 6.351.938 20.115.554 27.848 20.143.402 Arrendamentos e Alugueis 239.983 167.932 407.915 Seguros 656.396 2.341 658.737 Tributos 8.657 94.359 103.016 77.462 12.200 89.662 767.531 - Administradores Material Consultoria Jurídica Depreciação Doações, Contribuições e Subvenções Taxa de Fiscalização Serviço de Energia Elétrica 767.531 Pesquisa e Desenvolvimento 925.356 - 925.356 3.900 - 3.900 29.602.462 9.989.928 39.592.390 Outras Total 2003 Despesas Operacionais Descrição Pessoal Custo de Gerais e Total Operação Administrativas Geral 417.582 1.128.813 1.546.395 - 357.654 357.654 Material 110.086 61.048 171.134 Serviços de Terceiros 612.777 627.128 1.239.905 3.422.409 - 3.422.409 14.486.442 13.093 14.499.535 Arrendamentos e Alugueis 236.901 122.702 359.603 Seguros 722.278 13.850 736.128 Tributos 1.626 85.933 87.559 Administradores Contrato de Operação e Manutenção Depreciação

(121) 121 Doações, Contribuições e Subvenções Taxa de Fiscalização Serviço de Energia 50.294 1.000 731.919 - Elétrica Pesquisa e Desenvolvimento Outras Despesas Total 51.294 731.919 242.586 - 242.586 19.349 - 19.349 21.054.249 2.411.221 23.465.470 Quadro 25 - Custos e Despesas Operacionais da EATE 4.2.4 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. Acionistas: Alusa e Schahin Empreendimento: Construção e exploração do sistema de transmissão de energia elétrica Características do Sistema: Linha de Transmissão Vila do Conde - Santa Maria (PA) Tensão: 230 kV Extensão: 179 km Ampliação das subestações de Vila do Conde e Santa Maria Investimento previsto: R$ 80 milhões Objetivos do Sistema: Atender à crescente demanda de energia elétrica na região metropolitana de Belém e Nordeste do Estado do Pará Assegurar maior confiabilidade operativa na região

(122) 122 Da Concessão: Pelo Contrato de Concessão nº 83/2002-ANEEL, de 11 de dezembro de 2002, foi outorgada à Companhia a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de trinta anos, através da linha de transmissão de 230 kV, com 179 km de extensão, com origem na subestação de Vila do Conde (ampliação) e término na subestação de Santa Maria (ampliação), ambas no Estado do Pará. Entrada em Operação: Setembro / 2004 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 178.769 76.152 89.371 662.273 1.969.421 - 5.020 11.382 Tributos e contribuições sociais a compensar 641.340 21.229 Estoques 688.375 - 38.232 371.892 3.610.528 1.142.928 3.421.526 1.574.098 3.421.526 1.574.098 76.612.376 13.082.358 - 443.110 76.612.376 13.525.468 83.644.430 16.242.494 ATIVO Circulante Numerário disponível Aplicações no mercado Concessionárias e permissionárias Devedores diversos Despesas pagas antecipadamente Realizável a longo prazo Tributos e contribuições sociais a compensar Permanente Imobilizado Diferido TOTAL DO ATIVO 2004 2003

(123) 123 PASSIVO Circulante Fornecedores 4.678.379 461.617 2.471 779 Encargos da dívida 273.131 - Empréstimos e financiamentos 307.596 - Taxas regulamentares 162.562 - Tributos e contribuições sociais 251.387 1.009.621 Dividendos propostos 844.224 - Obrigações estimadas 16.384 6.033 - 4.444 6.536.134 1.482.494 1.590.045 - 49.407.846 - 50.997.891 - 23.400.000 14.760.000 2.710.405 - 26.110.405 14.760.000 83.644.430 16.242.494 Folha de pagamento Credores diversos Exigível a longo prazo Encargos da dívida Empréstimos e financiamentos Patrimônio líquido Capital social Reservas de lucros TOTAL DO PASSIVO Quadro 26 - Balanço Patrimonial da ERTE Período de 15 de setembro a 31 de dezembro de 2004 (Em reais) 2004 RECEITA OPERACIONAL Disponibilização do sistema de transmissão 5.418.748 Deduções da receita operacional PIS (35.222) COFINS (162.562) Quota para reserva global de reversão RGR (135.469) (333.253) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 5.085.495

(124) 124 Custo de operação Pessoal (56.232) Material (3.079) Serviços de terceiros (291.408) Depreciação (392.260) Taxa de fiscalização serviço de energia elétrica TFSEE (27.094) Arrendamentos e alugueis (15.037) Outras (17.147) (802.257) LUCRO OPERACIONAL BRUTO 4.283.238 Despesas operacionais Despesas gerais e administrativas Pessoal Material Serviços de terceiros Outras (19.785) (18) (25.258) (2.315) (47.376) RESULTADO DO SERVIÇO 4.235.862 RECEITA (DESPESA) FINANCEIRA Receita financeira 12.032 Despesa financeira (509.758) (497.726) RESULTADO OPERACIONAL 3.738.136 LUCRO ANTES DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL E IMPOSTO DE 3.738.136 RENDA Contribuição social Imposto de renda (67.731) (115.776) (183.507) LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO Lucro por lote de 1000 ações Quadro 27 - Demonstração do Resultado da ERTE 3.554.629 151,91

(125) 125 2004 LONGO CIRCULANTE PRAZO PRINCIPAL PRINCIPAL ENCARGOS TOTAL E TOTAL ENCARGOS MOEDA NACIONAL 307.596 BNDES 273.131 580.727 50.997.891 51.578.618 Quadro 28 - Empréstimos e Financiamentos da ERTE Os saldos devidos são provenientes de contrato de financiamento no valor original de R$ 54.392.800, obtidos do BNDES, cuja finalidade foi a implantação, operação e manutenção da linha de transmissão entre os municípios de Vila do Conde e de Santa Maria, ambas no estado do Pará, e têm como garantia o penhor dos direitos emergentes da Concessão, direito de crédito, e penhor de ações ordinárias nominativas de propriedade dos Acionistas, distribuídas da seguinte forma: Acionista Número de ações Schahin Engenharia Ltda. 7.999.996 Companhia Técnica de Engenharia Elétrica 7.999.996 15.999.992 Quadro 29 Garantias de Ações Ordinárias da ERTE Os empréstimos e financiamento estão sujeitos aos seguintes encargos: 79% do valor do financiamento é atualizado pelo TJLP (Taxa de juros de longo Prazo) e juros de 5% ao ano sobre o saldo devedor; 21% do valor do financiamento é atualizado por uma cesta de moedas e juros de 5% ao ano sobre o saldo devedor.

(126) 126 Os empréstimos e financiamentos serão pagos em 126 parcelas, vencendo-se a primeira em dezembro de 2005 e a ultima em julho de 2016: Os vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos a longo prazo são os seguintes: R$ 2006 4.888.082 2007 4.888.082 2008 4.888.082 2009 4.888.082 2010 4.888.082 2011 4.888.082 Após 2011 21.669.399 50.997.891 Quadro 30 Vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos da ERTE CAPITAL SOCIAL Em 31 de dezembro de 2004, o capital social autorizado era de R$ 24.000.000. O capital social subscrito estava representado por 23.400.000 ações ordinárias nominativas sem valor nominal. A composição acionária da companhia é a seguinte: Acionista Quantidades de Ações Ordinárias Subscritas Integralizadas % do capital Schahin Engenharia Ltda. 11.699.996 11.699.996 49,9999829 Companhia Técnica de Engenharia Elétrica 11.699.996 11.699.996 49,9999829 8 8 0,0000342 23.400.000 23.400.000 100 Membros do Conselho de Administração Quadro 31 - Composição acionária da ERTE

(127) 127 Os custos e as despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gastos: 2004 Despesas Operacionais Descrição Custo de Gerais e operação Administrativas Total Pessoal 56.232 19.785 76.017 Material 3.079 18 3.097 Serviços de terceiros 105.654 25.258 130.912 Contrato de operação e manutenção 185.754 - 185.754 Depreciação 392.260 - 392.260 Arrendamentos e alugueis 15.037 - 15.037 Seguros 11.606 - 11.606 Tributos - 2.315 2.315 5.541 - 5.541 27.094 - 27.094 802.257 47.376 849.633 Doações, contribuições e subvenções Taxa se fiscalização serviço de energia Elétrica TFSEE Total Quadro 32 - Custos e Despesas Operacionais da ERTE 4.2.5 ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A.

(128) 128 Acionistas: Alusa e Schahin Empreendimento: Construção e exploração do sistema de transmissão de energia elétrica Características do Sistema: Linha de Transmissão Tucuruí (PA) Açailândia (MA) Tensão: 500 kV Extensão: 473 km Ampliação de 3 subestações (Tucuruí, Marabá e Açailândia) Investimento previsto: R$ 485 milhões Objetivos do Sistema: Atender à crescente demanda de energia elétrica nas regiões Norte e Nordeste do País Interligar as Subestações de Tucuruí, Marabá, Açailândia, tornando-se o quarto circuito da Interligação Norte-Nordeste Viabilizar a transmissão do acréscimo da energia gerada decorrente da expansão da UHE Tucuruí Reforçar a conexão entre os Sistemas Elétricos Sul-Sudeste, Centro-Oeste e Norte-Nordeste Da Concessão: Pelo Contrato de Concessão nº 85/2002-ANEEL, de 11 de dezembro de 2002, foi outorgada à Companhia a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, através de duas linhas de transmissão de 500 kV, cada uma, sendo a primeira com origem na subestação de Tucuruí (ampliação) e término na subestação Marabá (ampliação), ambas no estado do Pará e a segunda com origem na subestação de Marabá e término na subestação de Açailândia (ampliação), no Estado do Maranhão. Entrada em Operação: Fevereiro / 2005 31 de dezembro de 2004 e 2003 (Em reais) 2004 2003 ATIVO Circulante Numerário disponível 404.519 26.020

(129) 129 Aplicações no mercado Devedores diversos Tributos e contribuições sociais a compensar Despesas pagas antecipadamente 9.724.567 5.736.411 79.073 32.992 844.476 155.252 25.876 3.015.828 11.078.511 8.966.503 27.906.319 - 376.580.369 60.309.280 3.909.528 498.686 380.489.897 60.807.966 419.474.727 69.774.469 Realizável a longo prazo Tributos e contribuições sociais a compensar Permanente Imobilizado Diferido TOTAL DO ATIVO 2004 2003 PASSIVO Circulante Fornecedores Folha de pagamento Encargos da dívida Empréstimos e financiamentos Tributos e contribuições sociais Obrigações estimadas Outras 30.510.260 85.913 7.358 - 534.781 - 15.090.527 - 154.338 23.181 69.775 24.375 9 1.000 46.367.048 134.469 8.031.417 - 264.236.262 - 272.267.679 - 100.840.000 69.640.000 419.474.727 69.774.469 Exigível a longo prazo Encargos da dívida Empréstimos e financiamentos Patrimônio líquido Capital social TOTAL DO PASSIVO Quadro 33 - Balanço Patrimonial da ENTE

(130) 130 2004 2003 1.001.130 186.749 154.280 51.591 Tributos 2.058.595 207.578 Seguros 706.857 - Outras (líquidas) (11.334) DESPESAS PRÉ-OPERACIONAIS Pessoal Serviços de terceiros 52.768 3.909.528 498.686 Quadro 34 Despesas Diferidas da ENTE 2004 Circulante Longo prazo Principal e Principal Encargos Total Encargos Total 15.090.527 534.781 15.625.308 272.267.679 287.892.987 Moeda nacional BNDES Quadro 35 - Empréstimos e Financiamentos da ENTE Os saldos devidos são provenientes de contrato de financiamento no valor original de R$296.766.000, obtidos do BNDES, cuja finalidade foi a implantação da linha de transmissão interligando as regiões Norte Nordeste, tendo sua origem na Subestação de Tucuruí, no Estado do Pará, e término na Subestação de Açailândia, passando ainda pela Subestação de Marabá, no Estado do Pará e têm como garantia o penhor dos direitos emergentes da Concessão, direito de crédito, e penhor de ações ordinárias nominativas de propriedade dos Acionistas, distribuídas da seguinte forma: Acionista Número de ações Schahin Engenharia Ltda. 40.819.996 Companhia Técnica de Engenharia Elétrica 40.819.996 81.639.992 Quadro 36 - Garantias de Ações da ENTE

