Vivian Himari Watanabe; Rafael Confetti Gatsios

DOI: 10.22167/2675-6528-202601519

Artigo elaborado pela ferramenta ResumeAI, solução de inteligência artificial desenvolvida pelo Instituto Pecege voltada à síntese e redação.

Resumo

O presente estudo analisou comparativamente o custo e as condições de financiamento de longo prazo no setor elétrico brasileiro, focando em crédito bancário tradicional e debêntures incentivadas, no período de 2020 a 2024. O objetivo foi identificar qual modalidade se mostrou mais competitiva, mensurando o trade-off financeiro entre a captação via mercado de capitais e o crédito tradicional, considerando o contexto macroeconômico. Adotou-se uma abordagem descritiva e comparativa, utilizando dados secundários de demonstrações financeiras e relatórios corporativos de três empresas representativas do setor: Eletrobras, ENGIE Brasil Energia e CPFL Energia. O principal instrumento de análise foi o Custo Efetivo Total (CET), apurado em termos nominais e reais, para permitir a comparação entre operações com diferentes indexadores (CDI, IPCA, TLP, SOFR). Os resultados demonstraram que não houve superioridade universal de uma única modalidade de financiamento. As debêntures incentivadas apresentaram maior competitividade média para a CPFL Energia e para a Eletrobras, enquanto o crédito bancário tradicional foi mais vantajoso para a ENGIE Brasil Energia. A isenção fiscal das debêntures incentivadas exerceu papel relevante na redução do custo de captação. Concluiu-se que a decisão ótima de financiamento no setor elétrico brasileiro dependeu da combinação estratégica entre crédito bancário e mercado de capitais, adaptada ao perfil de risco, ambiente macroeconômico e necessidades financeiras de cada companhia, contribuindo para decisões mais eficientes.

Palavras-chave: Custo de capital; Dívida corporativa; Finanças corporativas; Infraestrutura; Mercado de capitais.

1. Introdução

O setor elétrico brasileiro desempenha papel central no desenvolvimento socioeconômico do país, fornecendo infraestrutura essencial para atividades industriais, comerciais e de serviços, além de promover a inclusão social (PORTAL DA INDÚSTRIA, 2017). Em um cenário de transição energética global, marcado pela busca por descarbonização e eficiência, o setor demanda investimentos crescentes de longo prazo (PwC, 2024). A matriz elétrica brasileira, predominantemente renovável (EPE, 2025), enfrenta desafios como a dependência hídrica, a modernização das redes e a integração de fontes intermitentes, exigindo financiamentos robustos para sua expansão e estabilidade (GESEL/UFRJ, 2020; MPO, 2025). A natureza intensiva em capital e os longos ciclos de maturação dos projetos tornam as condições de financiamento cruciais para o desempenho setorial.

Historicamente, o financiamento do setor elétrico no Brasil foi dominado por instituições estatais, como o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), que oferecia crédito de longo prazo, muitas vezes subsidiado. Contudo, a partir da década de 2010, observou-se uma mudança significativa, com a retração do crédito público e o fortalecimento do mercado de capitais como fonte alternativa (IPEA, 2021). A Lei nº 12.431/2011 foi um marco, ao instituir as debêntures incentivadas para direcionar a poupança privada a projetos de infraestrutura, reduzindo o custo de captação para as empresas emissoras (BRASIL, 2011). Análises de mercado (ANBIMA, 2023; B3, 2024) confirmam a crescente relevância desses títulos no financiamento da infraestrutura, oferecendo prazos mais longos e maior previsibilidade financeira em comparação com o crédito bancário tradicional, apesar de sua maior complexidade estrutural.

As decisões de financiamento corporativo são guiadas por teorias que buscam a minimização do custo de capital e a otimização da estrutura de capital (ROSS; WESTERFIELD; JAFFE, 2022; BREALEY; MYERS; ALLEN, 2021). A avaliação de modalidades de financiamento requer uma métrica abrangente que capture todos os custos associados, incluindo juros, *spreads*, taxas e benefícios fiscais. O Custo Efetivo Total (CET) é uma ferramenta analítica fundamental, pois consolida esses componentes em um único indicador, refletindo o custo econômico real da operação (ASSAF NETO, 2023). Essa abordagem permite uma comparação padronizada entre instrumentos com características contratuais, indexadores e prazos diversos, fornecendo uma base robusta para avaliar a eficiência financeira. A transição para um cenário de financiamento mais diversificado no Brasil reforça a relevância prática dessas considerações teóricas.

O período de 2020 a 2024 foi marcado por um ambiente macroeconômico brasileiro dinâmico e desafiador, influenciando significativamente as condições de financiamento. Este intervalo abrangeu o impacto inicial da pandemia de COVID-19, com contração econômica e políticas monetárias expansionistas, seguido por um ciclo de aperto monetário a partir de 2021, com elevação da taxa Selic (BCB, [2024]). Paralelamente, houve mudanças estruturais na política de crédito de longo prazo, como a consolidação da Taxa de Longo Prazo (TLP) nas operações do BNDES, que reduziu o diferencial de custo entre o crédito subsidiado e as taxas de mercado (IPEA, 2021). Tais flutuações macroeconômicas impactaram diretamente o custo de capital e a atratividade relativa dos instrumentos de financiamento, tornando a análise comparativa neste período empiricamente relevante.

