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1 | Sociedade de consultores Augusto Mateus & Associados

Estudo sobre modelos e níveis de remuneração

de ativos no Setor do Gás Natural

Relatório Final

Novembro | 2015

Ficha técnica

Título

Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor

do Gás Natural - Relatório Final

Promotor

AGN - Associação Portuguesa das Empresas de Gás Natural

Autoria

Sociedade de Consultores

Augusto Mateus & Associados

Equipa

Coordenação Global

Augusto Mateus

Coordenação Executiva

Vitor Escária

Consultores

Hermano Rodrigues Nuno Ferreira

Edição

Outubro 2015

Índice

Nota introdutória ................................................................................................................. 1

1. Enquadramento: modelos típicos de remuneração de ativos........................................... 2

2. Os níveis de remuneração de ativos ................................................................................ 8

3. A prática da ERSE no contexto internacional ................................................................. 17

4. Questões chave para o próximo período regulatório ..................................................... 26

Conclusões e Recomendações ............................................................................................ 40

Índice de Quadros

Quadro 1 Metodologia de remuneração aplicada nos Estados-membros .............................. 6

Quadro 2 Taxa de juro sem risco ....................................................................................... 12

Quadro 3 Custo da dívida e metodologia utilizada para a sua determinação ...................... 13

Quadro 4 Parâmetros relativos à determinação dos custos operacionais ........................... 21

Quadro 5 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros considerados ........................... 23

Quadro 6 Taxa de Remuneração dos ativos: comparação entre as atividades reguladas ... 24

Quadro A. 1 Taxa de remuneração dos ativos e parâmetros financeiros em França ........... 45

Quadro A. 2 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros em Itália .............................. 47

Quadro A. 3 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros na Irlanda ............................ 50

Quadro A. 4 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros no Reino Unido .................... 52

Índice de Gráficos

Gráfico 1 Taxa de remuneração dos ativos .......................................................................... 8

Gráfico 2 Evolução do consumo interno bruto de gás natural ............................................ 19

Gráfico 3 Evolução da taxa de remuneração nas atividades reguladas .............................. 25

Gráfico 4 Rendibilidade dos títulos de dívida soberanos com maturidade de 10 anos ........ 28

Gráfico 5 Evolução dos CDS sobre os títulos de dívida da República Portuguesa e da EDP . 29

Gráfico 6 Taxa de juro de novas operações de empréstimos .............................................. 30

Gráfico 7 Cotação das ações da Galp Energia e do PSI20 ................................................... 31

Gráfico 8 Rolling beta da Galp Energia ............................................................................... 32

Gráfico 9 Evolução do nível de endividamento das empresas distribuidoras de Gás Natural .............................................................................................................................. 33

Gráfico 10 Taxa de juro sem risco e seus componentes ..................................................... 36

Gráfico 11 Prémio de Risco País e suas componentes ........................................................ 38

Relatório Final | 1

Nota introdutória

O presente documento constituiu o relatório final do estudo sobre modelos e níveis de remuneração

de ativos no Setor do Gás Natural desenvolvido pela Augusto Mateus & Associados para a AGN -

Associação Portuguesa das Empresas de Gás Natural.

O estudo tem por objetivos apresentar os diferentes modelos de remuneração de ativos utilizados pelos

reguladores do setor do gás Natural na Europa e avaliar os métodos de cálculo e os níveis de

remuneração de ativos que são considerados nesses modelos, enquadrando a prática, em Portugal, da

Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE).

O enquadramento da regulação do setor do gás natural tem, assim, no estudo em desenvolvimento,

um tratamento da respetiva evolução em matéria de métodos de cálculo e indicadores utilizados e em

matéria de níveis de remuneração dos ativos considerados. O foco incide sobre os aspetos teóricos e

conceptuais, sobre as opções específicas relativas a cálculos e indicadores e sobre as comparações

relevantes, seja em termos da evolução temporal em Portugal, no setor do gás natural e em outras

atividades reguladas pertinentes, seja em termos de benchmark internacional dos níveis de

remuneração praticados.

O estudo apresenta um levantamento dos modelos típicos de remuneração de ativos praticados em

diversos países, bem como uma identificação das tendências de evolução dos mesmos. É efetuada

também uma análise dos atuais níveis de remuneração. São ainda apresentadas algumas questões-

chave identificadas para o próximo período regulatório, culminando-se com a elaboração de cenários

alternativos relativamente aos valores mais adequados para os parâmetros incluídos nas fórmulas de

determinação dos níveis de remuneração de ativos no próximo período regulatório que consideram o

grau de desenvolvimento do mercado energético, o risco do país e os níveis de financiamento

disponíveis.

2 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural

1. Enquadramento: modelos típicos de

remuneração em atividades reguladas

1.1. A problemática da remuneração em atividades reguladas

Na análise da remuneração das atividades reguladas é necessário ter em atenção a enorme

complexidade dos regimes regulatórios. Uma mera comparação de alguns parâmetros financeiros,

como a taxa de remuneração dos ativos ou o custo de dívida considerado nos modelos, não pode ser

realizada sem ser enquadrada num contexto mais amplo em que se consideram as características dos

regimes regulatórios, sendo assim indispensável ter presente a totalidade do esquema regulatório e

os diferentes mecanismos que o incorporam.

A necessidade de regulação económica de certas atividades, em particular, a definição do nível de

remuneração permitida, é justificada como forma de prevenir que a presença de estruturas

monopolísticas ponha em causa o desenvolvimento de condições de mercado eficientes caraterísticas

de um mercado concorrencial, em particular ao nível da formação de preços.

A natureza de monopólio natural de muitas atividades associadas ao gás natural, nomeadamente ao

nível do transporte e distribuição, que decorre das suas características, com a presença de importantes

economias de escala, torna necessária a regulação económica deste setor que é regida pelos seguintes

objetivos:

Maximizar o bem-estar social, assegurando uma partilha justa dos benefícios entre os vários

stakeholders, nomeadamente operadores e consumidores;

Assegurar o acesso não discriminatório aos serviços para todos os participantes no mercado;

Proteger os interesses dos consumidores e eliminar possíveis ineficiências monopolísticas;

Assegurar a viabilidade financeira dos operadores, permitindo que recuperem um nível de custos

eficiente, por forma a atrair capitais ao setor.