(131) 131 Os empréstimos e financiamento estão sujeitos aos seguintes encargos: 82% do valor do financiamento é atualizado pela TJLP (taxa de juros de longo prazo) e juros de 6% ao ano sobre o saldo devedor; 18% do valor do financiamento é atualizado por uma cesta de moedas e juros de 6% ao ano sobre o saldo devedor. Os empréstimos e financiamentos serão pagos em 126 parcelas, vencendo a primeira em junho de 2005, e a última, em dezembro de 2015. Os vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos a longo prazo são os seguintes: R$ 2006 27.413.395 2007 27.413.395 2008 27.413.395 2009 27.413.395 2010 27.413.395 2011 27.413.395 Após 2011 107.787.309 272.267.679 Quadro 37 Vencimentos anuais dos empréstimos e financiamentos da ENTE CAPITAL SOCIAL Em 31 de dezembro de 2004, o capital social autorizado era de R$ 105.840.000 (2003 R$90.000.000). O capital social subscrito estava representado por 100.840.000 (2003 69.640.000) ações ordinárias nominativas sem valor nominal. A composição acionária da Companhia é a seguinte:

(132) 132 Acionista Quantidades de ações Ordinárias Subscritas Integralizadas % do capital Schahin Engenharia Ltda. 50.419.996 50.419.996 49,999996 Companhia Técnica de Engenharia Elétrica 50.419.996 50.419.996 49,999996 8 8 0,000008 100.840.000 100.840.000 100 Membros do Conselho de Administração Quadro 38 Composição Acionária da ENTE 4.3 ANÁLISE E TRATAMENTO DAS INFORMAÇÕES PARA O DCF Com base nas informações contábeis destas empresas, extraídas do Balanço Patrimonial e da Demonstração do Resultado, examinou-se a estrutura de Custos e Receitas, Investimentos, Estrutura de Capital, e ênfase nos financiamentos contratados. Com relação às despesas, base para a projeção do período restante da Concessão, estas sofreram determinados ajustes, no sentido de normalizar os gastos de um modo homogêneo. Por exemplo, gastos com Consultoria são despesas que ocorrem num momento inicial da fase operacional, ou mesmo de construção, e, por serem eventuais, não são recorrentes. Outro exemplo de ajuste são as despesas de operação e manutenção, cujos valores podem ser renegociados conforme o comprador (a ANEEL utiliza nos seus cálculos de RAP percentuais sobre o investimento que variam entre 0,5% a 1,5%, no caso de obras autorizadas). Como estas empresas transmissoras são de pequeno porte, os custos são relativamente de fácil identificação e estáveis. De uma maneira geral, os custos projetados foram aderentes aos identificados nestas empresas. Relativamente à estrutura de capital, como os financiamentos já se encontram contratados, assumiram-se os valores do Balanço Patrimonial (os saldos devedores já foram corrigidos pelos indexadores TJLP, IGPM, cesta de moedas, etc.), além de amortizações já efetuadas, portanto alterando a estrutura de D/E originalmente contratada, que se situaram próximas da definida pela ANEEL (65%/35%).

(133) 133 Com relação aos investimentos futuros, estes seriam decorrentes de negociações diretas as chamadas conexões, ou prestação de serviços de operação e manutenção. Estes últimos representam uma parcela muito pequena para a expansão, e esta por meio de conexões depende de vários fatores, como crescimento da economia, expansão da indústria, expansão/adaptação/reforço das distribuidoras, além dos aspectos competitivos para obtenção do negócio. Considerando que são empresas transmissoras novas, com propósito específico de explorar a linha de transmissão de sua área de atuação, considerou-se que no período projetado não haveria investimentos, o que equivale dizer avaliar a empresa na sua situação atual. No tocante às Receitas, foram contempladas as receitas atuais, e, como a premissa adotada foi de não se considerar novos investimentos, por conseqüência também não haverá novas receitas. O período projetado referente ao período restante da Concessão, que terminará em 30 anos a partir da assinatura do Contrato, conforme se observa a seguir: ECTE 26 anos ETEP 27 anos EATE 26 anos ERTE 28 anos ENTE 28 anos Segundo o Contrato de Concessão das transmissoras, na quarta subcláusula: Para atender ao interesse público, mediante lei autorizadora, o PODER CONCEDENTE poderá retomar o serviço, após prévio pagamento da indenização das parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, inclusive serviço da dívida e outros encargos, ainda não depreciados ou amortizados, que tenham sido realizados pela TRANSMISSORA para garantir a continuidade e a atualidade do serviço. Assim, considerou-se que os ativos serão depreciados pela alíquota de 3,33% ao ano, de modo a anular o valor residual. Neste mesmo enfoque, também não foi considerado o cálculo da perpetuidade, pelo fato de que os ativos das empresas serão revertidos ao regulador ao final da concessão, sendo, no entanto, computados os impactos no caixa na liquidação da empresa ajustes a favor dos acionistas, conforme prevê também o Contrato de Concessão: Segunda subcláusula a extinção da concessão determinará, de pleno direito, a reversão ao PODER CONCEDENTE dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se

(134) 134 aos levantamentos e às avaliações, bem como a determinação do montante da indenização devida à TRANSMISSORA, observados os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico. 4.4 A ESTRUTURA DE CUSTOS ADOTADA Como os custos são constantes no período projetado, demonstram-se apenas os anos iniciais, para facilidade de manuseio. Os custos estão inflacionados, refletindo as premissas adotadas. Os custos de operação e manutenção, principal item da estrutura de custos, são bastante previsíveis. As concessionárias firmaram contratos de prestação de serviços pelos quais pagam um valor fixo, atualizado monetariamente a cada período anual pelo IGP-M. Estes serviços são prestados por empresas autorizadas pela ANEEL. Os custos operacionais, de um modo amplo, são considerados baixos devido à natureza do negócio, e não sujeitos e flutuações relevantes. A composição dos custos pertinentes a cada empresa, no que tange a pessoal próprio, serviço de terceiros, depreciação e itens fixos de custos estão demonstrados a seguir, em milhares de reais:

(135) 135 Quadro 39 Despesas Operacionais da ECTE O item mais relevante nas despesas operacionais é relativo ao contrato de operação e manutenção, caso típico das empresas de transmissão, que neste caso representa 1,3% do investimento inicial da empresa. Estes serviços foram contratados junto à empresa CELESC Santa Catarina S/A. Centrais Elétricas de

(136) 136 Quadro 40 Despesas Operacionais da ETEP O contrato de operação e manutenção da ETEP, item mais relevante das despesas, representa 1,0% do investimento inicial. Estes serviços foram contratados junto a empresa ELETRONORTE Elétricas do Norte do Brasil S/A. Centrais

(137) 137 Quadro 41 Despesas Operacionais da EATE O contrato de operação e manutenção da EATE, item mais relevante das despesas, representa 1,0% do investimento inicial. Estes serviços foram contratados junto a empresa ELETRONORTE Elétricas do Norte do Brasil S/A. Centrais

(138) 138 Quadro 42 Despesas Operacionais ERTE O contrato de operação e manutenção da ERTE, item mais relevante das despesas, representa 1,0% do investimento inicial. Estes serviços foram contratados junto a empresa ELETRONORTE Elétricas do Norte do Brasil S/A. Centrais

(139) 139 Quadro 43 Despesas Operacionais da ENTE O contrato de operação e manutenção da ENTE, item mais relevante das despesas, representa 1,0% do investimento inicial. Estes serviços foram contratados junto a empresa ELETRONORTE Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A. OUTRAS PREMISSAS A tabela a seguir apresenta as demais premissas necessárias para a projeção do DCF, comum a todas as empresas analisadas, tais como prazos médios de recebimento e pagamento, saldo mínimo de caixa, tributos, encargos do regulador, depreciação e outras despesas.

(140) 140 B E F G AN0 1 AN0 2 H I J AN0 4 AN0 5 AN0 6 3 PREMISSAS 4 5 6 PRAZOS DE RECEBIMENTO E PAGAMENTO DAS CONTAS CONTAS A RECEBER (dias) 7 ROTAÇÃO DO ESTOQUE (dias) 8 OUTRAS CONTAS A PAGAR (dias) 9 10 IMPOSTO DE RENDA (dias) CONTRIBIBUIÇÃO SOCIAL (dias) 11 COFINS (dias) 12 13 PIS (dias) PESSOAL (dias) 14 COMISSÃO SOBRE VENDAS (dias) 15 16 ALUGUEL (dias) ENERGIA E ÁGUA (dias) 17 TELEFONE (dias) 18 FORNECEDORES (dias) 19 20 CONSULTORIA CONTÁBIL E FINANCEIRA (dias) VEÍCULOS - COMBUSTÍVEL E MANUTENÇÃO 21 SEGUROS (dias) 22 23 PUBLICIDADE (dias) 24 OUTRAS DESPESAS ADMINISTRATIVAS (dias) 25 26 27 SALDO MÍNIMO DE CAIXA (R$) 28 PARÂMETROS DA DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO COFINS 29 30 PIS ICMS DE COMPRA 31 ICMS DE VENDA 32 CPMF 33 SEGUROS 34 35 TAXA FISCALIZAÇÃO ANEEL / P&D 36 RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO - R.G.R. TAXA DE O&M S/INVESTIMENTO PRODUTIVO 37 38 PROVISÃO PARA DEVEDORES DUVIDOSOS 39 DEPRECIAÇÃO DE LINHAS E SUBESTAÇÕES DEPRECIAÇÃO DE MÓVEIS E UTENSÍLIOS 40 DEPRECIAÇÃO DE VEÍCULOS 41 42 DEPRECIAÇÃO DE EQUIP. INFORMÁTICA AMORTIZAÇÃO DO DIFERIDO 43 MANUTENÇÃO DE VEÍCULOS 44 CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 45 IMPOSTO RENDA <= R$ 240.000 46 IMPOSTO RENDA > R$ 240.000 47 IMPOSTO RENDA (LÍMITE DA ALÍQUOTA DE 15%) 48 COMPENSAÇÃO DOS PREJUÍZOS FISCAIS 49 RESERVA LEGAL 50 51 TAXA DE JUROS DE LONGO PRAZO - TJLP DIVIDENDOS SOBRE O LUCRO 52 TAXA JUROS DE EMP. PARA COBERTURA CAIXA 53 54 55 56 57 58 PARÂMETROS POR ÁREA (M2) 2 ÁREA POR EMPREGADO (M ) 59 2 ENERGIA E ÁGUA (R$ / M - MÊS) 60 2 ALUGUEL (R$ / M - MÊS) 61 62 63 PARÂMETROS POR EMPREGADO 64 TELEFONE (R$ / EMPREGADO - MÊS) 65 CONSULTORIA CONTÁBIL-FINANCEIRA 66 MAT. ADMINISTRATIVO (R$ / EMPREGADO - MÊS)/ONS 30 40 90 40 40 40 40 30 30 30 40 40 30 30 0 30 30 0 10.000 AN0 3 30 40 90 40 40 40 40 30 30 30 40 40 30 30 0 30 30 0 10.000 30 40 90 40 40 40 40 30 30 30 40 40 30 30 0 30 30 0 10.000 30 40 90 40 40 40 40 30 30 30 40 40 30 30 0 30 30 0 10.000 30 40 90 40 40 40 40 30 30 30 40 40 30 30 0 30 30 0 10.000 30 40 90 40 40 40 40 30 30 30 40 40 30 30 0 30 30 0 10.000 3% 0,65% 0,00% 0,00% 0,38% 0,07% 1,50% 2,50% 1,3% 0% 3,33% 10% 20% 20% 20% 1,00 9% 15% 25% 240 30% 5% 9,8% 100% 20% 3% 0,65% 0,00% 0,00% 0,38% 0% 2% 2,5% 1,3% 0% 3% 10% 20% 20% 20% 1,00 9% 15% 25% 240 30% 5% 9,3% 100% 20% 3% 0,65% 0,00% 0,00% 0,38% 0% 2% 2,5% 1,3% 0% 3% 10% 20% 20% 20% 1,00 9% 15% 25% 240 30% 5% 8,8% 100% 20% 3% 0,65% 0,00% 0,00% 0,38% 0% 2% 2,5% 1,3% 0% 3% 10% 20% 20% 20% 1,00 9% 15% 25% 240 30% 5% 8,8% 100% 20% 3% 0,65% 0,00% 0,00% 0,38% 0% 2% 2,5% 1,3% 0% 3% 10% 20% 20% 20% 1,00 9% 15% 25% 240 30% 5% 8,8% 100% 20% 3% 0,65% 0,00% 0,00% 0,38% 0% 2% 2,5% 1,3% 0% 3% 10% 20% 20% 20% 1,00 9% 15% 25% 240 30% 5% 8,8% 100% 20% 10 0,005 0,003 10 0,01 0,00 10 0,01 0,00 10 0,01 0,00 10 0,01 0,00 10 0,01 0,00 0,05 1,00 0,15 0,05 1,00 0,15 0,05 1,00 0,15 0,05 1,00 0,15 0,05 1,00 0,15 0,05 1,00 0,15 Quadro 44 Outras Premissas Adotadas TRIBUTOS Com relação a tributos, merece especial atenção o regime de enquadramento do lucro. A lei vigente estabelece que empresas com faturamento inferior a R$ 48,0 milhões podem se

(141) 141 enquadrar no lucro presumido. Para as transmissoras, a base de enquadramento para o Imposto de Renda é de 8,0%, aplicável sobre a alíquota de 25%, o que equivale a uma alíquota efetiva de 2,0% - incidente sobre o faturamento. Para a Contribuição social, a base de enquadramento é de 12,0%, aplicável sobre a alíquota de 9,0%, o que equivale a uma alíquota efetiva de 1,08%. Considerando que as despesas financeiras decorrentes do financiamento são bastante representativas (os financiamentos são amortizados em 12 anos), é imperativo fazer uma comparação entre os dois regimes, pois pode ocorrer que é mais vantajoso fazer a opção pelo lucro real. Esta situação ocorreu efetivamente no caso da ETEP. Outra situação a ser considerada é que, após o 15º ano, as receitas são reduzidas em 50%, como já explicado anteriormente. Nestes casos, se o faturamento ficar abaixo dos R$ 48,0 milhões, é viável a opção pelo lucro presumido, como de fato ocorre nos casos da ERTE e da ECTE. ENCARGOS SETORIAIS Os encargos setoriais regulatórios compreendem P&D (Pesquisa e Desenvolvimento) 1,0% sobre a receita líquida, RGR (Reserva Global de Reversão) TFA- Taxa de Fiscalização da ANEEL 2,5% sobre a receita e 0,5% sobre a receita. PROJEÇÃO DA INFLAÇÃO Foi adotado um cenário inflacionário partindo-se da inflação real do ano de 2004, medida pelo IPCA, que foi de 5,69%. Assumiu-se que os cenários macroeconômicos ao longo da concessão não se alterarão expressivamente de modo que foi adotado um cenário de estabilização econômica com taxas de inflação de 5% para o período projetado. Os fluxos de caixa resultantes foram descontados a essas mesmas taxas, de modo a refletir o valor presente.