A complexidade do financiamento no setor elétrico, dada sua intensidade de capital e o ambiente macroeconômico volátil, demanda uma análise aprofundada da competitividade das fontes de recursos. Este estudo justifica-se pela necessidade de fornecer evidências empíricas que auxiliem as decisões estratégicas de captação das empresas. Assim, o objetivo é analisar comparativamente o custo e as condições de financiamento de longo prazo no setor elétrico brasileiro, focando em crédito bancário tradicional e debêntures incentivadas, no período de 2020 a 2024, para identificar a modalidade mais competitiva e mensurar o trade-off financeiro entre a captação via mercado de capitais e o crédito tradicional, considerando o contexto macroeconômico.

2. Material e Métodos

O presente estudo adotou uma abordagem metodológica comparativa, de natureza descritiva e explicativa, com predominância quantitativa e complementação qualitativa. O foco recaiu sobre o setor elétrico brasileiro, um segmento intensivo em capital e essencial para o desenvolvimento nacional. A unidade de análise foram as operações de financiamento de longo prazo. O período de estudo, de 2020 a 2024, foi selecionado por englobar um ciclo macroeconômico dinâmico, marcado por políticas monetárias expansionistas e subsequente aperto monetário, além da consolidação da Taxa de Longo Prazo (TLP) e o fortalecimento das debêntures incentivadas.

A população de interesse compreendeu as operações de financiamento de longo prazo no setor elétrico brasileiro. A amostra foi composta por três empresas representativas do segmento: Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), ENGIE Brasil Energia S.A. e CPFL Energia S.A. A seleção dessas companhias fundamentou-se na necessidade de obter uma amostra heterogênea que refletisse diferentes realidades de mercado, considerando sua relevância econômica, diversidade de perfil societário e recorrência na utilização de diversos instrumentos de captação. A disponibilidade de informações públicas padronizadas, por serem empresas de capital aberto reguladas pela CVM, foi um critério determinante para a obtenção de dados consistentes e comparáveis.

A coleta de dados foi realizada predominantemente por meio de fontes secundárias, de natureza documental e institucional, selecionadas por sua confiabilidade e comparabilidade. Utilizaram-se informações das demonstrações financeiras padronizadas divulgadas pelas companhias da amostra, incluindo balanço patrimonial, demonstração do resultado do exercício, fluxos de caixa, notas explicativas e relatórios da administração. Para caracterizar as operações de financiamento, analisaram-se escrituras de emissão de debêntures e instrumentos correlatos, identificando variáveis contratuais como indexadores, spreads, prazos, cronogramas de amortização, garantias, benefícios fiscais e custo efetivo. Complementarmente, consultaram-se bases de dados e informes técnicos da ANBIMA e do BNDES.

Adicionalmente, foram incorporados indicadores macroeconômicos e financeiros extraídos de bases oficiais do Banco Central do Brasil (BCB) e da Secretaria do Tesouro Nacional (STN). Incluíram-se a inflação medida pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), a taxa básica de juros (Selic), o Certificado de Depósito Interbancário (CDI), taxas referenciais de mercado e séries históricas de juros. Essas variáveis foram essenciais para contextualizar as condições macroeconômicas vigentes no período analisado e para avaliar o impacto do ambiente monetário e do ciclo de crédito sobre o custo nominal e real das captações, permitindo a triangulação de informações.

Os métodos de análise fundamentaram-se nos pressupostos teóricos da Teoria de Finanças Corporativas, com ênfase na mensuração do custo de capital e na estrutura de endividamento (ROSS; WESTERFIELD; JAFFE, 2022; BREALEY; MYERS; ALLEN, 2021). O principal instrumento de análise foi o Custo Efetivo Total (CET), entendido como o indicador capaz de expressar o custo real de captação para a empresa. O CET incorporou encargos, taxas, impostos e benefícios fiscais associados ao fluxo econômico da operação (ASSAF NETO, 2023), refletindo o custo de oportunidade do capital e permitindo a padronização para comparabilidade entre operações heterogêneas.

O CET foi estimado a partir da taxa nominal efetiva anual das operações, em substituição ao cálculo da Taxa Interna de Retorno (TIR) do fluxo financeiro integral, devido à indisponibilidade de dados detalhados. Para operações indexadas ao CDI, o CET nominal resultou da multiplicação da taxa CDI acumulada pelo fator contratual. Para o IPCA, somou-se a inflação acumulada anual ao spread real. Operações com TLP tiveram o custo nominal apurado com base na TLP efetiva e spread contratual. Captações externas em SOFR foram convertidas para reais após proteção cambial via swap. O CET real foi obtido pela deflação do CET nominal pelo IPCA anual, neutralizando efeitos inflacionários. Adicionalmente, considerou-se o benefício fiscal da Lei nº 12.431/2011 para debêntures incentivadas, que reduziu o custo efetivo de captação.