Neste contexto, a metodologia de remuneração estabelecida deve refletir vários princípios relacionados

com a capacidade de emitir sinais, de curto e longo prazo, aos agentes envolvidos de modo a assegurar

um nível ótimo de utilização e desenvolvimento do sistema, a sustentabilidade da atividade de

distribuição e a proteção dos consumidores. Por exemplo, segundo o documento “Study on tariff design

for distribution systems”, preparado para a Comissão Europeia, os princípios a ter em consideração no

desenho tarifário podem ser agrupados nas seguintes categorias:

Sustentabilidade do sistema: compreende os princípios indispensáveis para que o sistema

regulatório consiga atrair capitais. Neste quadro, a estrutura tarifária e as suas várias

componentes devem permitir recuperar o nível total de remuneração estabelecida, assegurando a

cobertura do nível eficiente de custos do sistema e uma razoável remuneração do capital, em linha

com o risco relativo de investimento e com as condições de financiamento. Adicionalmente, as

metas associadas aos mecanismos de incentivo devem ser atingíveis.

Eficiência económica: compreende os princípios indispensáveis para incentivar a minimização

de custos no curto e longo prazo. Os serviços de rede devem ser fornecidos aos consumidores ao

mais baixo custo possível, sendo que a regulação tarifária deve incentivar a redução de custos


operacionais (incluindo custos administrativos) e um nível de investimento eficiente, de acordo

com as necessidades do mercado. Para tal, sempre que possível, deve ser incentivada a

coordenação das decisões de gestão corrente e de investimento com outros stakeholders

(operadores de transporte de gás e serviços auxiliares). A regulação tarifária não deve criar

barreiras à inovação, promovendo o funcionamento eficiente dos mercados. Nesta matéria,

importa também destacar que as tarifas decorrentes do nível de remuneração estabelecido devem

incentivar a utilização eficiente da rede, promovendo a flexibilidade do sistema em termos de

eficiência energética e da capacidade de resposta face a flutuações de procura e oferta,

capacitando o sistema na gestão de picos de procura, por forma a reduzir os custos de

infraestruturas nessas situações;

Transparência: a metodologia de remuneração, os parâmetros e resultados associados devem

ser publicados e disponíveis para os agentes participantes no mercado. Em primeiro lugar, a

metodologia e os resultados da determinação das tarifas devem ser fáceis de perceber e

implementar, as tarifas devem ser baseadas em variáveis observáveis, conhecidas pelos

utilizadores e outras partes interessadas, que devem conseguir prever a sua evolução futura, as

metodologias tarifárias devem ser estáveis de forma a minimizar o nível de incerteza, sendo que

a regulação tarifária deve estar de acordo com a legislação em vigor. Adicionalmente, deve ser

respeitado o princípio da não discriminação, com todos os utilizadores que pertençam a uma

determinada categoria e procurem uma tipologia de rede idêntica a pagarem a mesma tarifa,

independentemente do tipo de utilização final da energia

Embora a necessidade de respeitar os princípios acima citados seja transversal a qualquer metodologia

de remuneração, a definição do esquema regulatório, incluindo a estrutura tarifária associada, tem de

ser adaptada à realidade do respetivo mercado, considerando os diferentes aspetos que afetam a

estrutura de custos da distribuição, nomeadamente a maturidade da estrutura da rede de distribuição

e transporte de gás natural e o grau de gaseificação, e ainda as distintas composições de consumo, no

que se refere ao impacto da sazonalidade, ao peso da industria e da geração de energia elétrica em

relação ao consumo doméstico.

Nesse quadro há um conjunto de questões que são fundamentais num modelo de remuneração.

Algumas dessas questões são apresentadas em seguida.

Ampliação da rede vs saturação vs reposição de ativos

O modelo remuneratório considerado na fixação de tarifas deve considerar o nível de maturidade do

mercado e do sistema. A sua saturação, a necessidade de expansão ou de reposição de ativos são

também elementos que têm que ser considerados, devendo o modelo remuneratório adequar os

incentivos à situação existente e aos objetivos de política e de desenvolvimento do mercado que se

pretendem prosseguir.

A introdução de mecanismos de incentivo e os níveis de remuneração

A introdução de mecanismos de incentivo na metodologia remuneratória amplia os riscos suportados

pelos operadores, implicando um nível de remuneração mais elevado, de forma a compensar esse

acréscimo de risco. Em consonância, os mecanismos que compõem a metodologia remuneratória têm

de ser analisados à luz, por um lado, dos incentivos que fornecem aos distribuidores para tomar as

decisões de longo prazo mais eficientes e minimizar os custos associados à sua atividade operacional

e, por outro lado, dos riscos que alocam aos distribuidores e da correspondente taxa de retorno

necessária para atrair capitais para o setor.

Risco

Um aspeto relevante a ter em consideração no desenho tarifário diz respeito à repartição de risco entre

consumidores e operadores. Ao aplicar metodologias de remuneração do tipo price cap ou revenue

cap, o regulador deve limitar a exposição dos distribuidores a riscos causados por fatores que não

estão sob o seu controlo. As despesas elegíveis devem ser prudentes, conhecidas e mensuráveis, e


deve ser conhecida a sua utilidade. Todas as outras devem ser excluídas do perímetro de regulação.

Em relação ao risco de volume, no caso do nível de receitas permitidas não ser alcançado ou ser

excedido devido a uma alteração inesperada na procura, o esquema tarifário deverá incluir a

possibilidade de correções ex post do nível de receitas.

Em relação ao risco inerente às decisões de investimento, os reguladores deverão mitigar o risco de

seleção, o risco que a utilidade associada a determinados investimentos fique aquém do esperado,

devido a um crescimento da procura ou a um número de novas conexões abaixo das expectativas, e o

risco de implementação, isto é, o risco de que o custo da introdução de novos ativos na rede seja

superior ao nível de remuneração permitido. No primeiro caso, uma alternativa possível passa por

incentivar os distribuidores a tomar as decisões de investimento mais eficientes, responsabilizando-os

pelos investimentos efetuados através da concessão de total autonomia na seleção dos investimentos

a efetuar e alocando aos distribuidores os custos relativos a ativos inoperacionais (stranded). Caso o

risco seja alocado, total ou parcialmente, aos consumidores, deve ser estipulada uma avaliação

exaustiva ex ante das decisões de investimento por parte do regulador, avaliando os projetos em

termos de eficiência, nível de custos, e capacidade para alcançar os objetivos propostos. Em relação

ao risco de implementação, uma alternativa possível poderá passar por o regulador definir, à partida,

um padrão de investimento (custos padrão de investimento), mediante uma análise de benchmarking,

e o nível de receitas permitidas correspondente, com o distribuidor a suportar/reter o

excesso/poupança de custos.

Assimetria de Informação

Outro aspeto relevante na definição dos esquemas remuneratórios diz respeito à presença de um

elevado grau de assimetria de informação entre operadores e reguladores. Nesta matéria, a introdução

de coeficientes e custos standard, ou padronizados, determinados a partir de análises benchmarking,

permite ao regulador estabelecer mecanismos de incentivo mais eficazes. A aplicação de coeficientes

unitários definidos de forma uniforme de acordo com os custos unitários dos distribuidores torna as

receitas permitidas independentes dos custos de cada operador, incentivando a minimização de custos.