(142) 142 ENCARGOS FINANCEIROS DE FINANCIAMENTOS Os contratos de financiamentos incorrerão em juros de 8,91%, taxa real apurada pela ANEEL para o processo de revisão tarifária, conforme apresentado na NOTA TÉCNICA 068/2006, sendo os saldos devedores corrigidos pelo mesmo parâmetro da inflação projetada. Este custo de capital de terceiros está completamente aderente à realidade, pois foi obtido a partir dos programas de financiamento do BNDES. Considerando que os contratos de financiamento sofrem a influência da variação da TJLP, a ANEEL apurou a média dos últimos dois anos deste indicador, deflacionando a TJLP também pela inflação média deste período. AJUSTES Ao término do período da concessão ocorrerá a distribuição dos direito/obrigações remanescentes entre os sócios. 4.5 A PROBLEMÁTICA DA TAXA DE DESCONTO Como já relatado no transcorrer deste trabalho, o cálculo da taxa de desconto se constitui na fase mais delicada de um processo de avaliação de empresa. Aspectos críticos foram observados, retratando questionamentos de um modo amplo. Para se compreender melhor esta questão, considere o valor do dólar no dia 23.09.2002 ao redor de R$ 3,50. O efeito de uma desvalorização sobre o valor real de uma empresa é uma questão mais complexa do que aparenta ser. Ela tem praticamente dois efeitos: o primeiro mais simples, ocorre sobre os itens-estoque , isto é, sob as contas do balanço que estavam dolarizadas como caixa (incluindo swaps ou opções), dívidas (fornecedores ou bancos), estoque de produtos importados e ativos imobilizados fora do País. O segundo efeito, que é mais difícil de ser quantificado, mas que normalmente tem um efeito maior sobre o valor presente dos fluxos de caixas das empresas tem relação com os itens-fluxos , ou seja,

(143) 143 com as contas do demonstrativo de resultados (adaptado de Carta Dynamo 22 1o trimestre de 1999). Com relação ao Balanço, as contas são relativamente simples. O efeito líquido é diretamente proporcional à diferença entre ativos e passivos dolarizados. Ademais, ocorre um outro efeito: o de circularidade: O dólar aumenta e por conseqüência o risco país aumenta, aumentando novamente o dólar... Para contornar essa questão, é uma alternativa a análise de sensibilidade, adotando várias taxas de desconto possíveis para cálculo do valor da empresa. Esta análise de sensibilidade poderia ser uma faixa de taxas de desconto, variando de 10% a 15%, faixa essa que permite uma dispersão para cima ou para baixo em relação às taxas médias praticadas nos últimos processos de privatização (A Gerasul, hoje Tractebel, oriunda da Cisão da Eletrosul integrada, foi avaliada por meio de uma taxa de desconto de 11,86% em 1998). Abaixo, demonstramos algumas taxas de desconto/custo do capital próprio praticadas: Re = Rf + B * [Rm Rf] + Risco Brasil Re: Custo do capital próprio Rf: taxa livre de risco B: beta alavancado aplicável à empresa Rm: retorno esperado sobre o índice de mercado Rm Rf: prêmio de risco do mercado acionário Risco Brasil: prêmio de risco para o mercado de dívida Brasileira T = Impostos (IRPF e CSLL) 34% USTB 30 anos nominal MG = 8,15% (média 20 anos Bloonberg) Rf = 8,15% nominal Beta desalavancado do Setor = 0,45 Média do Segmento de Distribuição Brasil D/E médio do setor = 0,67 Estrutura de capital média E = 60% e D = 40% Beta médio alavancado = 0,65 Média do Segmento de Distribuição Brasil S&P 500 MG = 12,05% (média 20 anos Bloomberg Rm = 12,05% Rm Rf = 3,90% Prêmio de mercado Retorno C- Bond 30 anos = 13,12% Média 31/01/96 a 30/04/01

(144) 144 Risco Brasil = 4,97% C-Bond Brasil 30 anos USTB 30 (EUA) Re nominal em US$ 15,67% Re = Rf + B * [Rm - Rf ]Risco Brasil Inflação americana = 2,50% Projeção da Inflação média para os próximos 3 anos Re real em US$ 12,84% (1 + Re nominal americano) / (1 + inflação USA.) 1 Taxa de desvalorização cambial 3,12% (1 + inflação Brasil ) / (1 + infl. USA) Re nominal em R$ 19,28% (1+Re nominal em US$) * (1+Taxa Desvaloriz.) Inflação Brasileira = 5,70% Projeção da inflação média Fonte: Segunda Revisão Tarifária da Escelsa CAPM 1 ESCELSA Nota Técnica nº 097//2001/SER/ANEEL Bozz Allen & H. Consórcio Diamante (*) (a) Taxa Livre de Risco 3,44% 5,5% (b) Prêmio de Risco de Mercado 5,52% 6,3% (c) Fator 1,126 0,65% (d) Risco Brasil 7,13% 7.0% CUSTO CAPITAL PRÓPRIO (a+b*c+d) 16,79% CUSTO CAPITAL TERCEIROS 9,21% 10,9% TAXA DE DESCONTO (WACC) 11,16% 12,4% Quadro 46 - Cálculo da Taxa de Desconto da COPEL 16.6% GERAÇÃO Fonte: Relatório de Avaliação e Preço Mínimo Prof. Ildo Sauer/Adm. José Paulo Vieira 2001 (*) Utilizada para fixar o valor econômico mínimo da COPEL Celular Fixa EMBRATEL Beta (volatilidade empresa em relação mercado 1,4 1,0 1,4 Taxa Livre de risco (Rf) 5,9% 5,9% 5,9% 5,5% 5,5% 5,5% Itens Prêmio por risco de mercado (Rm Custo de Capital Próprio (CAPM) Rf) 1 Banco Central p/ 2001 Re real em R$ = 12,84% (1 + Re nominal em R$) / (1 + inflação Brasil) Quadro 45 - Cálculo do Custo do Capital Próprio 1 13,6% 11,4% 13,6%

(145) 145 Taxa de Risco do país (Rc) 4,4% Custo do Capital Próprio (Ke) 18,0% 15,8% 18,0% Custo do Capital de Terceiros (Kd) 11,5% 10,0% 11,5% Participação do Capital Próprio ((E/(D+E)) 70,0% 70,0% 70,0% Participação do Capital de Terceiros ((D/(D+E)) 30,0% 30,0% 30,0% Taxa de Impostos (t) 33,0% 33,0% 33,0% WACC 14,9% 13,1% 14,9% Expectativa de inflação (EUA) 2,5% WACC REAL 12,1% 10,3% 12,1% Quadro 47 - Premissas utilizadas para cálculo do WACC Fonte: Relatório II do GAT COPPE 4,4% 2.5% 4,4% 2,5% Consultora A UFRJ ao MPF sobre a privatização da Telebrás No entanto, para se permitir a comparabilidade dos valores efetivamente pagos pelo adquirente aos proprietários das empresas adquiridas, frente aos valores ora calculados, considerou-se como padrão a taxa de desconto (custo do capital próprio) praticada pela ANEEL obtida pelo WACC constante do processo de revisão tarifária das transmissoras em curso (ano 2006), como adiante se verá, que denominaremos o valor da empresa na ótica do regulador. Ao regulador é relevante conhecer o valor da empresa de concessionárias reguladas, pelo menos por dois motivos: 1) o regulador precisa aprovar o processo de transferência da Concessão; e 2) é um parâmetro comparativo para os casos de revisão tarifária periódica. Nesse contexto, o regulador conhecendo o valor da empresa negociado no mercado pode inferir melhor o custo do capital próprio, e, adicionalmente, o WACC praticado. Dessa terá um termômetro do que os investidores aceitam na transação de compra e venda de uma empresa, servindo como instrumento balizador no caso das revisões tarifárias, mensurando os impactos sobre a modicidade tarifária e custos eficientes. A determinação da remuneração sobre o capital investido requer três definições: i) a taxa de retorno adequada a ser aplicada sobre o capital próprio e de terceiros; ii) a participação do capital próprio e de terceiros no capital total (estrutura de capital); e iv) o próprio valor do capital a ser remunerado, ou base de remuneração.

(146) 146 Assim, a remuneração sobre o capital investido, que deve ser incluída nas tarifas, é o resultado da aplicação da taxa de retorno adequada para a atividade de transmissão no Brasil sobre o investimento a ser remunerado, ou base de remuneração. Para o cálculo da taxa de retorno a ANEEL está adotando a metodologia internacionalmente consagrada do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda. Esse enfoque busca proporcionar aos investidores um retorno igual ao que seria obtido sobre outros investimentos com características de risco comparáveis. Em suma, trata-se de considerar na tarifa uma remuneração que corresponda exclusivamente ao custo de oportunidade do capital do investidor. Assim, o método WACC procura refletir o custo médio das diferentes alternativas de financiamento (capital próprio e de terceiros) disponíveis para o empreendimento. O modelo tradicional do WACC é expresso pela seguinte fórmula: 4.6 CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO DE EMPRESAS REGULADAS Segundo Neves (2002, p. 153), mercado regulado é aquele que o governo controla de algum modo o desenvolvimento dos produtos, a concorrência e/ou preços, direta ou indiretamente, por intermédio de uma entidade reguladora, citando exemplo de serviços de abastecimento de água, eletricidade e comunicações. O custo do capital próprio das empresas reguladas é afetado pelo próprio processo de regulação e pelo tipo de produto ou serviço:

(147) 147 Neste tipo de mercado, os preços de venda são, muitas vezes, fixados ou limitados, influenciando desde logo a própria expectativa de valor da empresa. É freqüente que a entidade reguladora fixe o preço de venda com vista à cobertura dos custos totais de produção, dos impostos, dos encargos financeiros, e obtenha uma rentabilidade considerada normal para os acionistas. Há, por conseqüência deste processo, uma limitação nos ganhos, mas também nas perdas. Nessa ótica, existe a preocupação dos governos em controlar e evitar que empresas reguladas obtenham rentabilidades supranormais, de modo a não prejudicar os consumidores e não beneficiar em demasia os investidores. Ainda de acordo com Brigham e Crum (1978 apud NEVES, 2002, p. 154), argumentam que os reguladores limitam o potencial de ganhos dos investidores, mas também de certo modo limitam os riscos de perdas, o que causa enviesamento das rentabilidades esperadas pelos acionistas. E prossegue: Nessa perspectiva, e de acordo com Carleton (1978), a distribuição das rentabilidades dos acionistas não será normal, e consequentemente, não será válida a aplicação do CAPM . Neves (2002, p. 154) cita as três alternativas mais conhecidas para estimar o custo de capital em empresas reguladas: O modelo dos dividendos parecer ser um método razoável, porque este tipo de empresas apresenta, frequentemente, um nível de dividendos consistente e relativamente estável. O modelo CAPM. O modelo APT, proposto por Bower, Bower e Logue (1984), e Elton, Gruber e Mey (1994). Segundo a ANEEL, foram analisados três modelos para estimação do custo de capital: o Capital Asset Pricing Model Pricing Theory CAPM, o Dividend Growth Model DGM e o Arbitrage APT. Dos três modelos citados, há uma tendência cada vez maior na adoção do CAPM, em combinação com o Weighted Average Cost of Capital WACC (Custo Médio Ponderado de Capital CMPC), pela quase totalidade das agências reguladoras, no Brasil e no exterior. Segundo Grout (1992 apud CAMACHO, 2004, p. 144): O CAPM é utilizado em ambos os lados do Atlântico para estimar o custo de capital de empresas reguladas e não reguladas, sendo, sem dúvida, o modelo dominante. De fato, entende-se que é cada vez maior o consenso na utilização do CAPM em combinação com o eighted Average Cost of Capital (WACC), modelo-padrão que vem sendo utilizado pela quase totalidade das agências reguladoras. Entre os países