Os dados coletados foram sistematizados e organizados em planilhas eletrônicas, consolidando-se em tabelas comparativas. Adotou-se uma análise descritiva e comparativa, tanto intertemporal (2020-2024) quanto interempresas, para identificar padrões de custo e estratégias de financiamento. Inicialmente, calculou-se o CET nominal e real para cada operação de financiamento, abrangendo todos os indexadores e proteções cambiais. Em seguida, os valores apurados foram comparados entre crédito bancário e debêntures incentivadas, em níveis agregado e individual por empresa. A interpretação dos resultados considerou aspectos institucionais, regulatórios e os fundamentos teóricos da estrutura de capital.

O estudo apresentou limitações metodológicas e informacionais. A análise baseou-se exclusivamente em dados secundários, extraídos de fontes públicas sujeitas a diferentes periodicidades e níveis de detalhamento, o que pode ter restringido a padronização integral das informações e a granularidade de variáveis. A indisponibilidade de dados completos sobre fluxos de caixa contratuais e encargos acessórios levou à mensuração do custo da dívida por meio do CET estimado a partir de taxas anuais equivalentes, em substituição ao cálculo da TIR do fluxo financeiro integral. Embora amplamente utilizada, essa abordagem constituiu o CET como uma proxy do custo efetivo, podendo não capturar integralmente especificidades contratuais.

A comparação entre captações indexadas a referenciais distintos, como CDI, IPCA, TLP e SOFR, exigiu procedimentos de equivalência financeira e conversão de taxas para uma base comum em moeda doméstica. Nas operações externas protegidas por hedge cambial, o custo foi estimado a partir de taxas equivalentes em reais, o que pode ter incorporado simplificações decorrentes das condições médias observadas. Por fim, a abordagem concentrou-se predominantemente em indicadores quantitativos de custo, prazo e alavancagem, não contemplando integralmente aspectos qualitativos e negociais, como cláusulas restritivas, garantias e ratings de crédito, que também influenciam as decisões de financiamento corporativo.

3. Resultados e Discussão

Este capítulo apresentou os resultados empíricos obtidos a partir da aplicação dos procedimentos metodológicos descritos anteriormente. A análise concentrou-se na mensuração do custo econômico da dívida por meio do Custo Efetivo Total (CET), apurado em termos nominais e reais, bem como na avaliação do perfil temporal do passivo e da composição das fontes de financiamento. Adotou-se abordagem descritivo-comparativa, com análise intertemporal entre 2020 e 2024 e comparação entre empresas, buscando identificar padrões de custo, diferenças estruturais e tendências nas estratégias de captação das companhias do setor elétrico.

Caracterização dos instrumentos de financiamento

A análise inicial das operações de financiamento revelou um panorama diversificado e estratégico, alinhado às necessidades de capital intensivo do setor elétrico brasileiro. Conforme apresentado na Tabela 1, as empresas ENGIE Brasil Energia, CPFL Energia e Eletrobras demonstraram uma predileção por instrumentos de longo prazo, o que é intrínseco à natureza de seus investimentos em infraestrutura, caracterizados por elevados montantes e longos períodos de maturação. Essa escolha é consistente com a teoria de finanças corporativas que preconiza o casamento entre o prazo dos ativos e passivos, minimizando o risco de descasamento de liquidez (ROSS; WESTERFIELD; JAFFE, 2022).

Tabela 1. Caracterização das operações de financiamento por empresa (2020-2024)

Empresa	Modalidades predominantes	Indexadores principais	Prazo típico
ENGIE	Bancário externo + Debentures	SOFR/Swap, IPCA, CDI	Médio e longo
CPFL	BNDES (Finem) + Debentures	IPCA, CDI	Longo
Eletrobras	BNDES + Debentures	TLP, IPCA	Longo

Fonte: Dados da pesquisa

A Tabela 1 consolidou as características contratuais das operações analisadas, evidenciando que as companhias recorreram a uma combinação de crédito bancário tradicional, financiamentos junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), captações externas com proteção cambial e emissões de debêntures incentivadas. Essa diversificação de fontes de recursos é uma estratégia robusta para mitigar riscos e otimizar o custo de capital, conforme sugerido pela teoria da estrutura de capital (BREALEY; MYERS; ALLEN, 2021). A dependência de uma única fonte de financiamento pode expor a empresa a condições desfavoráveis de mercado ou a restrições de crédito, tornando a diversificação uma prática prudente.