Especialmente quando a estrutura de oferta é bastante fragmentada, pode ser a alternativa mais

eficiente para fazer face ao elevado custo administrativo inerente à análise exaustiva de informação

contabilística de cada operador.

No entanto, a sua utilização também revela alguns pontos fracos e desvantagens que importa ter em

conta. Em primeiro lugar, quando a estrutura de custos mais eficiente é distinta entre operadores, a

sua aplicação pode não ser a melhor opção, gerando rendas injustificadas para operadores a atuar em

áreas de baixo custo e por em causa a sustentabilidade económica e financeira de empresas a atuar

em áreas de elevado custo. Por outro lado, a relação entre custos e outputs não é direta, sendo difícil

modelar a sua relação. A aplicação de coeficientes padrão deverá ser acompanhada de variáveis de

controlo, por forma a ter em conta fatores exógenos que afetem a estrutura de custos, como a

densidade populacional ou condições climatéricas. Por fim, num ambiente tecnológico dinâmico e

incerto, a informação sobre custos futuros que os coeficientes resultantes de exercícios de

benchmarking fornecem é reduzida e facilmente desatualizada. No caso de os distribuidores revelarem

um elevado grau de aversão ao risco, pode mesmo induzir a adoção de tecnologias conhecidas em

detrimento da incorporação inovações.

Incentivos para a eficiência

Nos regimes regulatórios importa igualmente considerar a utilização de mecanismos de incentivo

associados à minimização de custos operacionais, à qualidade de serviço e a outras metas. Estes

mecanismos referem-se não só à aplicação de metodologias do tipo price cap ou revenue cap, que são

analisadas no ponto seguinte, mas também à introdução de incentivos financeiros, sob a forma de

bonificações ou penalizações, associados a metas relacionadas com a qualidade de serviço e outros

aspetos relevantes. Embora estas sejam das ferramentas mais potentes para alinhar a atividade dos

operadores com os objetivos do regulador, é necessário que determinadas condições básicas se


verifiquem para que os mecanismos de incentivo tenham de sucesso. Em particular, é imperativo que

a performance possa ser medida de forma inequívoca, que o valor que os consumidores atribuem à

materialização da meta possa ser avaliado e que o regulador tenha informação suficiente para

desenvolver uma visão clara e autónoma dos custos necessários para que o distribuidor consiga

alcançar as metas estabelecidas.

1.2. Os modelos típicos de remuneração de atividades reguladas no setor do gás natural

As diferentes metodologias de remuneração podem ser agrupadas nas seguintes categorias:

Método Rate of Return ou cost-of-service

Método Cap ou regulação por incentivos.

Na primeira metodologia, o nível de proveitos estabelecido para o operador permite reembolsar os

seus custos de produção e inclui ainda uma taxa de remuneração dos capitais que se considera

suficiente para atrair capitais e incentivar os investidores a repor e expandir a rede de distribuição e

restante base de ativos regulados. A principal vantagem associada a esta metodologia prende-se com

a eficácia com que incentiva os operadores a investir, mesmo em ambientes de risco, caso a

credibilidade do regulador assegure o nível de remuneração estabelecido. Contudo, este método, além

de vulnerável aos perigos decorrentes da inerente assimetria de informação entre regulador e

empresas reguladas, revela-se pouco eficaz a estimular a empresa a controlar os custos e pode mesmo

gerar incentivos perniciosos para o operador investir em excesso, tomando decisões de investimento

imprudentes e ineficientes.

Na metodologia cap, o nível de preços ou remunerações permitido é definido a priori, para o período

regulatório, permitindo às empresas reguladas reter as poupanças efetuadas durante o período. O

termo cap refere-se ao limite superior relativo aos preços ou receitas, dependendo se o método em

questão é price cap ou revenue cap. A principal vantagem desta metodologia passa por reduzir o

impacto da assimetria de informação e por fornecer um forte incentivo às empresas para reduzir os

seus custos, por forma a aumentar os seus lucros. Uma diferença básica entre os métodos price cap e

revenue cap prende-se com a forma como o nível remuneratório reage a variações na procura. No

primeiro caso, as receitas do operador variam de acordo com a procura e, assim, o risco de volume é

suportado/retido pelo operador. Sob um modelo revenue cap, o nível de receitas está garantido ao

operador, independentemente da evolução da procura. Consequentemente, o risco de volume é

suportado pelos consumidores.

No caso em que a variação dos custos totais associada a variações da procura é reduzida, um modelo

revenue cap, incorporando incentivos de redução de custos, poderá ser a metodologia mais apropriada.

Nesta abordagem, a fixação do nível de receitas que um operador pode receber ao longo do período

regulatório é parcial ou mesmo completamente independente do nível de custos em que incorre nesse

período. O limite superior é definido anualmente de acordo com a inflação, e posteriormente, ajustado

por um fator de eficiência, o fator X, que reflete, entre outros aspetos, a variação real de custos que o

regulador assume ser razoável. Dependendo da sua operacionalização, podemos distinguir entre as

metodologias:

Fixed revenue cap: No início do período regulatório é definido um teto máximo ao nível de total

de proveitos, que é depois ajustado anualmente por via da inflação e do fator X. Neste método o

valor dos proveitos permitidos é independente do nível de consumo de gás, não reagindo a

alterações na procura.

Variable revenue cap: Além de evoluir segundo a inflação e o fator X, o nível de proveitos

permitidos é indexado a um ou mais indutores de custos, por exemplo o número de clientes ou

km de rede, permitindo acompanhar a evolução da procura. A vantagem inerente a este tipo de

abordagem reside na possibilidade de um ajustamento automático para alguns custos que o

operador não consegue controlar.


Unit revenue cap: O limite máximo é aplicado ao montante médio de receitas por unidade de gás

veiculada (ou por número de pontos de entrega) que é permitido ao operador receber em cada

ano. O coeficiente unitário é depois atualizado anualmente segundo a inflação deduzida do fator

X. Esta abordagem incentiva as atividades reguladas a aumentar as vendas, o que, dependendo

da fase do ciclo de expansão da rede em que se encontra, poderá revelar ser uma vantagem.

A aplicação do método de regulação revenue cap pode ser ainda efetuada de duas formas distintas.

Numa primeira hipótese, o regulador primeiro calcula os proveitos permitidos para cada ano do período

regulatório e, posteriormente, corrige as estimativas em baixa pelo aumento requerido de eficiência.