(148) 148 analisados, destacam-se Inglaterra, Austrália, Nova Zelândia, Estados Unidos, Espanha, Argentina e Chile. Considerado um instrumento primordial da economia financeira moderna, o CAPM fornece uma previsão do relacionamento que devemos observar entre risco de um ativo e seu retorno esperado. Esse relacionamento serve a duas funções básicas: (a) fornece uma taxa de retorno de referência para a avaliação de possíveis investimentos, e (b) ajuda-nos a prever retornos de ativos que ainda não foram comercializados no mercado (retorno esperado). Segundo a NOTA TÉCNICA Nº 122/2005/SRE/ANEEL, de 19/04/2005, a ANEEL afirma: Hoje, é cada vez maior o consenso para adotar-se métodos padronizados (aqueles cuja definição está dada por fórmulas matemáticas cujas variáveis são claramente explicitadas) mais adequados, fazendo com que a determinação da taxa de maneira fixa ou arbitrária seja cada vez menos utilizada. Os métodos padronizados promovem transparência e oferecem maior certeza sobre quais são os elementos determinantes da taxa de retorno e como a influenciam. Dessa maneira, a observação de regras claras e transparentes objetiva elevar a concorrência pelos fluxos de aplicações, assim como a segurança da indústria. Entre os métodos padronizados, o que maior consenso adquiriu é o Weighted Average Cost of Capital em combinação com o Capital Asset Princing Model (CAPM/WACC). Ainda, segundo o mesmo documento, a ANEEL afirma que no documento OFFER [1999] constata-se que a maioria das distribuidoras apoiava a utilização do modelo CAPM para estimar o custo de capital próprio, mas algumas sugeriram o modelo de dividendos crescentes DGM (Dividend Growth Mode). Não existiu sugestão para utilização de outro modelo, como a teoria de determinação de preço por arbitragem APT (Arbitrage Princing Theory). E que O modelo de DGM foi utilizado pela OFFER para verificar a validade dos valores estimados pelo CAPM. A conclusão é que as estimativas usando o DGM corroboram os resultados do CAPM . Assim, após análises de metodologias de custo de capital considerando a experiência internacional, a ANEEL infere: Existem modelos alternativos, como o APT e o DGM. O modelo APT, embora teoricamente interessante por permitir que o retorno do ativo esteja correlacionado com outros fatores além do prêmio de risco do mercado, requer muito mais informação e está mais sujeito à ocorrência do fenômeno de ausência de freqüência de observações dos dados que o CAPM. Além disso, testes empíricos em outros países têm revelado que o APT não tem melhor poder preditivo que o CAPM. O modelo DGM é um modelo ad hoc, sem uma teoria que o embase e, por isto, tem sido cada vez menos utilizado, ou utilizado apenas como suporte adicional aos resultados do CAPM.

(149) 149 De acordo com Camacho (2004, p. 144), a lógica por trás do APT é similar à que se encontra no CAPM, o qual adota o beta como medida de risco, enquanto o APT estende a análise e permite a introdução de outras variáveis explicativas. O principal problema do APT vem justamente da eleição das variáveis explicativas a serem incluídas na regressão, sendo importante ressaltar que elas não surgem de nenhum modelo teórico. Segundo Coutinho (2002), o APT, embora teoricamente interessante por permitir que o retorno do ativo esteja correlacionado com inúmeros fatores além do prêmio de risco do mercado, demanda muito mais informação e está mais sujeito à ocorrência do fenômeno de ausência de freqüência de observações dos dados. Além disso, não existe consenso se ele apresenta ou não melhor poder preditivo que o CAPM 5. Assim, a ANEEL conclui pela utilização do CAPM como alternativa de medição do custo de capital próprio. O modelo utilizado para o cálculo do capital próprio foi o CAPM, embora tenha sido reconhecida a existência de modelos alternativos como o DGM e o APT. Foi reconhecido também que a escolha do CAPM não se deu porque ele gera boas previsões sobre o custo do capital próprio, mas porque ele é a melhor das alternativas. 4.7 CONCEITOS E PARÂMETROS UTILIZADOS PELA ANEEL NA REVISÃO TARIFÁRIA EM CURSO (2006) Para o custo de capital próprio adota-se o método CAPM (Capital Asset Pricing Model), que busca identificar a percepção do mercado sobre os verdadeiros riscos do setor, partindo-se das seguintes premissas: i) os ativos de transmissão de energia elétrica representam alternativas de investimentos que competem com outros ativos pelos recursos dos investidores potenciais; 5 Diversos autores estudaram a questão da aplicação do APT e do CAPM para serviços públicos regulados [ver Roll e Ross (1983), Bower, Bower e Logue (1984), Pettway e Jordan (1987) e Wright, Mason e Miles (2003)]. Fonte: FUBRA Fundação Universidade de Brasília - Relatório Final - Determinação da Taxa de Retorno Adequada para Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil

(150) 150 ii) os diversos ativos disponíveis proporcionam um retorno diretamente proporcional ao risco que representam; e iii) 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 em outros ativos, como os riscos associados às condições macroeconômicas de países em desenvolvimento, por exemplo. O custo de capital próprio assim calculado proporciona um retorno adequado sobre o capital investido, considerando apenas os riscos inerentes à atividade regulada, de forma a manter a atratividade de capital e, conseqüentemente, a sustentabilidade da prestação do serviço no longo prazo. O modelo de custo do capital próprio pelo método Capital Asset Pricing Model (CAPM), no mercado doméstico (Brasil), em reais, encontra-se expresso na fórmula a seguir. Para a taxa livre de risco utilizou-se o rendimento do bônus do governo dos EUA com vencimento de dez anos e duration de aproximadamente oito anos (UST10). Para esse título, utilizou-se uma série de dados anuais da cotação no período de 1928-2005, obtendo-se, através de média aritmética, uma taxa de juros média anual de 5,24% a.a.. O prêmio de risco de mercado foi calculado subtraindo-se a taxa livre de risco do retorno médio da série histórica dos retornos diários do 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 2005, foi determinada a série mensal do retorno do mercado (excedente) como resultado da diferença entre a taxa de retorno do

(151) 151 mercado acionário (S&P500) e a taxa do bônus do tesouro americano (USTB10), obtendo-se uma taxa anual média (aritmética) de retorno do mercado acionário de 6,47% a.a.. 98. Para se proceder ao cálculo dos betas, foram escolhidas empresas americanas do setor elétrico que apresentassem a transmissão de energia elétrica entre suas atividades principais ou, na impossibilidade de identificação explícita dessa atividade, as empresas verticalizadas ou integradas do setor elétrico. Foram então selecionadas 26 empresas para as quais se obteve o beta médio (aritmético) das ações, calculado para o período de 60 meses, obtendo-se o valor de 0,592. A partir da estrutura média de capital dos últimos três anos e utilizando-se a alíquota de imposto de 40%, obteve-se o beta desalavancado médio igual a 0,306. Esse é o beta total que, após ser realavancado pela estrutura de capital proposta e multiplicado pelo prêmio de risco de mercado, fornece o risco total do setor regulado de interesse, ou seja, a soma dos riscos do negócio e financeiro: O prêmio total de risco do negócio, financeiro e regulatório pode ser expresso pelo cálculo de um beta que reflita todos esses riscos, que será dado por: Assim, pode-se então calcular o beta final alavancado para o segmento de transmissão a fim de determinar o prêmio de risco do negócio, financeiro, obtendo-se o beta igual a 0,553, referente às instalações existentes (RBSE) e autorizadas (RBNI), considerando-se a estrutura de capital (D/V) de 55%, e utilizando a fórmula abaixo:

(152) 152 O prêmio de risco-país é definido como a diferença entre o prêmio de risco soberano do Brasil e o prêmio de risco de crédito do Brasil. O prêmio de risco soberano é o spread que um título de renda fixa do governo brasileiro denominado em dólares paga sobre a taxa livre de risco dos EUA relevante. O prêmio de risco de crédito Brasil é computado como o spread sobre a taxa livre de risco que estão pagando os bônus emitidos por empresas dos EUA, com mesma classificação de risco que o Brasil. Representando por rs o prêmio de risco soberano e por rc B o prêmio de risco de crédito Brasil, o prêmio de risco-Brasil (rB), é dado por: 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), de janeiro de 1996 a dezembro de 2005, resultando no valor médio de 7,62%. No cálculo do prêmio de riscoBrasil, foram selecionadas empresas com classificação de risco B1 que tinham série de títulos de longo prazo com liquidez desde 1996. Calculando a média dos spreads dessas empresas ao longo da série, determina-se uma taxa média entre 4,0% e 4,5%. Adota-se então o valor de 4,00% como prêmio de risco de crédito Brasil. Dessa forma, o prêmio de risco-Brasil é igual a 3,62%. Para o cálculo do prêmio de risco cambial foi calculado a partir dos dados mensais do mercado futuro de câmbio da Bolsa de Mercadorias e Futuros (BMF) de julho de 1999 a junho de 2002 foi de 2,00%. Para fins desta revisão tarifária será adotado esse mesmo valor. Do exposto, o custo de capital próprio é o resultado da equação:

(153) 153 Deflacionando-se o custo de capital pela taxa de inflação média anual dos EUA de 2,55% (referente ao período de 1996-2005), obtém-se custo de capital próprio real de 11,59%. CUSTO DO CAPITAL DE TERCEIROS O custo do capital de terceiros é o retorno específico que os credores da dívida da empresa demandam ao realizar novos empréstimos a esta, podendo ser observado nos mercados financeiros, seja de forma direta ou indireta e deve refletir da forma mais realista possível o mercado local de financiamento. Segundo a ANEEL, a metodologia adotada será um benchmarking das condições de financiamento para o segmento de transmissão no Brasil. Assim, coerentemente com as premissas adotadas na definição da base de remuneração e dos custos operacionais, cujo objetivo é simular as condições de uma empresa eficiente entrante no mercado, e considerando a presença marcante de um órgão financiador do setor elétrico com recursos públicos, será utilizada, como base de cálculo do custo de capital de terceiros, os parâmetros aplicados para definição da taxa de juros para os programas de financiamento de linhas de transmissão adaptada aos propósitos regulatórios. Assim, no cálculo da taxa de juros para definição do custo de capital de terceiros será simulada uma taxa em termos reais, adotando-se a formulação descrita a seguir:

(154) 154 Taxa de juros (rD) = Custo Financeiro + Spread O custo financeiro será dado pela seguinte composição: - 80% do valor da operação atrelado à Taxa de Juros de Longo Prazo TJLP, calculada a partir da média dos últimos 24 meses; - 20% do valor da operação atrelada à Taxa Referencial de Mercado (igual à taxa indicativa das Notas do Tesouro Nacional do Tipo B NTN-B indexadas ao IPCA, com vencimento para cinco anos, em 201116). A fórmula paramétrica pode ser escrita da seguinte forma: onde: Os valores médios resultantes atualizados (período de janeiro de 2004 a dezembro de 2005) são os seguintes: Média da TJLP (nominal, últimos 24 meses) = 10,36 % a.a. (http://www.tesouro.fazenda.gov.br/tesouro_direto/download/rentabilidade.pdf) http://www.andima.com.br/merc_sec/resultados/msec_06abr2006_ntn-b.html# Média do IPCA (acumulado, últimos 24 meses) = 6,74 % a.a. Média da TJLP deflacionada (real) = 3,39 % a.a. Para os demais parâmetros, considerou-se a taxa média indicativa da NTN -B (posição em 06/04/2006), com vencimento em 2011, resultando no valor de 9,50%. Para os spreads s1 e s2, consideraram-se os valores de 4,5% e 3,5% respectivamente. Portanto, o custo de capital de terceiros ou dívida (rD) resultante, em valores reais, é igual a:

(155) 155 Para efeito de cálculo do WACC, torna-se necessário obter inicialmente todas as taxas em termos nominais. Para o cálculo dessa taxa referente ao capital de terceiros, utiliza-se a seguinte expressão: Adotando-se a taxa de inflação média anual dos EUA (p) no período de 1996-2005 de 2,55%, e a alíquota de imposto de 34%, resulta um custo de capital de terceiros nominal. 4.8 ESTRUTURA DE CAPITAL A determinação da estrutura de capital é essencial para a aplicação do WACC, devido a três parâmetros do modelo: a) o beta (engloba risco financeiro), que é utilizado na determinação do custo de capital próprio; b) o custo de capital de terceiros; e c) os pesos relativos entre o custo de capital próprio e de terceiros, que são utilizados no modelo. Quanto maior a utilização de capital de terceiros, maior o risco financeiro e, conseqüentemente, maior o capital próprio. Dessa forma, o custo de capital próprio é função crescente do nível de endividamento.