Verificou-se que o crédito bancário concentrou-se majoritariamente em indexadores inflacionários, como o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) e a Taxa de Longo Prazo (TLP). Essa preferência por indexadores reais no crédito bancário pode ser atribuída à busca por estabilidade no custo real da dívida em um ambiente de inflação volátil, além de refletir a natureza de longo prazo dos projetos de infraestrutura, cujas receitas muitas vezes possuem alguma indexação à inflação. Em contraste, as debêntures incentivadas apresentaram maior presença de estruturas pós-fixadas ao Certificado de Depósito Interbancário (CDI), além do benefício fiscal previsto na Lei nº 12.431/2011. A isenção tributária para investidores em debêntures incentivadas torna esses títulos mais atrativos, permitindo que as empresas captem recursos a custos nominais mais baixos, um benefício que se traduz em um menor Custo Efetivo Total para a emissora (BRASIL, 2011).

A heterogeneidade contratual observada, com a utilização de múltiplos indexadores e a presença de benefícios fiscais específicos, justificou a adoção do Custo Efetivo Total (CET) como métrica padronizada de comparação. O CET, ao incorporar todos os encargos, taxas, impostos e benefícios fiscais, oferece uma medida mais precisa do custo real de captação para a empresa, permitindo uma análise comparativa equitativa entre operações de naturezas distintas (ASSAF NETO, 2023). Sem essa padronização, a comparação direta entre taxas nominais indexadas a CDI, IPCA ou TLP seria enganosa, pois não refletiria o custo econômico verdadeiro e os efeitos inflacionários ou fiscais.

### Evolução do Custo Efetivo Total nominal

A análise do CET nominal evidenciou forte sensibilidade das modalidades de financiamento às condições macroeconômicas observadas no período de 2020 a 2024, especialmente à inflação e à política monetária. De modo geral, verificou-se que as oscilações da taxa básica de juros (Selic) e dos indexadores contratuais influenciaram diretamente o comportamento do custo nominal das captações, tanto no crédito bancário tradicional quanto nas debêntures incentivadas. Esse achado corrobora a literatura que destaca a interconexão entre as condições macroeconômicas e o custo de capital das empresas, onde períodos de aperto monetário e alta inflação tendem a elevar os custos de endividamento (SAITO; SHENG, 2017).

Na ENGIE Brasil Energia, observou-se que o custo nominal do crédito bancário variou de 9,72% em 2020 para 14,09% em 2022, acompanhando a elevação do CDI e o aperto monetário do período. Essa tendência reflete a resposta do mercado de crédito às políticas do Banco Central do Brasil, que elevou a taxa Selic para conter a inflação, impactando diretamente os custos de captações atreladas a taxas pós-fixadas como o CDI. As debêntures incentivadas, por sua vez, apresentaram comportamento heterogêneo, com patamar reduzido em 2020 e 2021 e elevação posterior, aproximando-se de dois dígitos a partir de 2022. Essa flutuação pode ser explicada pela interação entre as condições de mercado, a demanda por títulos incentivados e a percepção de risco dos investidores, que se ajustam ao longo do ciclo econômico. A menor competitividade das debêntures em 2022 para a ENGIE pode indicar que, naquele momento, as condições de mercado para emissões de dívida incentivada não foram tão favoráveis quanto as do crédito bancário, ou que a empresa conseguiu negociar spreads mais vantajosos com instituições financeiras.

Na CPFL Energia, o crédito bancário indexado ao IPCA apresentou CET nominal entre 7,49% e 14,60%, enquanto as debêntures atreladas ao CDI oscilaram entre 2,94% e 13,78%, refletindo maior exposição às variações da taxa de juros. A ampla variação do CET nominal das debêntures da CPFL, especialmente o patamar de 2,94% em 2020, sugere que a empresa pode ter aproveitado janelas de mercado favoráveis, caracterizadas por juros nominais baixos e alta inflação, resultando em um custo real negativo, conforme será discutido adiante. Essa estratégia de “market timing”, onde as empresas emitem dívida quando as condições de mercado são mais favoráveis, é um comportamento observado na literatura de finanças corporativas (MYERS, 2001). A elevação posterior do custo das debêntures acompanhou o ciclo de aperto monetário, demonstrando a sensibilidade desses instrumentos às condições de liquidez e às expectativas de juros.

Na Eletrobras, observou-se maior convergência entre as modalidades a partir de 2022, com custos nominais próximos entre si, embora tenha se destacado a redução do custo das debêntures em 2024, em razão de spreads mais baixos. Essa convergência pode indicar uma maturidade do mercado de capitais para a Eletrobras, que, após sua transição de controle estatal para capital pulverizado, pode ter melhorado sua capacidade de negociação e acesso a investidores dispostos a aceitar spreads menores em suas emissões de debêntures incentivadas. A redução dos spreads em 2024 é um indicativo de maior confiança do mercado na solidez financeira da empresa ou de uma maior demanda por esses títulos, o que se traduz em um custo de captação mais eficiente.