O passo seguinte passa por converter esta série numa fórmula cap, através do cálculo do fator X

(alisado) tal que o valor atualizado das receitas sob esta fórmula corresponda ao valor atualizado das

receitas projetadas (e corrigidas). Numa segunda alternativa, o nível de remuneração permitido é

calculado a partir dos custos efetivos no último ano do período regulatório anterior e ajustado

anualmente pela inflação e pelo coeficiente de eficiência estipulado. Nesta alternativa não é

considerada qualquer projeção para as despesas operacionais ou para os custos de capitais na

determinação do nível de receitas permitidas.

Uma outra metodologia de regulação diz respeito à utilização de modelos híbridos, que conciliam os

dois modelos anteriores num mesmo esquema. Nesta metodologia é aplicada uma regulação cap às

despesas operacionais e um modelo rate of return às despesas de capital.

Na Europa são utilizados os vários modelos de remuneração, apresentando o quadro seguinte a

metodologia de remuneração utilizada nalguns dos Estados-membros.

Quadro 1 Metodologia de remuneração aplicada nos Estados-membros

Hibrido Revenue Cap Price Cap Cost-of-service/

Rate of return

R. Checa Alemanha Holanda Finlândia

França Grécia Eslováquia Dinamarca

Itália Reino Unido Áustria

Polónia Croácia

Suécia Hungria

Portugal Lituânia

Irlanda Eslovénia

Luxemburgo

Fonte: Augusto Mateus & Associados

1.3. Tendências recentes na evolução dos modelos de remuneração

Os modelos regulatórios das atividades reguladas, nomeadamente na distribuição de gás natural, tem

estado focada em aumentar o nível de cobertura do serviço, assegurando que a população tenha acesso

a um elevado nível de qualidade do serviço, e em maximizar a eficiência das empresas, promovendo

melhorias na produtividade e partilhando os benefícios decorrentes entre operadores e consumidores.

Nos anos mais recentes, a evolução do papel das empresas operadoras tem exigido um

acompanhamento por parte da regulação económica. Com a difusão das novas tecnologias, os

operadores deixaram de ser meros transportadores de gás natural entre as redes de alta pressão e os

consumidores finais e passaram também a ter um papel ativo na implementação de redes ativas,

inteligentes e integradas, interagindo cada vez mais com os restantes participantes do mercado na

gestão dos seus sistemas. Em concordância, os regimes regulatórios têm tentado acompanhar esta

evolução, passando a considerar novos objetivos na sua implementação. Neste contexto, os

reguladores têm vindo a desenvolver medidas financeiras de forma a incentivar, quer um nível de


consumo mais eficiente, quer soluções de investimentos que maximizem a eficiência do sistema,

removendo obstáculos aos operadores na implementação de alternativas de investimento inovadoras

e, ao mesmo tempo, assegurando que as novas tecnologias e sistemas operacionais de distribuição

implementados sejam os mais adequados. Adicionalmente, de acordo com a crescente utilização das

novas tecnologias de informação, importa assegurar que os operadores garantam a privacidade de

dados e demais questões de segurança.

Nessas tentativas de responder de forma mais eficaz a estes novos desafios tem-se assistido a uma

evolução dos modelos regulatórios que têm vindo a incorporar na fixação das tarifas e dos níveis de

remuneração mecanismos de incentivo de natureza diversa podendo identificar-se como principais

tendências:

Crescente utilização de modelos híbridos;

Privilegiar a estabilidade tarifária e duração do período regulatório

Crescente utilização de mecanismos de incentivo/penalização

Consideração de mecanismos de atualização/indexação das remunerações e das tarifas;

Consideração de rendimentos dependentes de resultados (Output based returns);

Promoção de modelos de Smart Metering;

Inclusão de objetivos de extensão da rede (majoração para abranger novas localidades).

A apresentação no anexo dos modelos regulatórios de alguns países mostra descreve a forma como

algumas destas questões têm sido consideradas.


2. Os níveis de remuneração de ativos

2.1. Os níveis de remuneração de ativos

Tendo apresentado os modelos típicos de remuneração de ativo praticados, importa também analisar

quais os níveis de remuneração de ativos existentes na medida em que os mesmos refletem alguns

dos princípios discutidos anteriormente e decorrem da operacionalização de esquemas de incentivo, e

da consideração de modelos benchmarking.

A figura seguinte compara a taxa de remuneração estabelecida pela ERSE para a atividade de

distribuição de gás natural no período regulatório corrente com uma amostra selecionada de países.

São selecionados como países para comparação os modelos de remuneração de Itália, França e Irlanda,

devido às semelhanças com o modelo português, e o modelo do Reino Unido, como contraponto à

realidade portuguesa. Embora o esquema tarifário em vigor em Espanha seja analisado, apesentando-

se em anexo, a não consideração explícita de uma taxa de remuneração ou de uma base de ativos

regulados impossibilita a sua consideração nesta comparação.

Gráfico 1 Taxa de remuneração dos ativos

Fonte: Augusto Mateus & Associados, com base em informação disponibilizada pelos reguladores

Nota: Nos restantes países a taxa de remuneração é determinada em termos reais. De forma a comparar com a taxa de remuneração

nacional é considerada a taxa de inflação alvo do Banco Central Europeu quando não existe referência a outra taxa de inflação

esperada.

Importa destacar mais uma vez que as diferenças no nível de remuneração têm de ser analisadas à

luz do modelo remuneratório em que estão inseridas. Como exemplo, no caso do Reino Unido,

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

Reino Unido(2013)

França(2013)

Irlanda(2012)

Itália(2014)

Portugal(2013)


mediante o cumprimento de metas definidas pelo regulador é possível que esta taxa de remuneração

base seja majorada para um valor duas vezes superior.

No que se segue, em primeiro lugar, são analisadas as diferentes conceções da base de ativos

regulados, a partir do qual é calculado o nível de proveitos permitidos. De seguida, é avaliada a

metodologia e os parâmetros considerados na determinação da taxa de remuneração. Para tal, além

da análise teórica subjacente, serão confrontados os diferentes aspetos dos modelos de remuneração

da amostra de países considerados.

2.2. Identificação da base de ativos regulados

Um elemento da maior relevância para a análise do nível de remuneração é a base de ativos regulados

(RAB, acrónimo do inglês Regulated Asset Base) que é o conjunto de ativos considerado necessário

para desenvolver a atividade regulada. O modelo exige assim definir qual o perímetro da base de ativos

regulada e qual deverá ser o seu valor.