(156) 156 Em geral, o prêmio de risco demandado por dívida é invariavelmente menor que o demandado por capital próprio. Entretanto, para níveis elevados de dívida, os custos aumentam significativamente, refletindo o aumento da probabilidade de insolvência e custos associados. Dessa forma, o custo de capital de terceiros tende a ser crescente com o nível de endividamento relativo. Com relação à ponderação entre os custos de capital próprio e de terceiros, o aumento na utilização de dívida acarreta a diminuição do WACC, devido ao benefício gerado pelos impostos. Somados os três efeitos citados acima, tem-se que o maior endividamento leva a uma queda inicial do WACC. Porém, como os custos de capital próprio e de terceiros são funções crescentes em relação ao nível de dívida, a partir de certo grau de endividamento o custo médio ponderado de capital começa a aumentar. Nesse nível, detecta-se a estrutura de capital a partir das estruturas reais de capital de empresas brasileiras do setor regulado em análise. Entende-se que utilizar somente o passado recente não reflete de maneira adequada uma estrutura ótima de capital. Desse modo, é recomendada a utilização de uma estrutura ótima de capital que busque minimizar o risco total inerente à gestão da empresa. Figura 6 No Brasil, onde os juros sobre capital próprio também recebem um tratamento tributário privilegiado, a curva de custo médio ponderado de capital deve ser decrescente em uma faixa mais restrita do que no caso em que apenas os juros de dívida recebem benefícios

(157) 157 fiscais. Isso significa que o K* de empresas brasileiras é possivelmente mais baixo do que o de empresas de outros países. A ANEEL, após ampla análise da estrutura de capital existente das empresas transmissoras, e considerações sobre a Teoria da Estrutura Ótima de Capital, discutindo três enfoques principais para determinar a estrutura de capital, assim conclui para efeito da revisão tarifárias das transmissoras: Sobre este componente, a ANEEL propõe a adoção de um intervalo (banda) regulatório para a estrutura de capital. Assim, recomenda-se para os empreendimentos em operação a adoção de um intervalo de estrutura de capital entre 55%-65%, adotando-se: - o limite inferior 55% - o limite superior 65% para as empresas existentes; para as empresas licitadas. Os resultados da aplicação da metodologia são apresentados na tabela abaixo, sendo que toda a descrição metodológica e os dados utilizados para a definição do custo de capital estão contidos na Nota Técnica nº 062/2006-RT/ANEEL, de 12 de abril de 2006.

(158) 158 Quadro 48 - Custo Médio Ponderado do Capital WACC O quadro acima levou em consideração o beta para os diferentes tipos de instalações de transmissão, obtendo-se os seguintes resultados: a) Instalações Existentes (RBSE) e Autorizadas (RBNI) ßRAlavanado = 0,553 (calculado a partir da fórmula 7 com: ßRRDesalavanado = 0,306; Estrutura de capital (D/V) = 55%); O beta final resultante é igual a 0,553, o que resulta um prêmio total do risco do negócio, financeiro e regulatório ( ( ) m f b × r - r ) de 3,58% (em termos nominais). b) Instalações Licitadas ßRAlavanado = 0,681 (calculado a partir da fórmula 7 com: ßRRDesalavanado = 0,306; Estrutura de capital (D/V) = 65%);

(159) 159 O beta final resultante é igual a 0,681, o que resulta um prêmio total do risco do negócio, financeiro e regulatório ( ( ) m f b × r - r ) de 4,41% (em termos nominais). A taxa de desconto que será utilizado neste trabalho será a das Instalações Licitadas, pois as transmissoras adquiridas foram provenientes de licitação, na modalidade Leilão. Desta forma, os valores projetados das empresas ora analisadas serão descontados pela taxa de 12,4%, equivalente ao custo do capital próprio adotado pela ANEEL.

(160) 160 5 CALCULANDO O VALOR DA EMPRESA: APURAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS Para Assaf Neto & Silva (1997: 38): O fluxo de caixa, de maneira ampla.é um processo pelo qual a empresa gera e aplica seus recursos de caixa determinados pelas várias atividades desenvolvidas, onde as atividades da empresa dividem-se em: a) das atividades operacionais; b) das atividades de investimento; e c) das atividades de financiamentos. Segundo Gesmar José Vieira (2003 apud BEUREN; MOURA (2000), nos Estados Unidos, já em novembro de 1987, o Financial Accounting Standards Board - FASB, entidade que regulamenta as políticas de procedimentos contábeis naquele país, emitiu pronunciamento, o FAS-95, que divide o demonstrativo do fluxo de caixa em três grupos, corroborado por Silva, Santos e Ogawa (1993): atividades operacionais, atividades de investimento e atividades de financiamento, A finalidade da Demonstração do Fluxo de Caixa, de acordo com os §§ 4º e 5º do FASB 95, é de fornecer informações sobre os recebimentos e pagamentos da empresa durante o período que, se utilizadas em conjunto com as informações das outras demonstrações contábeis, possibilitará aos analistas de crédito, investidores, credores e outros interessados conhecer alguns aspectos importantes da forma de condução do negócio. As atividades devem ser classificadas em três categorias: operacionais, de investimento e de financiamento. Atividades operacionais: todas as transações que não são classificáveis como de investimento ou financiamento. São aquelas normalmente decorrentes da operação da empresa como recebimentos pela venda de produtos e serviços; pagamentos de fornecedores, despesas operacionais, empregados e impostos, além de dividendos recebidos e resultados financeiros decorrentes de algumas atividades de investimento e financiamento. Atividades de investimentos: são aquelas em que se faz aquisição de ativos produtivos de longo prazo ou títulos que não são considerados equivalentes a caixa. Estas atividades incluem também empréstimos feitos a terceiros e

(161) 161 cobrança do principal emprestado. Os rendimentos financeiros obtidos desses investimentos são classificados em operacionais. Atividades de financiamento: são os recursos próprios e de terceiros, inclusive pagamentos de dividendos e resgates de empréstimos. Os encargos financeiros são classificados como operacionais. 5.1 FORMA DE APRESENTAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA De acordo com o FASB 95, a Demonstração do Fluxo de Caixa pode ser apresentada pelo método direto ou indireto. Segundo Delaney et al.(1991, p. 86) o método indireto é o mais utilizado na prática, devido à facilidade de elaboração, apesar de existir recomendação da FASB para se utilizar o direto. O método direto demonstra os itens diretamente afetados pelo fluxo de caixa. Por esse método, os recebimentos e os pagamentos são apresentados separadamente, diferente da conversão do lucro líquido em fluxo de caixa. Se for utilizado esse método, é preciso que se faça a conciliação entre o lucro líquido e o valor líquido de caixa gerado pelas operações. Pelo método indireto, inicia-se a apuração pelo lucro líquido, adicionando ou deduzindo as receitas e despesas que não afetaram o caixa, para se chegar ao "caixa líquido produzido pelas atividades operacionais . Dá ênfase às variações nos ativos e passivos correntes. No presente caso - avaliação de empresa, deve ser utilizado o cálculo do Fluxo de Caixa Livre (FCL) que é o fluxo de caixa efetivamente disponível para distribuição aos investidores, após a empresa ter feito todos os investimentos em ativos fixo e capital de giro necessários para manter em andamento as operações (BRIGHAM et a.l, 2001, p. 62-85). O FCL é obtido a partir do método indireto. Conforme Gesmar José Vieira (2003, p. 96), a diferença entre o fluxo de caixa de uma empresa sem dívidas e o fluxo de caixa de uma empresa com dívidas é exatamente o pagamento de juros, avaliado após o imposto de renda, bem como a eventual restituição (amortização) do principal (Quadros 6 e 7). É interessante notar que o fluxo de caixa livre seria o fluxo de caixa observado, levando em conta exclusivamente os fluxos operacionais e de investimento, não incluindo os aspectos referentes ao fluxo de financiamento.

(162) 162 Quadro 49 EBITDA OU LAJIDA Quadro 50 Fluxo de Caixa Livre Conforme Damodaran (1997, p. 12-12): Existem dois caminhos para a avaliação por fluxo descontado: o primeiro é avaliar apenas a participação acionária do negócio, enquanto o segundo é avaliar a empresa como um todo, que inclui, além da participação acionária, a participação dos demais detentores de direitos na empresa (detentores de bônus, acionistas preferenciais, etc.). Embora ambas as abordagens descontem fluxos de caixa esperados, os fluxos de caixa e taxas de descontos relevantes são diferentes em cada caminho . E: Embora as duas abordagens utilizem definições diferentes de fluxo de caixa e taxas de desconto, produzirão estimativas consistentes de valor, desde que o mesmo conjunto de pressuposições seja utilizado em ambas.

(163) 163 5.2 FLUXO DE CAIXA DESCONTADO DO ACIONISTA O fluxo de caixa descontado do acionista é calculado pela subtração dos juros e pagamentos feitos em cada período aos credores, líquidos de tributação, do fluxo de caixa livre, adicionado de novas provisões realizadas. Em outras palavras, é o fluxo de caixa remanescente na empresa após a cobertura dos investimentos em ativos fixos e necessidades de capital de giro, após o pagamento de juros sobre financiamentos. Esse modelo de fluxo de caixa presume a existência de uma estrutura financeira mínima para cada período, em que o principal e os juros sobre financiamentos existentes são pagos nas datas de vencimento e os recursos de novos empréstimos ou financiamentos são recebidos. Nesse caso, são considerados fluxos previstos para a manutenção da capacidade financeira da empresa em termos de capital de giro. Isto pode ser verificado nas palavras de Martins e Martins (2003, p. 2)) Surgiu, na seqüência, a utilização de outros métodos que isolam esse efeito e partem do princípio de que tais recursos ociosos são sempre retirados da empresa pelos sócios, não só na forma de dividendos como também, se necessário, quando esses recursos superam o valor dos lucros máximos distribuíveis, na forma de reduções temporárias do capital social; por outro lado, quando os investimentos exigem mais do que os recursos gerados pela empresa, os sócios providenciam os recursos necessários. Portanto, o fluxo de caixa livre do acionista, é o fluxo residual dos proprietários da empresa, isto é, após o pagamento de todas as despesas, inclusive os custos de financiamento (juros e principal). Este fluxo pode ser expresso por: (=) Lucro Líquido (+) Depreciação e amortização (=) Fluxo de caixa proveniente das Operações (- ) Investimentos (- ) Variação da necessidade de capital de giro (- ) Pagamentos de Principal (+) Novas entradas de caixa (=) Fluxo de caixa livre do Acionista

(164) 164 Para a construção do fluxo de caixa livre do acionista, necessitamos, inicialmente, projetar os Lucros Líquidos futuros do período da concessão da empresa. Para isto, teremos que projetar os demonstrativos de resultados. Este fluxo é assim representado: Receitas Brutas (-) impostos, abatimentos e devoluções Receitas Líquidas (-) CMV Lucro Bruto (-) Despesas operacionais = Lucro Operacional (-/+)Resultado financeiro = LAIR (-) Imposto de Renda/Contribuição Social (=) Lucro Líquido Após as projeções do lucro líquido, para elaborar o fluxo de caixa livre do acionista será necessário: somar a depreciação dos ativos da empresa, pois não representou uma saída de caixa; subtrair os investimentos, a variação da necessidade de capital de giro e o pagamento do principal dos empréstimos; e somar, finalmente, a entrada de novos recursos. Obtidas estas informações, será possível estimar o fluxo de caixa livre do acionista. Para determinar o valor econômico devem-se descontar, pelo custo do capital próprio (Ke), estes fluxos futuros, segundo corrobora Martins e Martins (2003, P. 4): ...Só que, já que se tem, nesse conceito, o fluxo de caixa livre que sobra para o acionista (já estão descontados os efeitos dos capitais de terceiros no fluxo de caixa projetado), a taxa de desconto utilizada é unicamente a que representa o custo do capital próprio (Ke).