Em termos gerais, verificou-se que as debêntures incentivadas apresentaram custos nominais competitivos em diversos exercícios, sobretudo quando combinadas a condições favoráveis de mercado e à compressão de spreads. Contudo, como as operações analisadas estiveram indexadas a referenciais distintos, a comparação baseada apenas em taxas nominais mostrou-se insuficiente para aferir, de forma precisa, o custo econômico efetivo das modalidades. Por essa razão, a análise em termos reais foi adotada como principal critério comparativo deste estudo, neutralizando os efeitos inflacionários e permitindo uma avaliação mais acurada do poder de compra do capital.

### Comparação consolidada do Custo Efetivo Total real médio

A Tabela 2 consolidou o CET real médio das modalidades de financiamento analisadas para cada empresa da amostra, permitindo a comparação direta entre o crédito bancário tradicional e as debêntures incentivadas no período de 2020 a 2024. No caso da Eletrobras, a média foi apurada com base apenas nos exercícios para os quais houve disponibilidade de dados públicos padronizados.

Tabela 2. Custo Efetivo Total (CET) real médio por empresa e modalidade (%)

Empresa	Crédito bancário	Debêntures incentivadas	Diferença média (Debenture – Crédito bancário)	Modalidade de menor custo
ENGIE	4,41%	9,65%	+5,24 p.p.	Bancário
CPFL	3,73%	3,21%	-0,52 p.p.	Debentures
Eletrobras	4,99%	3,85%	-1,14 p.p.	Debêntures

Fonte: Dados da pesquisa

A leitura consolidada dos resultados evidenciou que não houve superioridade uniforme de uma única modalidade de financiamento entre as empresas analisadas. Ao contrário, a competitividade relativa entre crédito bancário e debêntures incentivadas variou conforme a estrutura contratual das operações, o ambiente macroeconômico e as especificidades financeiras de cada companhia. Esse achado é crucial e alinha-se à Teoria de Finanças Corporativas, que postula que a decisão ótima de financiamento é contingente a múltiplos fatores internos e externos à empresa (BREALEY; MYERS; ALLEN, 2021). Não existe uma “bala de prata” no financiamento corporativo; a escolha mais eficiente é sempre contextual.

Na ENGIE Brasil Energia, o crédito bancário apresentou CET real médio de 4,41%, enquanto as debêntures incentivadas registraram média de 9,65%, resultando em diferença positiva de 5,24 pontos percentuais em favor da modalidade bancária. Esse resultado indicou que, para a ENGIE, o crédito bancário tradicional constituiu a alternativa de menor custo no período analisado. Tal desempenho pode ser atribuído a diversos fatores. A ENGIE, sendo um dos maiores *players* privados de geração, pode ter um relacionamento bancário consolidado que lhe permite negociar condições de crédito mais favoráveis, incluindo spreads mais baixos e estruturas de garantia eficientes. Além disso, a percepção de risco do mercado em relação às debêntures da ENGIE pode ter sido maior em alguns períodos, exigindo um prêmio de risco mais elevado dos investidores, mesmo com o benefício fiscal. A diversificação de captações externas com proteção cambial, conforme Tabela 1, também pode ter contribuído para um custo bancário médio mais competitivo, ao permitir acesso a mercados com taxas de juros mais baixas.

Na CPFL Energia, observou-se comportamento distinto. O CET real médio do crédito bancário alcançou 3,73%, ao passo que o das debêntures incentivadas correspondeu a 3,21%, gerando diferença negativa de 0,52 ponto percentual. Embora essa vantagem tenha sido relativamente moderada, os dados indicaram maior competitividade das debêntures incentivadas no período considerado para a CPFL. Este resultado é particularmente interessante, pois sugere que a CPFL conseguiu capitalizar de forma mais eficaz os benefícios das debêntures incentivadas. A predominância de financiamentos de longo prazo junto ao BNDES, combinados a emissões recorrentes de debêntures incentivadas atreladas ao CDI, conforme a análise detalhada dos dados da CPFL, permitiu à empresa otimizar seu custo de capital. Em 2020 e 2021, as debêntures da CPFL apresentaram CET real negativo, o que é um indicativo de que a inflação (IPCA) superou o custo nominal da dívida, resultando em um custo real de captação extremamente vantajoso. Essa situação, embora não sustentável a longo prazo, demonstra a capacidade da empresa de aproveitar condições macroeconômicas específicas e os incentivos fiscais da Lei nº 12.431/2011 para reduzir significativamente seu custo de dívida.