Em relação à primeira questão, em teoria, apenas deveriam ser considerados os ativos que contribuam

ativamente para bom funcionamento do sistema, ou seja, aqueles que sejam efetivamente utilizados

e úteis, e que tenham sido desenvolvidos eficientemente, respeitando o critério de minimização de

custos. Embora exista um consenso alargado quanto a esta definição, a prática regulatória a nível

europeu difere em alguns aspetos, nomeadamente na decisão quanto à inclusão do imobilizado em

curso e das necessidades de fundo de maneio.

No primeiro caso, ao incluir o imobilizado em curso no RAB o regulador está, desde logo, a financiar o

projeto, permitindo ao investidor libertar cash-flows para a sua atividade corrente. No entanto, esta

hipótese constituiu uma clara violação do princípio teórico que os ativos devem contribuir ativamente

para o bom funcionamento do sistema, colocando os utilizadores correntes do sistema a pagar uma

infraestrutura que apenas será utilizada por utilizadores futuros e, adicionalmente, o investidor não

terá um incentivo para concluir de forma rápida o projeto. Entre os países selecionados a Itália e a

Irlanda incluem o imobilizado em curso no RAB.

Em relação às necessidades de fundo de maneio, o montante de capital necessário para a empresa

realizar a sua atividade operacional é, normalmente, calculado como a diferença entre os ativos e os

passivos correntes. O propósito regulatório das receitas permitidas é determinar o nível de receitas

que os operadores necessitam para recuperar os custos em que incorrem, conceito que inclui o valor

temporal do dinheiro. As necessidades de fundo de maneio estão associadas a um desfasamento entre

o momento em que os operadores incorrem num custo particular e o momento em que recebem o

reembolso (via tarifária). Neste contexto, é justificada a sua inclusão no RAB. Entre os países

selecionados, apenas a Itália inclui as necessidades de fundo de maneio no RAB.

Outro aspeto controverso na prática regulatória prende-se com o método de valorização do RAB, não

existindo um procedimento específico que seja apontado como o mais correto. Esta é uma questão

bastante pertinente, dado que, dependendo do método seguido, o valor do RAB pode apresentar uma

elevada variação. Ao nível teórico, existe um extenso conjunto de alternativas possíveis para a sua

valorização. Contudo, a prática regulatória a nível europeu divide-se num número reduzido de

alternativas, que são apresentadas de seguida, evidenciando as suas vantagens e limitações:

Avaliação do RAB pelo custo de aquisição

Por esta abordagem, os ativos são valorizados ao seu custo original, líquido de depreciações, tal como

reconhecido nos balanços financeiros. O valor dos ativos não é indexado à inflação nem associado ao

custo de substituição. As principais vantagens desta abordagem residem na sua objetividade,

simplicidade, e transparência, evitando divergências na sua interpretação entre operadores e

reguladores. Em sentido oposto, esta abordagem, não reflete o valor económico dos ativos,

particularmente em momentos de elevada inflação e evolução tecnológica pronunciada, fornecendo

sinais económicos inexatos e reduzindo os incentivos a investir na rede.


Avaliação do RAB pelo custo de substituição

Por esta abordagem, os ativos são valorizados ao custo atual que seria necessário para substituir os

ativos existentes, existindo duas alternativas possíveis:

Custo de aquisição indexado: Por este método o valor dos ativos é atualizado de acordo com a

inflação. Com esta abordagem, que é relativamente acessível e pouco dispendiosa, é estabelecida

uma estimativa do valor dos ativos mais próxima da realidade. Contudo, este método não acomoda

a evolução tecnológica na variação do preço dos ativos, permanecendo o risco de sobre ou

subavaliação face ao valor de mercado.

Modern Equivalent asset: Por este método, o valor do RAB é calculado com base no custo de

replicar uma nova infraestrutura da forma mais eficiente possível. Com esta abordagem, é

fornecida uma melhor indicação do valor de mercado dos ativos, que reflete o impacto da inflação

e ajustamentos quanto à vida útil dos ativos, corrige possíveis ineficiências na configuração atual

do RAB, gerando uma sinalização eficiente dos preços. Pela negativa, trata-se de uma abordagem

bastante complexa de implementar, dada a necessidade de reavaliar todos os ativos. Exige

também um grau de julgamento subjetivo acerca da configuração de rede eficiente,

especificamente se deve ser considerada a rede existente ou a rede ótima. Adicionalmente, existe

a possibilidade de desincentivar novos investimentos dada a possibilidade de investimentos que

vejam a sua utilidade diminuir de forma inesperada deixarem de ser contabilizados.

Nos países selecionados é sempre seguida na valorização do RAB a abordagem do custo de aquisição

indexado. Embora convirjam na abordagem selecionada, não existe um consenso quanto a alguns

aspetos específicos, nomeadamente quanto ao deflator a utilizar.

O último aspeto a considerar na definição da base de ativos regulados prende-se com o método de

depreciação. O custo de capital original de um projeto é alocado anualmente ao longo da sua vida útil

de acordo com um dado perfil escolhido, podendo ser usada uma variedade de métodos de depreciação

para alocar esse custo do ativo durante a sua vida útil. Estes métodos incluem o método das quotas

constantes, o método do saldo decrescente e o método das unidades de produção. A depreciação pelo

primeiro método resulta num débito constante durante a vida útil do ativo. O método do saldo

decrescente resulta num débito decrescente durante a vida útil. O método das unidades de produção

resulta num débito de acordo com a utilização esperada do ativo.

A abordagem mais popular entre os reguladores é o método das quotas constantes, em que o custo

histórico dos ativos é distribuído pelos períodos em que estes são utilizados, tratando-se de uma

abordagem simples, transparente e objetiva. Dado a natureza dos ativos envolvidos e a projeção do

perfil de utilização da rede, este método sugere uma razoável representação da efetiva depreciação

económica dos ativos de rede.

No Reino Unido, para os ativos em atividade desde 2002, é seguido um perfil de depreciação acelerada,

em que o montante das amortizações vai decrescendo ao longo do tempo, considerando a perspetiva

de redução gradual do consumo de gás no longo prazo.

2.3. Taxa de remuneração

A taxa de remuneração requerida pelos investidores como compensação pela sua exposição ao risco é

determinada pelas condições de mercado atuais e pelas prospetivas futuras de negócio associado.

Assim, a sua determinação tem de ser baseada numa análise do negócio e do mercado, que permita

refletir o risco da sua atividade, assim como a sua estrutura de capital, tendo em consideração que as

empresas se podem financiar através de capitais próprios ou dívida, devendo ainda ponderar o custo

de oportunidade do investimento.


Assim, a remuneração de capital é estimada como uma média do custo da dívida e dos capitais

próprios, ponderados pela estrutura de capital.