(165) 165 Damodaran (1997, p.60), Copeland, Koller e Murrin (2002, p.228) e Ross, Westerfield e Jafe (1997, p .252), recomendam para a determinação do custo do capital próprio o Capital Asset Pricing Model (CAPM). O CAPM foi utilizado pela ANEEL no processo de revisão tarifária de 2006, e será utilizado nesta abordagem do cálculo do valor da empresa. 5.3 O FLUXO DE CAIXA DESCONTADO DA EMPRESA O fluxo de caixa descontado da empresa é o somatório dos fluxos de caixa de todos os detentores de direitos da companhia, incluindo os acionistas e os detentores de dívidas. Este fluxo, por sua vez, pode ser expresso da seguinte forma: (=) Lucro Operacional (1- alíquota de imposto) (+) Depreciação e amortização (- ) Investimentos (- ) Variação da necessidade de capital de giro (=) Fluxo de caixa da empresa O fluxo de caixa da empresa é calculado a partir do lucro operacional, descontado do imposto marginal da empresa. Passo seguinte, temos que adicionar a depreciação e deduzirmos os investimentos e a variação da necessidade de capital de giro. Este fluxo, deverá ser descontado pelo Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Avarage Cost of Capital WACC). O WACC é estimado a partir da média ponderada entre o custo do capital próprio, medido neste caso pelo CAPM, como já descrito antes, e o custo do capital de terceiros. A apuração do custo do capital de terceiros é feita pela ponderação do custo das diversas dívidas onerosas, descontado o benefício fiscal. O Custo Médio Ponderado do Capital (Weighted Avarage Cost of Capital WACC ), é determinado a partir da equação : WACC = Ke ( E/ [ E+D]) + Kd (D/[D+E]) Ke = custo do capital próprio Kd = custo das dívidas após impostos E = valor de mercado do capital próprio D = valor de mercado das dívidas

(166) 166 É relevante ressaltar que o desconto do Fluxo de Caixa da Empresa pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) conduz ao valor total da empresa, isto é, o valor para todos os detentores de capital, proprietários e credores de dívidas onerosas. Num primeiro resultado, o valor presente dos fluxos de caixa da empresa é maior que o valor presente do fluxo de caixa livre do acionista. Isto ocorre porque, como comentado anteriormente, este fluxo representa o valor para os dois principais detentores de capital de uma empresa - os acionistas e os credores. Dessa forma para a determinação do valor para o acionista devemos descontar a dívida à valor de mercado. Valor Presente do FCF da Empresa (-) Valor Presente da Dívida = Valor presente do FC do acionista Assim sendo, na determinação do valor para o acionista deveremos descontar do Fluxo de Caixa da Empresa o valor da dívida onerosa e todos os ativos não relacionados à operação, conforme assevera Martins e Martins (2003, P. 3): Ou seja, parte-se do princípio de que interessa avaliar, em última instância, a capacidade geradora de recursos livres dos ativos (A = ASSET) da empresa e esse é o valor da firma.; desse montante se deduz o valor de mercado do passivo financeiro (D = DEBT) existente na data-base da avaliação e, finalmente, a ele se agrega o valor do ativo financeiro nessa mesma data-base para então se chegar ao valor do patrimônio líquido (E = EQUITY) . De acordo com Silva (2001, P. 148): ... para fins de avaliação, o uso do fluxo de caixa livre (FCF) é uma opção relevante. Ele é gerado pela empresa após a dedução dos impostos, investimentos permanentes e variações esperadas no capital circulante líquido. Em outras palavras, seria o montante disponível para todos os fornecedores de recursos. Por isso, os pagamentos dos encargos das dívidas são desconsiderados. Segundo Martins e Martins (2003, p. 3): Para cálculo do valor presente desse fluxo de caixa livre para a firma (FCFF) projetado, tem sido proposto (e fortemente visto na prática) o uso, como taxa de desconto do fluxo financeiro produzido, do custo médio ponderado do capital total da empresa, (w = WACC = Weighted Average Cost Of Capital)". Assim, toma-se como taxa de desconto o custo médio ponderado pelos diversos tipos de capitais de terceiros (Kd = Cost Of The Debt) e também do capital próprio dos acionistas (Ke

(167) 167 =Cost Of The Equity). A esse valor se somam algebricamente os ativos financeiros e os passivos financeiros, a valor de mercado, na data da avaliação. Ainda, segundo Martins: Aparentemente, esse método de avaliação do valor do patrimônio líquido da firma, VEF ( valor do equity no conceito da firma), de fato tem sido eleito, pelos autores, como o preferível e parece também o que mais tem sido utilizado na prática nas avaliações de empresas, inclusive no Brasil. Esta assertiva pode ser verdadeira, se as empresas procurarem novas alavancagens, provocando alterações na estrutura de capital, perseguindo uma estrutura de capital alvo. 5.4 O VALOR DAS EMPRESAS APURADOS PELA METODOLOGIA DO FLUXO DE CAIXA DESCONTADO: No caso das empresas analisadas, a melhor opção é o fluxo de caixa para o acionista, uma vez que o financiamento para o investimento total já foi efetuado, não havendo novos endividamentos, mesmo porque não são previstos novos investimentos. Sobre este assunto, Povoa (2004, p. 217), conclui: 1. A empresa em questão não tem perspectivas de mudança na estrutura de capital; normalmente, são entidades maduras, líderes de mercado a opção mais indicada é a utilização do método do fluxo de caixa para o acionista, já que não teremos dificuldades em projeções de juros a serem pagos. 2. A empresa em questão tem perspectivas relevantes de mudança na estrutura de capital no futuro; neste grupo, encaixa-se a grande maioria das empresas, sobretudo as iniciantes e pertencentes a indústrias em permanente evolução. Neste caso, a opção mais correta é o uso da metodologia do fluxo de caixa para a firma, que reconhece as mudanças na estrutura de capital na taxa de desconto de forma muito mais direta e mensurável. Póvoa ainda explica que não há como qualificar como superiores ou inferiores os métodos do fluxo descontado para a firma ou para o acionista, até porque ambos devem chegar ao mesmo resultado em termos de valor justo para a companhia (valor de mercado). E continua: A diferenciação básica entre as duas utilizações reside no estágio de estrutura de capital da empresa analisada. A intuição natural aponta para o método do fluxo de caixa livre para o acionista como mais apropriado, pois já inclui tudo . Apesar de o

(168) 168 raciocínio não ser inteiramente incorreto, cabe o seguinte questionamento de ordem prática: imagine se uma empresa que tem endividamento diminuto resolva iniciar um processo de alavancagem? Imagine como calcular os juros no futuro, para chegar ao fluxo de caixa para o acionista apropriado? O trabalho operacional seria muito extenso e sujeito a erros. Em resumo, qualquer mudança no grau de alavancagem ao longo do tempo deve ser captada no WACC (via balanço entre capital próprio e de terceiros, além de recálculo dos respectivos custos), com influência direta na precificação da firma e, por conseguinte, no valor de mercado da empresa/ação. Como as empresas transmissoras analisadas já apresentaram uma estrutura de capital original definida (os financiamentos são pelo BNDES), e cumpriram a orientação daquele órgão quanto às premissas (financiamento de 80% dos itens financiáveis, limitado a 70%) estando portanto os investimentos já com os recursos definidos, e em não havendo previsão de novos endividamentos, a escolha mais apropriada é a metodologia do fluxo de caixa livre para o acionista. Como resultado das premissas já discutidas, estimou-se os valores para as empresas, a partir de um modelo financeiro apropriado para essa finalidade. Este modelo foi obtido a partir de um treinamento na área de energia elétrica, sem limitação de uso. O foco principal do modelo financeiro não era o setor de transmissão, e, portanto, foram feitas as necessárias adaptações para este objetivo. Considerando-se que a modelagem financeira foi a mesma aplicada para todas as empresas, a versão completa desta modelagem será apresentada apenas para uma empresa a ECTE. O fluxograma abaixo dá uma idéia genérica do funcionamento do modelo. Inicialmente, são imputadas as premissas do modelo, ou, como costumeiramente são denominados os dados de entrada . Os valores foram informados em todos os quadros em milhares de reais. O investimento é informado segundo o tipo de instalação, para capturar os efeitos da depreciação. Paralelamente, é definido o capital de giro inicial, proveniente das informações contábeis originais; há um link neste aspecto para definir futuras necessidades de capital de giro. A estrutura de capital é tratada na modelagem, quando se utiliza o WACC para a estimativa do valor da empresa. A partir desta estrutura são mensurados os financiamentos, com as correspondentes despesas financeiras. A partir da projeção das receitas, e os custos a

(169) 169 ela associados, efetua-se a estimativa das despesas operacionais tudo bom base nas premissas antes delineadas. Neste estágio temos as informações necessárias para a apuração da Demonstração do Resultado DRE. Concomitante, são estruturados os cálculos fiscais, onde é definido o regime de tributação se lucro real ou presumido. Os cálculos do imposto de renda e da Contribuição Social, bem como os juros sobre o capital próprio são elaborados a partir deste módulo. A interação do modelo financeiro é efetuada através do módulo mutações patrimoniais , onde todas as informações contábeis são especificadas de modo a serem retratadas nos correspondentes demonstrativos: DRE, balanço, fluxo de caixa, etc. Concomitantemente às mutações patrimoniais, o modelo financeiro executa uma primeira consistência, em relação às informações geradas pelo balanço patrimonial e o fluxo de caixa direto (a partir do fluxo de caixa operacional, financeiro e de investimentos). Definida a necessidade de capital de giro, o modelo executa uma segunda consistência, frente os resultados encontrados no fluxo de caixa direto, e agora, o indireto (a partir do lucro real, com algumas inclusões e exclusões, como depreciação, necessidade de capital de giro, etc. explicitadas na modelagem). Com base no WACC, o modelo financeiro permite então que se efetue a avaliação econômica da empresa, calculando-se também os indicadores de desempenho. No presente estudo, a avaliação do valor das cinco empresas foi efetuada com base no custo do capital próprio, como já afirmado. Por fim, o modelo financeiro permite a utilização de simulações, com vista a teste de sensibilidades e modificação de cenários.

(170) 170 FIGURA 7 Fluxo do Modelo Financeiro Adotado

(171) 171 O quadro abaixo é relativo às premissas da avaliação. Nele são informados os prazos médios de pagamentos e recebimentos, saldo mínimo de caixa, alíquotas de tributos, taxas de depreciação, parâmetros de rateio de despesas operacionais, nível de pagamento de dividendos e inflação projetada. Este quadro se constitui na âncora da projeção do valor da empresa, pois a partir dele se dará efeito a projeção dos valores para apuração do fluxo de caixa descontado. Quadro 51 Premissas - ECTE

(172) 172 Quadro 51 Premissas ECTE - (Continuação)

(173) 173 Quadro 51 Premissas ECTE (Continuação) O quadro relativo a INVESTIMENTOS captura as informações analíticas desse bloco. A abertura dos investimentos deve corresponder ao mínimo necessário para bem refletir as despesas com depreciação, que deles se originam. No presente caso, foram informados apenas os investimentos futuros já conhecidos (próximos 3 anos), mas de pequena expressividade.

(174) 174 Quadro 52 Investimentos - ECTE Um dos itens mais importantes da avaliação é o do denominado serviço da dívida. Neste quadro da modelagem financeira deve ser detalhado os financiamentos contratados, custo de contratação (juros e despesas incorridas) e prazo e sistema de amortização. As informações relativas a financiamentos da presente modelagem financeira foram obtidas a partir dos demonstrativos financeiros conforme antes demonstrado. O custo do capital de terceiros, para efeitos das despesas financeiras, foi a mesma utilizada pelo órgão regulador 8,9%, aderente à projeção efetuada. No caso de avaliação da empresa como um todo, que inclui, além da participação acionária, a participação dos demais detentores de direitos na empresa (detentores de bônus, acionistas preferenciais, bancos, etc.), assume extrema importância a acuidade do valor de mercado da dívida, pois esta será abatida para chegar-se ao valor da empresa. Por outro lado, na ótica da mensuração do valor da empresa pelo critério do acionista, a utilização dos benefícios fiscais decorrentes das despesas com juros é, igualmente, fator importante na determinação do valuation. Os fluxos de caixa da empresa serão, geralmente, maiores do que os fluxos de caixa do acionista em qualquer empresa alavancada, e iguais em empresa não alavancadas. Como os fluxos de caixa da empresa (como um todo) são estabelecidos antes do pagamento de dívidas, estes fluxos não são afetados pela proporção do endividamento contratado pela empresa. Contudo, isto não implica que o valuation obtido por meio do desconto de fluxos de caixa da empresa pela média ponderada do custo de capital não capture

(175) 175 os efeitos da alavancagem. Na medida em que uma empresa contrai mais dívidas, a média ponderada do custo de capital pode alterar, e por conseqüência o valor da empresa. Também se altera. Se a média ponderada do custo de capital decresce, o valor da empresa aumentará. Quadro 53 Financiamento - ECTE O quadro relativo à RECEITAS diz respeito ao valor da RAP atualizada para o ano inicial da projeção, com as subseqüentes correções inflacionárias subseqüentes. Como o valor é fixo, apenas mudará em função da atualização inflacionária. Destaca-se, no entanto, que a partir do 16º ano esta receita será reduzida em 50%, conforme cláusula do contrato de concessão. Adicionalmente, foi consideração na projeção das receitas uma perda de 2%, a título de indisponibilidade para paradas programadas e não programadas (inclusive acontecimentos casuísticos). Essa indisponibilidade é conhecida no setor de transmissão como Parcela variável .