Na Eletrobras, também se verificou desempenho mais favorável das debêntures incentivadas. O CET real médio do crédito bancário foi de 4,99%, enquanto o das debêntures atingiu 3,85%, resultando em diferença negativa de 1,14 ponto percentual. Tal evidência sugeriu que, para a Eletrobras, o acesso ao mercado de capitais ofereceu condições de captação relativamente mais vantajosas no intervalo analisado. A Eletrobras, que passou por um processo de capitalização e pulverização de capital, pode ter encontrado no mercado de debêntures incentivadas um canal eficiente para financiar seus projetos de infraestrutura, aproveitando a demanda de investidores por títulos com isenção de imposto de renda. A expressiva redução do CET real das debêntures da Eletrobras em 2024, que atingiu 1,10%, valor significativamente inferior ao custo bancário de 5,63% no mesmo ano, é um forte indicativo da crescente competitividade desse instrumento para a companhia. Essa melhoria pode ser reflexo de uma maior percepção de solidez da empresa após sua reestruturação, ou de uma estratégia bem-sucedida de negociação de spreads mais baixos no mercado de capitais.

A consolidação desses resultados reforçou a importância da análise em termos reais. Considerando-se que as operações comparadas estiveram indexadas a referenciais distintos, como CDI, IPCA, TLP e SOFR, a comparação baseada exclusivamente em taxas nominais poderia gerar interpretações distorcidas sobre o custo econômico efetivo das captações. A utilização do CET real médio permitiu neutralizar os efeitos inflacionários e estabelecer base homogênea de comparação entre instrumentos e períodos, conferindo maior rigor metodológico à análise. Esse procedimento é fundamental para a tomada de decisão financeira, pois o que importa para a empresa é o custo real do capital, ou seja, o custo após descontar a inflação, que representa o verdadeiro sacrifício de poder de compra.

Em termos agregados, concluiu-se que as debêntures incentivadas se mostraram mais competitivas para a CPFL Energia e para a Eletrobras, enquanto o crédito bancário tradicional apresentou melhor desempenho relativo para a ENGIE Brasil Energia. Assim, os resultados evidenciaram que a escolha da fonte de financiamento mais eficiente não dependeu exclusivamente do tipo de instrumento, mas da interação entre condições de mercado, benefícios fiscais, indexadores, spreads contratuais e perfil financeiro de cada empresa. Essa complexidade na decisão de financiamento é um tema central na teoria da estrutura de capital, que reconhece a ausência de uma solução universalmente ótima e a necessidade de considerar as especificidades de cada empresa e do ambiente econômico (MODIGLIANI; MILLER, 1958; MYERS; MAJLUF, 1984).

Discussão dos resultados à luz da teoria financeira

Os resultados obtidos mostraram-se consistentes com os fundamentos da teoria da estrutura de capital, segundo a qual as decisões de financiamento são orientadas pela busca de minimização do custo da dívida, preservação da flexibilidade financeira e diversificação das fontes de recursos. Nesse sentido, a evidência empírica indicou que a eficiência relativa entre crédito bancário tradicional e debêntures incentivadas não dependeu exclusivamente da natureza do instrumento, mas da interação entre condições macroeconômicas, estrutura contratual das operações, indexadores utilizados e perfil financeiro das companhias analisadas.

Tabela 3. Ranking das modalidades de menor custo real médio por empresa (2020-2024)

Posição	Empresa	Modalidade mais eficiente	CET real médio
1°	CPFL	Debentures	3,21%
2°	Eletrobras	Debentures	3,85%
3°	ENGIE	Bancário	4,41%

Fonte: Dados da pesquisa

A Tabela 3, que rankeia as modalidades de menor custo real médio, sintetiza a principal conclusão do estudo: a ausência de uma superioridade universal de um único instrumento. Para CPFL e Eletrobras, as debêntures incentivadas foram mais eficientes, enquanto para ENGIE, o crédito bancário tradicional se destacou. Este achado é fundamental para a compreensão da dinâmica de financiamento no setor elétrico brasileiro e para a aplicação da teoria de finanças corporativas.

No caso das debêntures incentivadas, observou-se que sua competitividade esteve associada, em grande medida, ao benefício fiscal previsto na Lei nº 12.431/2011. A isenção tributária concedida a determinados investidores aumentou a atratividade líquida desses títulos e contribuiu para reduzir a taxa de retorno exigida pelo mercado. Em termos econômicos, esse mecanismo beneficiou simultaneamente investidores e empresas emissoras: para os investidores, elevou o retorno líquido do investimento; para as empresas, favoreceu a redução do custo efetivo de captação. Esse resultado mostrou-se compatível com os estudos citados na introdução, que apontaram o avanço das debêntures incentivadas como instrumento relevante de financiamento da infraestrutura no Brasil (ANBIMA, 2023; B3, 2024). A capacidade de transferir parte do benefício fiscal para o custo de captação da empresa emissora é um exemplo claro de como as fricções de mercado, como os impostos, tornam a estrutura de capital relevante, contrariando as proposições iniciais de Modigliani e Miller (1958) em um mundo sem impostos.