O custo de capital de uma empresa

A metodologia mais utilizada para estimar a remuneração dos ativos (antes de impostos) é baseada

no modelo WACC (acrónimo do inglês Weighted Average Cost of Capital), de acordo com a equação

seguinte:

𝑊𝐴𝐶𝐶 =𝐸

𝐸 + 𝐷𝑟𝑒 +

𝐷

𝐸 + 𝐷𝑟𝑑(1 − 𝑡)

em que E representa o valor dos capitais próprios, D o valor dos capitais alheios, 𝑟𝑒 a taxa de custo do

capital próprio, 𝑟𝑑 a taxa de custo do capital alheio e t a taxa de imposto que incide sobre os lucros

das empresas.

O cálculo envolve assim: i) estimar a estrutura de capital, ou seja, a proporção de capitais próprios e

alheios no total do ativo, ii) estimar a taxa de custo do capital alheio, iii) estimar a taxa de custo do

capital próprio e iv) estimar a taxa efetiva de imposto que incide sobre o setor.

Todos os parâmetros necessários à estimação do custo de capitais próprios podem ser observados

diretamente no mercado ou derivar-se, com relativa fidelidade, a partir de valores históricos sem

necessidades de valorizações subjetivas. Os parâmetros principais, nível de endividamento, prémio de

dívida e o beta, são específicos às empresas que operam nas atividades reguladas. Os restantes

parâmetros, taxa de juro sem risco e risco de prémio de mercado são comuns ao mercado em que

estão inseridas.

Embora o método WACC seja utilizado de forma uniforme pela maioria dos reguladores, não existe

consenso em relação à metodologia a adotar para a estimação dos diversos parâmetros associados.

Torna-se assim necessário identificar o valor concetual de cada parâmetro e analisar as várias

alternativas possíveis para a sua estimação, situando a metodologia seguida pela ERSE face ao

conjunto de países analisados.

Taxa de juro sem risco

A taxa de juro sem risco mede o retorno esperado de um investimento livre de qualquer risco, isto é,

quando o retorno efetivo do investimento é igual ao retorno esperado. Reflete o valor temporal do

dinheiro dado que representa a compensação que um investidor requer em ordem a preferir consumir

no futuro em detrimento do consumo presente.

Do ponto de vista teórico, não existe nenhum ativo que possa ser considerado completamente sem

risco, dado que todos os ativos têm algum risco associado. Neste contexto, a taxa é normalmente

determinada com referência à yield das obrigações de longo prazo emitidas pelos soberanos. É

assumido que esta é a melhor aproximação disponível a um ativo livre de risco, não existindo nenhum

ativo local com um risco inferior ao da própria divida do estado, sendo razoável assumir que o seu

risco seja o mínimo, estando o retorno garantido. Em relação à maturidade relativa aos instrumentos

considerados para definir a taxa de juro sem risco, tendo em consideração que a sua escolha deveria

refletiva a vida útil dos ativos e horizonte temporal das responsabilidades associadas, a alternativa

mais popular entre os reguladores reside na consideração de maturidades entre cinco a dez anos. Esta

metodologia é seguida em Portugal, Itália, França e Reino.

A crise das dívidas soberanas veio colocar estes títulos sob pressão. As dúvidas sobre a sustentabilidade

das finanças públicas de vários Estados-membros traduziram-se numa crescente volatilidade dos

mercados financeiros, que se repercutiu nas yields das obrigações. Em consonância, nos países mais

atingidos, como é o caso de Portugal ou Irlanda, estes títulos deixaram de representar um investimento

sem qualquer tipo de risco associado, levantando questões sobre a sua utilização na estimação da taxa

de juro sem risco.


A alternativa passa por considerar as obrigações correspondentes aos países com a situação financeira

mais saudável, nomeadamente Alemanha e Holanda, alternativa seguida pelo regulador irlandês. No

entanto, esta abordagem também levanta algumas dúvidas, dado a evolução das yields destes países

ser condicionada pelo facto destes títulos servirem como ativo de refúgio e assim a sua rendibilidade

poder estar distorcida e não representar a rendibilidade de um ativo sem risco.

Na determinação da taxa de juro sem risco, a análise da evolução recente das yields, considerando

normalmente os doze meses anteriores à fixação do seu valor, pode ser complementada pela análise

de taxas forward, representando as taxas de juro esperadas num determinado momento no futuro.

A seguinte tabela resume as metodologias utilizadas na definição da taxa de juro sem risco nos países

considerados:

Quadro 2 Taxa de juro sem risco

País

Taxa de juro sem risco Proxy Maturidade

Período temporal considerado Real Nominal

PT 4,9% Média aritmética das yields das

Bunds e das OT’s 10 anos 5 anos

IT n.d. 4,41% OT’s italianas 10 anos 12 meses

FR 2,2% 4,2% Manutenção da taxa de juro sem risco estabelecida no período regulatório

precedente

IE 3,5%-5,5% n.d.

Média aritmética entre as Bunds

alemãs e as OT holandesas

adicionada de um prémio de risco*

5 e 10 anos 12 meses

UK 2% n.d. Manutenção da taxa de juro sem risco estabelecida no período regulatório

precedente

* Valor definido engloba um prémio de risco respeitante ao diferencial de rendibilidade entre as empresas irlandesas e as empresas

nos países de referência


Custo de dívida

Ao contrário do custo dos capitais próprios, o custo total de dívida para as atividades reguladas pode

ser determinado a partir da observação direta dos dados de mercado relativos ao custo que os

operadores efetivamente suportam, referentes à rendibilidade associada às obrigações emitidas pelas

empresas reguladas ou à taxa de financiamento aplicada a operações de crédito. No entanto, por regra

geral, os operadores pertencem a grupos empresariais de grande dimensão, com participações em

vários negócios, com níveis de risco associados distintos. A prática comum de centralização da dívida

ao nível do grupo implica que, na prática, a estimação do custo da dívida esperada para atividades

reguladas a partir do custo da dívida respeitante aos grupos empresariais não seja o mais correto,

evidenciando algumas fragilidades do ponto de vista concetual.

A alternativa passa por estimar o custo da dívida a partir da taxa de juro sem risco, adicionando um

prémio de risco de dívida, definido como o diferencial entre o custo de financiamento das empresas

reguladas e a rendibilidade do ativo sem risco.

Este prémio de risco depende da capacidade de financiamento da empresa, em função da sua qualidade

creditícia e da situação dos mercados financeiros, sendo condicionado em particular pelo risco de

default das empresas.


Por forma a refletir o risco de default das empresas reguladas no prémio de risco de dívida, a ERSE

estabelece este parâmetro a partir da análise da evolução dos credit default swaps (CDS) sobre os

títulos de dívida de instituições empresas nacionais. Em todo o caso, a posteriori, o valor do custo de

dívida, resultante da aplicação do prémio de dívida à taxa de juro sem risco, é confrontado com a taxa

de financiamento bancário aplicada a empresas não financeiras para operações de crédito de montante

superior a um milhão de euros.