(176) 176 Quadro 54 Receitas - ECTE Observa-se que a receita (RAP) foi reduzida em 50% no ano 2018 equivalente ao 16º. ano do início do Contrato de Concessão (já houve fruição de 2 anos de receita) e 14º. ano da projeção para efeito do fluxo de caixa descontado.

(177) 177 Quadro 54 Receitas ECTE (Continuação) No caso das empresas ECTE e ERTE, estas foram enquadradas no regime de lucro presumido, por possuírem um faturamento inicial inferior a R$ 48,0 milhões, resultando num significativo benefício fiscal. Para efeito das projeções, considerou-se que este limite também seria corrigido mantendo-se o enquadramento.

(178) 178 O quadro pertinente a DESPESAS OPERACIONAIS retrata as despesas originárias do quadro PREMISSAS, além de enfocar as despesas com pessoal. É relevante ressaltar que os custos foram normalizados nos casos das empresas que entraram em operação comercial em período não coincidente com o início do exercício social convertidos em custos anuais. Por esta razão, não correspondem necessariamente aos mesmos números apresentados na última Demonstração de Resultado de cada Sociedade. É relevante observar a estrutura enxuta das empresas, o que constitui um grande atrativo para o setor. Isto decorre da natureza do negócio, onde os custos operacionais são baixos e não sujeitos as flutuações relevantes. O item mais significativo, como antes comentado, refere-se ao das despesas com operação e manutenção. Quadro 55 Despesas Operacionais ECTE

(179) 179 Quadro 55 Despesas Operacionais ECTE - (Continuação) Os baixos custos operacionais resultam para as concessionárias uma forte geração de caixa, o que permite relativo conforto para a administração financeira da empresa. Estes custos baixos, associados a um deságio bem inferior à média dos últimos leilões, propiciaram saldos de caixas bem representativos. Como os saldos de caixas excedem os lucros acumulados para distribuição de dividendos, muitas vezes estas empresas lançam mão da técnica de redução de capital, após o período do financiamento contratado (12 anos).

(180) 180 Quadro 55 Despesas Operacionais ECTE - (Continuação) No caso da ECTE, o leilão foi realizado no ano de 1999, daí a razão do tempo restante da Concessão ser de 26 anos (a Concessão é de 30 anos, nesse período computado o tempo de construção do empreendimento). O quadro CÁLCULOS FISCAIS demonstra, como o próprio nome diz, a valoração dos aspectos tributários. Neste quadro são trabalhadas as compensações dos prejuízos fiscais, calculados o imposto de renda e a contribuição social, além dos juros sobre o capital próprio. É neste quadro que é feito o enquadramento do regime do lucro lucro presumido, basicamente em função do faturamento. se lucro real ou

(181) 181 Quadro 56 Cálculos Fiscais - ECTE Para a projeção dos tributos da Empresa ECTE, considerou-se o regime do lucro presumido, em razão da possibilidade de enquadramento desta empresa neste regime, resultando numa vantagem fiscal significativa. Para efeito do enquadramento, o faturamento inicial da empresa deve ser inferior a R$ 48,0 milhões, caso da ECTE. Este valor limite pode sofrer alterações periódicas, em função da política fiscal do governo federal. Esta questão de enquadramento no lucro real ou no lucro presumido é extremamente relevante no que diz respeito à determinação do valor de empresas. O grande problema é prever a data de correção do valor limite para efeito do enquadramento no regime do lucro. Normalmente, examina-se o passado histórico das correções dos limites, prevendo-se um intervalo de tempo conjugado com a atualização desses valores pela inflação projetada. Por outro lado, há a dependência da política fiscal do Governo, o que torna ainda mais difícil a previsibilidade da correção do limite de enquadramento.

(182) 182 Quadro 56 Cálculos Fiscais ECTE - (Continuação) Quadro 56 Cálculos Fiscais ECTE - (Continuação) O quadro DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO apresenta a síntese das receitas e despesas operacionais, despesas financeiras e os diversos estágios do lucro, bem como sua destinação.

(183) 183 Quadro 57 Demonstração do Resultado ECTE Nos casos das empresas ECTE e ERTE, os valores reduzidos do imposto de renda na fonte e Contribuição Social são devidos ao enquadramento no regime do lucro presumido em função do faturamento inicial ser inferior a R$ 48,0 milhões.

(184) 184 Quadro 57 Demonstração do Resultado ECTE - (Continuação)

(185) 185 Quadro 57 Demonstração do Resultado ECTE - (Continuação) O quadro MUTAÇÕES PATRIMONIAIS revela as mutações patrimoniais sofridas durante o período da concessão,levando em consideração os prazos médios de pagamentos e recebimentos, é pertinente com os registros contábeis, alocando as diversas contas contábeis do balanço, fluxo de caixa e demonstração dos resultados.

(186) 186 A transformação dos valores econômicos em financeiros e patrimoniais é demonstrada neste quadro. Quadro 58 Mutações patrimoniais - ECTE Quadro 58 Mutações patrimoniais ECTE (Continuação)

(187) 187 Quadro 58 Mutações patrimoniais ECTE (Continuação) Na seqüência, é apresentado o quadro de mutações patrimoniais, versando sobre as contas contábeis do realizável a longo prazo, bem como as informações relativas ao ativo imobilizado e depreciação pertinentes.

(188) 188 Quadro 58 Mutações Patrimoniais ECTE Continuação O quadro FLUXO DE CAIXA DIRETO sintetiza os fluxos de caixas das seguintes atividades: operacionais,financiamentos e investimentos. A sua configuração neste estilo foi motivada para adaptar-se às técnicas do DCF. O formato adotado para a demonstração do fluxo de caixa direto é o de classificação das movimentações de caixa por grupo de atividades. A classificação dos pagamentos e recebimentos de caixa relaciona-se, normalmente, com a natureza da transação que lhe dá

(189) 189 origem. Assim, por exemplo, o pagamento de despesas de pessoal, luz, telefone, manutenção é uma atividade operacional; a compra de uma máquina utilizada na geração de outros produtos é uma atividade de investimento; a compra (resgate) de ações da própria empresa é uma atividade de financiamento. Demonstra-se também neste quadro, o equacionamento de caixa para distribuição do lucro, ou seja, o caixa gerado para sua destinação. Quadro 59 Fluxo de Caixa Direto - ECTE

(190) 190 Quadro 59 Fluxo de Caixa Direto ECTE - (Continuação)

(191) 191 Quadro 59 Fluxo de Caixa Direto ECTE - (Continuação) O quadro BALANÇO PATRIMONIAL, a seguir, apresenta a demonstração sintética dos componentes do patrimônio e de suas variações. O Balanço Patrimonial representa uma fotografia instantânea do valor patrimonial da empresa numa determinada data, ou seja, o conjunto de seus bens, direitos e obrigações.

(192) 192 Quadro 60 Balanço Patrimonial ECTE Como se pode verificar, a última linha do quadro refere-se a um teste verificador (consistência), em que o somatório do Ativo menos o somatório do Passivo deve ser igual a zero.

(193) 193 Quadro 60 Balanço Patrimonial ECTE - (Continuação)

(194) 194 Quadro 60 Balanço Patrimonial ECTE (Continuação) O quadro NECESSIDADE DE CAPITAL DE GIRO mede, através da subtração de contas cíclicas do ativo circulante (financiamento espontâneo concedido) pelas contas cíclicas do passivo circulante (financiamento espontâneo recebido) no sentido de transformar valores econômicos em financeiros. É a variação da necessidade de capital de giro do ano atual pelo ano anterior, que transforma valores patrimoniais de balanço em fluxos.

(195) 195 Quadro 61 Necessidade de Capital de Giro ECTE

(196) 196 Quadro 61 Necessidade de Capital de Giro ECTE - (Continuação) O quadro FLUXO DE CAIXA INDIRETO faz a conciliação entre o lucro líquido e o caixa gerado pelas operações, por isso é também chamado de método da reconciliação. Ele nada mais é do que a utilização do lucro líquido do exercício, ajustado com as contas que são contabilizadas na empresa, pelo regime de competência, mas que não usaram o caixa (depreciação, amortização do diferido e provisões), assim como as modificações que ocorrem no capital circulante líquido. Verifica-se através desse quadro a forte geração de caixa das empresas transmissoras. É com base nesse quadro que foi apurado o valor da empresa. No caso, R$ 269.188 mil para a empresa ECTE.

(197) 197 Quadro 62 Fluxo de Caixa Indireto - ECTE

(198) 198 Quadro 62 Fluxo de Caixa Indireto ECTE - (Continuação)

(199) 199 Quadro 62 Fluxo de Caixa Indireto ECTE - (Continuação) O quadro relativo a indicadores de desempenho apresenta os principais indicadores resultantes da projeção efetuada: liquidez, rentabilidade, endividamento e estrutura.

(200) 200 Quadro 63 Indicadores de Desempenho ECTE

(201) 201 INDICADORES ORIGINADOS DE REAIS CORRENTES (COM INFLAÇÃO) Quadro 63 Indicadores de Desempenho ECTE (Continuação)

(202) 202 Quadro 63 Indicadores de Desempenho ECTE (Continuação) A seguir são apresentados os valores, em milhares de reais, das cinco empresas, provenientes do quadro fluxo de caixa indireto. Sobre o valor calculado foram efetuados ajustes, de modo a refletir os direitos e obrigações relativos ao último período da concessão:

(203) 203 Fluxo de Caixa Livre para Acionistas - Equity rate: 12,4% VALOR DA EMPRESA ANO BASE 2004 ENFOQUE ACIONISTAS ECTE ENTE 261.465 416.973 95.122 165.741 685.266 0 0 0 0 0 4.416 18.279 1.597 3.277 14.821 0 0 0 0 0 509 961 180 299 2.470 (+) DIVIDENDOS PROVISIONADOS 2.347 1.057 130 489 2.800 (+) REALIZÁVEL A LONGO PRAZO 0 17.799 755 1.785 8.496 451 2.086 103 334 1.813 0 0 0 0 0 269.188 457.155 97.885 171.925 715.665 40.378 169.148 36.218 85.103 354.254 15,00% 37,00% 37,00% 49,50% 49,50% VALOR DA EMPRESA (-) DÍVIDAS DE CURTO PRAZO (+) CAIXA E APLICAÇÕES FINANCEIRAS (-) DÍVIDAS DE LONGO PRAZO (+) VALOR RESIDUAL DOS ATIVOS (+) CAPITAL DE GIRO FINAL (+) PERPETUIDADE VALOR DA EMPRESA AJUSTADO PARTICIPAÇÃO SOCIETÁRIA - VALOR PARTICIPAÇÃO SOCIETÁRIA - % Quadro 64 Valor das Empresas de Transmissão ERTE ETEP EATE em milhares de reais Consolidando, temos o seguinte quadro comparativo: VALOR EMPRESA VALOR REGIME AVALIAÇÃO VALOR REAL AVALIAÇÃO LUCRO EQUITY 12,4% AQUISIÇÃO EQUITY 13% ECTE PRESUMIDO 40.378 38.257 ETEP REAL 85.103 80.268 EATE REAL 354.254 332.889 ERTE PRESUMIDO 36.218 34.097 ENTE REAL 169.148 156.883 TOTAL 685.101 656.000 Quadro 65 Consolidação do Valor das Empresas, em milhares de reais 642.394

(204) 204 O quadro anterior revela que a somatória dos valores projetados das empresas, descontados à taxa de 12,4% atingiu R$ 684,5 milhões, representando 4,35% acima da transação efetivamente efetuada. Por outro lado, exercitando uma análise de sensibilidade contemplando uma taxa de desconto de 13,0%, o valor das empresas monta em R$ 641,8 milhões, ou 2,16% abaixo dos R$ 656,0 milhões pagos pelas participações societárias das empresas. A taxa de desconto que iguala o valor de R$ 656,0 milhões é de 12,8%.Os valores projetados para e empresa, utilizando-se o custo de capital próprio regulatório, de 12,4%, está muito próximo do custo de capital próprio de mercado, como se pode visualisar nos números apresentados. A variação é muito pequena, apenas 0,4 pontos percentuais, o que vem a demonstrar o bom funcionamento do CAPM e das técnicas da metodologia do fluxo de caixa descontado. Sob o ponto de vista regulatório, podemos afirmar que o custo de capital próprio está em linha com o praticado pelo mercado, o que vem corroborar pelo presente teste empírico, a metodologia do processo de revisão em curso (2006). É importante reconhecer que valuation consiste num rigoroso processo com várias etapas entre a obtenção de informações e determinação do valor da empresa. Penman (2003, p.75) descreve cinco passos num processo de avaliação: 1. Conhecer o negócio (estratégia) 2. Analisar as informações (financeiras e não financeiras) 3. Desenvolver previsões (especificando e prevendo retornos) 4. Converter previsões em valuation 5. Negociar o valuation. Neste sentido, assume crucial importância o papel dos analistas financeiros envolvidos neste trabalho de avaliação. De um lado, há os analistas relacionados à compra da empresa, e de outro, à venda da empresa. Os primeiros, denominados de buy-side , procurarão em seus estudos maximizar a taxa de desconto do negócio, ao imputarem riscos empresariais, reduzindo o valor da empresa. Os segundos, denominados sell-side , de forma contrária, pressionarão a taxa de desconto para baixo, reduzindo riscos, aumentando assim o valor da empresa. Como resultado desse jogo de interesses , o trabalho de valuation representa uma sólida referência para negociação do valor final da transação. O valor final num caso de aquisição de empresas muito provavelmente será um valor intermediário entre o que foi determinado pelos compradores e vendedores.