Os achados referentes à CPFL Energia e à Eletrobras corroboraram parcialmente essa literatura. Em ambas as empresas, as debêntures incentivadas apresentaram CET real médio inferior ao do crédito bancário, sugerindo que, em determinados contextos, o mercado de capitais ofereceu condições de captação relativamente mais favoráveis. Tal evidência mostrou-se aderente às análises que destacaram a crescente relevância das debêntures incentivadas no financiamento de projetos intensivos em capital, especialmente quando associadas a spreads mais competitivos, maior liquidez e aproveitamento do benefício fiscal. A capacidade dessas empresas de acessar o mercado de capitais de forma eficiente pode ser atribuída à sua reputação, tamanho e histórico de crédito, fatores que reduzem a assimetria informacional e os custos de agência, tornando as emissões de dívida mais atrativas para os investidores (MYERS; MAJLUF, 1984).

Por outro lado, os resultados da ENGIE Brasil Energia indicaram comportamento distinto. Para essa empresa, o crédito bancário tradicional apresentou CET real médio inferior ao das debêntures incentivadas, evidenciando que a vantagem do mercado de capitais não se verificou de forma uniforme. Esse achado divergiu, ainda que parcialmente, de interpretações mais amplas que associaram as debêntures incentivadas a uma superioridade generalizada em relação ao crédito bancário. Assim, os resultados sugeriram que a competitividade desse instrumento dependeu das condições específicas de emissão, do momento macroeconômico, da composição do passivo e do perfil de risco de cada companhia. A ENGIE, com sua forte atuação e histórico no mercado, pode ter acesso a linhas de crédito bancário com spreads mais competitivos ou condições contratuais mais flexíveis que, em certos períodos, superaram os benefícios das debêntures incentivadas, mesmo com a isenção fiscal. Isso reforça a ideia de que a otimização da estrutura de capital é um processo dinâmico e multifacetado.

A análise também reforçou a importância metodológica da comparação em termos reais. Como as operações avaliadas estiveram indexadas a referenciais distintos, como CDI, IPCA, TLP e SOFR, a comparação baseada apenas em taxas nominais poderia conduzir a interpretações distorcidas acerca do custo econômico efetivo das captações. A utilização do CET real permitiu neutralizar os efeitos inflacionários e estabelecer base homogênea de comparação entre instrumentos e períodos, conferindo maior rigor analítico ao estudo. Este rigor é essencial para a validade das conclusões e para a aplicabilidade prática dos resultados, pois o custo real reflete o verdadeiro impacto financeiro das decisões de endividamento.

Adicionalmente, a consolidação dos resultados médios apresentados na Tabela 3 evidenciou diferenças relevantes entre as empresas analisadas. Verificou-se que, para CPFL Energia e Eletrobras, as debêntures incentivadas apresentaram menor custo real médio no período, enquanto, para a ENGIE Brasil Energia, o crédito bancário mostrou-se relativamente mais competitivo. Dessa forma, os achados reforçaram a inexistência de uma fonte universalmente superior e indicaram que a eficiência do instrumento de financiamento esteve condicionada às características específicas das operações e ao ambiente econômico vigente.

Implicações para a decisão de financiamento e síntese dos achados

A interpretação dos resultados empíricos mostrou-se aderente aos fundamentos da Teoria de Finanças Corporativas, especialmente no que se refere às decisões de estrutura de capital e à escolha entre diferentes fontes de financiamento. À luz das proposições clássicas de Modigliani e Miller (1958), observou-se que, embora a estrutura de capital fosse irrelevante em mercados perfeitos, a presença de fricções como impostos, assimetria informacional, custos de contratação e incentivos regulatórios tornou economicamente relevante a escolha entre crédito bancário e mercado de capitais. A Lei nº 12.431/2011, ao criar um benefício fiscal para as debêntures de infraestrutura, introduziu uma fricção tributária que alterou a atratividade relativa dos instrumentos de dívida, tornando a decisão de financiamento uma questão estratégica para as empresas.

Os resultados também dialogaram com a Trade-off Theory, segundo a qual as empresas buscam equilibrar benefícios e custos do endividamento (MYERS, 2001). No caso das debêntures incentivadas, verificou-se que o benefício fiscal incorporado à estrutura do título favoreceu a redução do custo de captação em determinados contextos, aumentando a atratividade dessa modalidade. Este benefício atua como um escudo fiscal, reduzindo o custo efetivo da dívida e, consequentemente, o custo médio ponderado de capital da empresa. Em contrapartida, o crédito bancário apresentou maior estabilidade relativa em diversas situações, especialmente em operações indexadas ao IPCA e à TLP, revelando vantagem em cenários de maior instabilidade monetária e elevação da taxa de juros. A previsibilidade e a menor volatilidade do crédito bancário, em certos contextos, podem ser mais valorizadas pelas empresas, mesmo que o custo nominal seja ligeiramente superior, devido à redução do risco financeiro.