Quadro 3 Custo da dívida e metodologia utilizada para a sua determinação

País Custo da

dívida Metodologia

PT 5,9% Aplicação de um prémio de dívida de 100 pontos base à taxa de juro sem risco

IT 4,86% Aplicação de um prémio de dívida de 45 pontos base à taxa de juro sem risco

FR 4,8% Aplicação de um prémio de dívida de 60 pontos base à taxa de juro sem risco

IE 3,8%-4,9% Média ponderada entre a estimativa do custo de emissão de dívida nova, incorporando o

fator crisis premium, e o custo da dívida existente

UK 2,92%*

Indexado a partir de um índice de obrigações com maturidade de pelo menos dez anos,

relativas a empresas não financeiras com rating de crédito BBB ou A (iBoxx GBP Non-

Financials)

*custo de dívida deflacionado


Custo dos capitais próprios

A estimação do custo dos capitais próprios torna-se mais difícil do que a estimação do custo de dívida,

não só pela incerteza relativa aos rendimentos de uma ação, dividendos e outras mais-valias, mas

também devido à necessidade de considerar a componente de risco de mercado nas ações.

O seu cálculo requer uma estimativa, sendo que os modelos mais utilizados são o modelo Capital Asset

Pricing Model (CAPM) e o Modelo Dividend Growth Model (DGM). O primeiro é amplamente utilizado

por reguladores europeus enquanto o segundo é empregado quase exclusivamente nos EUA.

O modelo CAPM apresenta vantagens em termos de transparência, objetividade e facilidade de

estimação, sendo que todos os parâmetros necessários à sua estimação podem ser determinados a

partir de observações diretas do mercado ou estimações a partir de valores históricos sem necessidade

de valorizações subjetivas.

Concretamente, o modelo CAPM estima a rendibilidade esperada de um ativo a partir do risco

sistemático de mercado, considerando a seguinte equação:

𝑅𝑗 = 𝑅𝑓 + 𝛽𝑗[𝑃𝑅𝑀𝑚]

Em que:

𝑅𝑗 corresponde à rendibilidade da ação j

𝑅𝑓 corresponde à taxa de juro sem risco

𝛽𝑗 corresponde ao beta da ação j

𝑃𝑅𝑀𝑚 = 𝑅𝑚 − 𝑅𝑓 corresponde ao prémio de risco de mercado.

Por esta metodologia, o retorno esperado dum ativo é estimado com base em três determinantes:

Rendibilidade do ativo sem risco;


Prémio de risco de mercado face ao ativo sem risco que é auferido pelos investidores, refletindo o

risco sistemático;

Exposição particular da empresa (atividade) ao risco sistemático.

O risco sistemático integra os fatores de risco que têm capacidade de influenciar a rendibilidade de

todas as ações do mercado (inflação, instabilidade política, guerra, crescimento económico). Mesmo

os investidores que diversificam ao máximo os seus investimentos estão sujeitos ao risco sistemático,

e requerem uma compensação por isso, através do retorno dos capitais próprios. O nível da

compensação relativo a um determinado projeto ou uma empresa depende da exposição desse ativo

ao risco sistemático.

Prémio de risco de mercado

O prémio de risco de mercado (PRM) reflete, no contexto do modelo CAPM, a rendibilidade adicional

face ao ativo sem risco que os investidores exigem de uma carteira sem risco diversificável, que

replique a carteira de mercado, incluindo a valorização do ativo e o retorno esperado por via de

dividendos. A estimação do prémio de risco de mercado, não sendo uma variável diretamente

observável, pode ser efetuada a partir de diversas metodologias, destacando-se a análise de dados

históricos e a utilização de modelos de projeção forward-looking.

Pela primeira abordagem, o prémio de risco de mercado é estimado a partir da análise estatística, em

particular médias de longo prazo, de dados observados da rendibilidade dos capitais próprios (face à

taxa de juro sem risco).

O principal problema concetual desta abordagem reside no fato que os dados observados revelam a

rendibilidade histórica quando as decisões de investimento (e a decisão relativa à taxa de remuneração

a aplicar) se baseiam na rendibilidade esperada pelos investidores. Contudo, parece razoável supor

que, em média, os investidores mantêm as suas expetativas por um período de tempo suficientemente

lato, e, como tal, o PRM médio histórico pode ser considerado um bom estimador do PRM médio

esperado.

A fonte mais utilizada para a análise de dados históricos é a publicação anual de Dimson, Marsh e

Staunton, que apresenta as estimações relativas ao PRM histórico, a partir de critérios homogéneos,

para um conjunto alargado de países. Por forma a minimizar o impacto da volatilidade dos mercados,

o PRM é estimado tendo por base médias de longo prazo, considerando a rendibilidade dos ativos desde

1900.

A segunda abordagem implica a estimativa do PRM a partir dos preços correntes dos ativos

transacionados, utilizando por exemplo o modelo de Gordon, assumindo que o atual preço de mercado

de um ativo representa o valor esperado dos cash-flows futuros.

Considerando as insuficiências de cada uma das metodologias apontadas, o PRM pode ser estimado

confrontando os resultados obtidos a partir das metodologias apontadas com as estimações

decorrentes de surveys de académicos e analistas de mercado acerca da evolução futura do mercado

e dos precedentes regulatórios.

Beta dos capitais próprios

O coeficiente β (beta) mede a sensibilidade de uma ação ou de uma carteira de ações, às variações do

mercado acionista, com base no índice de referência. O beta de uma ação é definido como o coeficiente

de correlação entre a rendibilidade do ativo e rendibilidade do mercado, comparando a evolução da

sua cotação face ao rendimento do mercado.

Quanto maior o seu valor, maiores serão as variações do título, e por conseguinte, maior será o risco

associado. Se o beta de uma ação for inferior a 1 (valor do beta do mercado), isso significa que este

tenderá a registar variações percentuais inferiores às do mercado, registando uma menor volatilidade.


A alternativa mais popular para o seu cálculo consiste na realização de uma regressão estatística das

taxas de rendibilidade históricas do ativo sobre as taxas relativas ao índice de mercado. Contudo, no

que diz respeito às atividades reguladas, é necessário ter em consideração algumas limitações na sua

determinação. Em primeiro lugar, nem todas as empresas estão cotadas em bolsa e, como tal, não

dispõem de dados relativos à rendibilidade de mercado. Em segundo lugar, a maior parte das empresas

está presente em outras atividades de negócios, impossibilitando o cálculo do coeficiente beta para

cada atividade regulada de forma direta.