(205) 205 6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS A determinação do custo de capital de uma empresa regulada é significativamente importante, tanto para reguladores como para firmas reguladas, pois é através de uma taxa de retorno adequada que se possibilita manter a sustentabilidade e a expansão do serviço público. A atração de investimentos para infra-estrutura, destacadamente em países emergentes como o Brasil, é essencial para permitir o crescimento econômico sustentado. Dessa forma, assume extrema importância o estabelecimento de uma metodologia consistente de estimação do custo de capital para cada indústria regulada no Brasil, no sentido de definição de regras claras, tanto para os investidores potenciais como para as agências reguladoras dos setores e demais órgãos governamentais envolvidos com reflexos para o consumidor final. Este trabalho examinou a aderência entre o custo de capital próprio regulatório e a taxa de retorno (desconto) praticada pelo mercado, relativo a um caso real de aquisição de empresas. O custo de capital próprio informado pelo regulador foi de 12,4%. Por meio da informação do valor pago na aquisição de empresas, elaborou-se um exercício de estimação desses valores, pela metodologia do Fluxo de Caixa Descontado. Comprovou-se uma faixa de eficácia do custo de capital próprio utilizado pelo regulador a taxa de desconto que culmina no valor das aquisições foi de 12,8%, portanto apenas 0,4 pontos percentuais acima da taxa regulatória, o que vem a demonstrar uma relativa aderência entre as taxas ora comentadas.Esta aproximação é economicamente saudável, pois evidencia um equilíbrio entre alocação de recursos e preços regulatórios, evidência que pode ser também observada nos dizeres de Camacho (2004, p. 140): De fato, é essencial que a taxa de retorno seja definida em um nível apropriado, que reflita o risco do ambiente regulado. Estimar uma taxa de retorno abaixo do custo de fundos do mercado pode tornar o investimento em novas plantas (ou até mesmo na expansão das redes) pouco atraente para os investidores do setor regulado. Tal fato pode ainda gerar maior pressão sobre o negócio, levando os investimentos para níveis abaixo do ótimo e à conseqüente degradação da qualidade do serviço. Por outro lado, se a taxa de retorno é estimada considerando um risco maior do que o realmente verificado, o negócio regulado irá se apropriar de uma taxa maior do que o custo de capital adequado. Isso acarretaria uma distorção dos sinais de preço, tanto para consumidores como para investidores, resultando em subalocação dos recursos e níveis de eficiência produtiva abaixo do nível ótimo. Em adição, a distorção de

(206) 206 preços afeta de forma adversa a competitividade dos negócios que dependem do serviço regulado. Daí a importância de haver uma compatibilidade das taxas de retornos, como antes comentamos. Por outro lado, a maximização do valor para o acionista é o principal objetivo dos gestores. Nesse aspecto, a implementação de uma estratégia corporativa para agregar valor à empresa é fundamental. Nesse contexto, o processo de avaliação de empresas assume um papel relevante como ferramenta de gerenciamento do negócio e dos processos de tomada de decisões, considerando que os gestores devem considerar as alternativas existentes para agregar valor, tais como novos projetos de investimentos, compra ou venda de participações, fusões e aquisições. O preço que um investidor está disposto a pagar por uma empresa depende de um amplo conjunto de premissas e análises, que variam à medida que a empresa avança e amadurece seu negócio. De maneira simplificada, o valor da empresa é, em última análise, o que o investidor está disposto a pagar. Isto pode ser significativamente diferente da expectativa que a própria empresa possui sobre seu valor, o que costuma causar intensas discussões e, muitas vezes, chega a inviabilizar o sucesso de processos de captação de investimento. Isto também pode ser corroborado por Martins (2001, p.263): Ao avaliar uma empresa, objetivamos alcançar o valor justo de mercado, ou seja, aquele que representa, de modo equilibrado, a potencialidade econômica de determinada companhia. Entretanto, o preço do negócio somente será definido com base na interação entre as expectativas dos compradores e vendedores. Não existe um valor correto para um negócio. Pelo contrário, ele é determinado para um propósito específico, considerando as perspectivas dos interessados. Com isto, queremos afirmar que tanto vendedores como compradores elaboram suas projeções de valor de empresa, e o valor resultante do negócio poderá ser nem um, nem outro. Poderá haver uma grande negociação sobre o valor da empresa, mas certamente com base nos valores apurados. Com relação ao fluxo de caixa descontado, vários autores enfatizam que os métodos baseados nesta metodologia, e mais apropriadamente no método de desconto do fluxo de caixa livre, têm sido os mais recomendados pela literatura recente e classificados como "conceitualmente corretos", segundo Fernández (2001, p. 3).

(207) 207 Como já dissemos, as decisões dos gestores de uma organização pressupõem o objetivo básico de criação de valor da empresa, objetivando promover a maximização da riqueza de seus acionistas. No entanto, não há metodologia que produza um valor que não possa ser questionado. Conforme Assaf Neto (2003, p.576), a metodologia de avaliação de uma empresa exige o domínio de conceitos teóricos de finanças, de suas técnicas e procedimentos e dos inúmeros fatores que condicionam o valor da empresa . Mesmo assim, o modelo de FDC é a metodologia mais amplamente utilizada para apurar o valor econômico de uma empresa. É a modelagem preferida pelos Bancos de Investimentos e Consultores em avaliação, pois seus pressupostos se baseiam em que os ativos em geral e, em particular os de uma empresa são avaliados por sua riqueza econômica expressa a valor presente, dimensionada pelos benefícios operacionais de caixa esperado no futuro e descontados por uma taxa de atratividade que reflete o custo de oportunidade dos provedores de capital (ASSAF NETO, 2003, p.576). Em outras palavras, o modelo do FDC é o que melhor incorpora os postulados da moderna teoria de Finanças, ao contemplar em sua modelagem, a relação entre o retorno e os riscos esperados, que pode ser mensurado pelo mercado através do modelo CAPM. Contudo, alguns aspectos considerados subjetivos podem conduzir a resultados diferentes da avaliação: o fato de ser necessário uma estimativa do comportamento da economia (premissas macroeconômicas), com cenários de inflação e taxas de juros por um período considerado longo trinta anos, no caso de concessão de transmissão de energia, podem conduzir, uma vez não confirmada estas projeções, a erros que influenciam o fluxo de caixa da empresa que está sendo avaliada. Conforme Tibúrcio e Cunha et al. (1993, p. 3): dois avaliadores, trabalhando de forma independente, podem ter opiniões diferentes sobre quais são as variáveis importantes e como essas irão influenciar na sua avaliação . O cálculo da taxa de desconto de um fluxo de caixa é uma das etapas mais comprometedoras desta metodologia, pois estas taxas, ao refletir aspectos subjetivos que variam de investidor para investidor, tais como o custo de oportunidade e a percepção particular do risco do investimento, afetam sensivelmente os cálculos do valor da empresa. Os conceitos de beta e retorno de mercado são eminentemente técnicos, perdendo sua objetividade, transformando-se quase integralmente em conceitos subjetivos, implicando, por isso mesmo, em erros e flutuações devido à sua incerteza. Foram inseridos alguns exemplos de cálculos de taxa de desconto utilizadas em processos de privatização, objetivando estabelecer parâmetros para análise de sensibilidade e apreciação crítica.

(208) 208 6.2 CONCLUSÕES Revisando a literatura podemos constatar um amplo universo de métodos para valorar empresas. Alguns métodos são sofisticados, outros nem tanto. Métodos sofisticados de valoração são aqueles baseados no valor presente líquido (VPL) do desempenho financeiro de futuros períodos. Métodos não sofisticados de valoração são simples ferramentas heurísticas baseadas em múltiplos de desempenho histórico como medida de preço relativo para avaliar firmas comparáveis. Exemplos de metodologias sofisticadas são o Discounted Cash Flow (DCF), Método dos Valores Residuais ou Lucros Anormais e Métodos baseados em dividendos (DGM). Exemplos de métodos não sofisticados para avaliar o valor de uma empresa são: Preço/Lucro (P/L), Preço/Vendas (P/V), Preço/EBITDA (P/EBITDA) e outros baseados em múltiplos ou valores contábeis. A literatura teórica tem declarado que os métodos sofisticados são superiores aos métodos não sofisticados, destacando a superioridade da metodologia baseada no fluxo de caixa descontado mais precisamente a que considera o fluxo de caixa livre. Por outro lado, uma importante questão regulatória é como determinar uma adequada taxa de retorno para concessionárias públicas de energia, e se esta taxa é consistente com a base regulatória, no sentido de uma remuneração justa - associada com critérios econômicos de eficiência. A maioria das pesquisas nessa área é incompleta porque não atendem plenamente estes requisitos. Geralmente, economistas ligados a empresas públicas defendem que uma taxa de retorno igual ao seu custo de capital satisfaz estes critérios. Contudo, enquanto economistas tendem a confirmar este enunciado, a literatura das finanças não encontra consenso sobre como a estrutura de capital de uma firma afeta seu custo de capital. Neste contexto, ao se tratar a questão do valuation de empresas transmissoras de energia através do custo do capital próprio do regulador, o problema foi suficientemente definido e os objetivos foram delineados de forma a identificar a linha de raciocínio idealizada pelo autor, tendo sido alcançados.A proposta enunciada no objetivo geral foi testar a metodologia do Fluxo de Caixa Descontado para avaliações de empresas transmissoras de energia elétrica, nos diversos negócios empresariais, como aquisições, fusões ou nos leilões de novas Concessões, de forma teórica e prática, respectivamente. Foram efetuadas estimativas, pela metodologia do fluxo de caixa descontado, dos valores das cinco empresas de transmissão de energia elétrica, objeto de aquisição de participações acionárias. O resultado comprovou a eficácia do fluxo de caixa descontado, por meio de comparação com o

(209) 209 valor real das referidas aquisições, tanto na ótica do custo de capital próprio regulatório e de mercado. O objetivo geral foi, então, plenamente atingido. Os objetivos específicos foram alcançados e discutiram-se os conceitos, as tipicidades e as limitações dos modelos de avaliação de empresas, nos primeiros capítulos deste trabalho. O teste de robustez do fluxo de caixa descontado foi comprovado, mantendo aderência com os valores efetivos das empresas adquiridas. Ainda dentro dos objetivos específicos, a identificação de fatores relevantes que influem na avaliação de empresas transmissoras de energia elétricas foi atendida, sendo discutidos, de forma prática, as características de uma empresa transmissora, bem como seus aspectos regulatórios relevantes. São exemplos destes fatores relevantes a existência de empresas transmissoras velhas , cuja receita existente permanece blindada até o final da concessão, e a receita em degrau para transmissoras novas , que se reduz em 50% a partir do 16º ano; e os leilões de transmissão, o chamado leilão reverso em que a proposta vencedora é com base na menor receita permitida. 6.3 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS O presente trabalho focou a aplicação do Fluxo de Caixa Descontado para empresas de transmissão de energia elétrica. Dadas as peculiaridades deste segmento, propõe-se, para futuros trabalhos de pesquisa, a comparação da metodologia do DCF com outros métodos de avaliação, e confrontá-los com os modelos utilizados pelos analistas de mercado. A literatura muitas vezes relata modelos complementares, e o exercício de valuation através de outros modelos pode trazer questões interessantes. Modelos de valuation como o D O modelo de precificação de ativos CAPM foi adotado pelo regulador para mensurar o custo de capital próprio, com benchmarking de empresas americanas. Futuros trabalhos poderiam enfocar empresas exclusivamente nacional, discutindo os critérios adotados. Modelos como o DGM e o APT poderiam ser mais explorados. O regulador apenas fez comentários não conclusivos sobre estes modelos, e sem, contudo, elaborar testes comparativos.

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