Sob a ótica da Pecking Order Theory proposta por Stewart Myers (2001), observou-se que empresas com acesso mais consolidado ao mercado de capitais puderam recorrer com maior eficiência às debêntures incentivadas, enquanto o crédito bancário preservou relevância em situações nas quais a previsibilidade contratual, a estabilidade dos fluxos financeiros e a segurança operacional assumiram maior importância. A teoria da ordem de preferência sugere que as empresas preferem financiar investimentos com recursos internos, depois dívida e, por último, capital próprio. A utilização de debêntures incentivadas por empresas como CPFL e Eletrobras, que possuem forte presença no mercado de capitais, pode ser interpretada como uma forma de dívida que se tornou mais atrativa devido aos incentivos fiscais, posicionando-se favoravelmente na hierarquia de financiamento. Também se identificaram indícios de aproveitamento de janelas favoráveis de mercado, sobretudo nos casos em que determinadas emissões de debêntures apresentaram CET real muito reduzido ou negativo, o que sugeriu comportamento compatível com a hipótese de *market timing*. Essa estratégia permite que as empresas captem recursos a custos excepcionalmente baixos em momentos específicos, otimizando o custo de capital.

Do ponto de vista prático, essas evidências assumiram relevância particular no setor elétrico, cujos projetos se caracterizam por grande escala, longos ciclos de maturação e elevada intensidade de capital. Nessas condições, a decisão de financiamento não se limitou à busca do menor custo imediato, mas incorporou critérios como previsibilidade do fluxo de caixa, alongamento do perfil da dívida, redução do risco de refinanciamento e diversificação das fontes de recursos. Para gestores financeiros do setor, a implicação é clara: a análise deve ir além do custo nominal, considerando o custo real, os benefícios fiscais, a flexibilidade contratual e a capacidade de adaptação às condições macroeconômicas. A diversificação de fontes de financiamento é uma estratégia robusta para garantir a sustentabilidade dos projetos de longo prazo e a resiliência financeira das empresas.

De forma sintética, verificou-se que o crédito bancário tendeu a cumprir função de maior estabilidade financeira, em razão de sua menor volatilidade relativa em determinados contextos, enquanto as debêntures incentivadas atuaram como instrumento relevante de redução do custo marginal da dívida e ampliação do acesso ao mercado de capitais. Assim, a combinação entre ambas as modalidades mostrou-se consistente com uma estratégia de financiamento orientada simultaneamente pela eficiência econômica e pela preservação da solidez financeira. A capacidade de alternar ou combinar esses instrumentos de forma estratégica, aproveitando as vantagens de cada um em diferentes cenários, é o que define uma gestão de financiamento eficaz no setor elétrico.

Em resposta direta ao objetivo de pesquisa, concluiu-se que a competitividade entre debêntures incentivadas e crédito bancário tradicional variou conforme a empresa analisada, a estrutura contratual das operações e o contexto macroeconômico de cada exercício. De forma agregada, observou-se que as debêntures incentivadas se mostraram mais competitivas para a CPFL Energia e para a Eletrobras, enquanto o crédito bancário tradicional apresentou desempenho relativamente mais competitivo para a ENGIE Brasil Energia. Os resultados mostraram, portanto, que não houve superioridade universal de um único instrumento no período analisado. A evidência empírica indicou que a decisão ótima de financiamento no setor elétrico brasileiro dependeu menos da adoção exclusiva de uma modalidade e mais da combinação estratégica entre instrumentos, de forma compatível com o perfil de risco, o ambiente macroeconômico e as necessidades financeiras de cada companhia.

4. Conclusão

Conclui-se que o objetivo foi atingido, ao analisar comparativamente o custo e as condições de financiamento de longo prazo no setor elétrico brasileiro, entre crédito bancário tradicional e debêntures incentivadas, no período de 2020 a 2024. A pesquisa buscou identificar a modalidade mais competitiva e mensurar o trade-off financeiro, considerando o contexto macroeconômico. Os resultados demonstraram que não houve superioridade universal de um único instrumento. A competitividade variou conforme a empresa, a estrutura contratual e o ambiente macroeconômico. As debêntures incentivadas foram mais vantajosas para CPFL Energia e Eletrobras, enquanto o crédito bancário tradicional se mostrou mais competitivo para ENGIE Brasil Energia. Isso indica que a decisão ótima de financiamento reside na combinação estratégica de instrumentos, adaptada ao perfil de risco e às necessidades de cada companhia.

Contudo, o estudo apresentou limitações importantes. A análise baseou-se em dados secundários com diferentes níveis de detalhamento, e a mensuração do Custo Efetivo Total (CET) foi uma proxy, devido à indisponibilidade de fluxos de caixa contratuais completos. Além disso, o foco predominantemente quantitativo não contemplou integralmente aspectos qualitativos e negociais, como cláusulas restritivas e ratings de crédito. Para estudos futuros, sugere-se ampliar a amostra para outros segmentos de infraestrutura e incorporar variáveis adicionais, como risco de crédito, prazo médio das captações, liquidez dos títulos e efeitos regulatórios, a fim de aprofundar a compreensão da dinâmica de financiamento.

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Artigo oriundo de Trabalho de Conclusão de Curso da Especialização em Finanças e Controladoria do MBA USP/Esalq

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