Por forma a superar estas limitações, a sua estimação envolve assim um procedimento relativamente

mais complexo, a partir da estimação do coeficiente beta médio para uma amostra restringida de

empresas cotadas em bolsa, a atuar nas mesmas atividades, e que operam num sistema regulatório

similar, por forma a garantir um perfil de risco equivalente ao da atividade regulada. Se por um lado,

é aconselhável aplicar critérios de seleção bastante restritos, por forma a assegurar a

representatividade do beta médio, por outro lado, quanto mais observações se tiver em consideração,

mais elevada será a significância estatística do beta estimado. Nesta matéria, é necessário ter ainda

em atenção as diferentes estruturas de capital das empresas e o impacto que estas têm na estimação

do beta representativo da atividade regulada. Em consonância, a estimação do beta médio envolve as

seguintes etapas:

1 - Seleção da amostra representativa, tendo em consideração os fatores acima mencionados;

2 - Estimação do beta dos capitais próprios (alavancado) de cada comparador, através de estimação

econométrica;

3 –Desalavangem dos betas dos capitais próprios obtidos1, de forma a obter o beta do ativo

(desalavancado) de cada empresa;

4- Cálculo do beta do ativo médio da atividade regulada;

5- Alavancagem do beta médio calculado, utilizando o nível de endividamento e a taxa de imposto

considerados na metodologia WACC, por forma a determinar o beta dos capitais próprios da atividade

regulada.

Entre os países considerados, este procedimento está na base da metodologia seguida na Irlanda,

Itália e no Reino Unido. Em Portugal, tendo em consideração o princípio da estabilidade tarifária e a

estrutura empresarial do setor, a determinação deste parâmetro é efetuada a partir de um

procedimento simplificado, consistindo, em primeiro lugar, na estimação econométrica do beta de

mercado (raw beta) para a empresa representativa da atividade de distribuição (Galp) e, num segundo

momento, no ajustamento deste beta, assumindo que o beta irá sempre tender para o retorno médio

proporcionado pelo mercado.

Nível de endividamento (Gearing)

O nível de endividamento diz respeito à estrutura de capital das empresas, representando o peso da

dívida no financiamento das empresas (capitais próprios e alheios). Tendo em consideração os vários

efeitos positivos e negativos do recurso a capitais alheios, não existe nenhuma metodologia aceite de

forma universal para estimar o nível ótimo de alavancagem. Este pode variar em função das condições

dos mercados financeiros e das perspetivas futuras das empresas.

Neste sentido, não existe um consenso quanto à determinação do nível de endividamento a utilizar na

fórmula WACC, sendo de destacar duas abordagens possíveis. Uma primeira hipótese consiste na

definição de um nível de endividamento efetivo, de acordo com os valores observados pelas empresas

reguladas ou os valores respeitantes a uma amostra de referência, restringida a empresas que realizam

a mesma atividade, com riscos e condicionantes similares.

1 A fórmula utilizada é a seguinte 𝛽𝑐𝑝 =

𝛽𝐴

1−𝐷/𝐶𝑃(1−𝑇), com 𝛽𝑐𝑝: beta do capital próprio; 𝛽𝐴: beta do ativo; 𝐷/𝐶𝑃: grau de alavancagem e T:

taxa de imposto.


Por outro lado, o regulador, ao definir o custo de capital de uma atividade regulada, poderá incentivar

a empresa a escolher a estrutura de capital ótima. Neste contexto, uma segunda hipótese diz respeito

à consideração de um nível de endividamento teórico, assumido como o valor de referência face ao

qual as empresas deveriam aproximar a sua estrutura de capital. Poderá ser assumido um valor de

endividamento associado a uma situação em que não haja risco de incumprimento e as empresas

possam continuar a aceder aos mercados de capitais sem colocar em causa a sua sustentabilidade

financeira. Por esta abordagem, podem ser considerados os níveis de endividamento compatíveis com

um nível de rating “investment grade”, de acordo com os dados publicados pelas agências de rating.

Em Portugal, no presente esquema regulatório, o gearing é estabelecido com base na primeira

abordagem, considerando o nível de endividamento observável nas empresas objeto de regulação. Nos

restantes países em consideração, é seguida a segunda abordagem, com o gearing a ser estabelecido

a partir de valores teóricos assumidos como indispensáveis para garantir a capacidade de

financiamento das empresas reguladas. Em particular no caso de Itália este parâmetro é definido a

partir de uma ótica prudencial, por forma a contrariar a tendência de crescimento do grau de

alavancagem observado entre os operadores no último período regulatório.

2.4. Atualização da taxa de remuneração

Com o objetivo de reduzir a incerteza decorrente da elevada turbulência que tem vindo a afetar os

mercados de capitais e a tendência a nível europeu para adotar períodos regulatórios mais longos, têm

sido introduzidos nos esquemas tarifários mecanismos por forma a refletir no custo de dívida e de

capitais próprios os desenvolvimentos nos mercados de capitais, reduzindo a exposição do operador e

protegendo os consumidores. Trata-se de mecanismos pré-estabelecidos de atualização automática da

taxa de remuneração, indexando a própria taxa de remuneração ou alguns dos parâmetros

considerados numa frequência pré-definida. A sua incorporação é, preferencialmente, acompanhada

pelo estabelecimento de um limite mínimo (Floor) e um limite máximo (Cap) para a taxa de

remuneração, garantindo a estabilidade tarifária e um limiar mínimo de rendibilidade.

Em Portugal a taxa de remuneração dos ativos é indexada ao comportamento dos mercados, variando

de acordo com a evolução das yields das Obrigações do Tesouro portuguesas a dez anos, verificadas

no ano transato. Assim, o valor base é revisto anualmente, sendo que um aumento (recuo) de um

ponto percentual da taxa de remuneração tem subjacente uma variação das yields das OT de seis

pontos percentuais, considerando a média de abril do ano transato a março do ano vigente, filtrada de

1/12 avos das cotações mais altas e de 1/12 avos das cotações mais baixas.

Na Irlanda o processo é relativamente semelhante. A taxa de remuneração é indexada à variação das

yields das OT irlandesas a cinco anos, deflacionadas, tendo por base a média dos últimos 12 meses.

Por forma a limitar a sensibilidade do retorno do capital à evolução de mercado, o mecanismo repercute

na taxa de remuneração 60% da evolução do indexante, ou seja, uma variação de 1% nas yields

implica uma variação de 0,44% no custo de capital. Adicionalmente, é estabelecido um limite mínimo

para a taxa de remuneração, de acordo com a remuneração dos ativos permitida no período regulatório

anterior (5,2%), e um limite máximo, estabelecido simetricamente, isto é, considerando uma diferença

de igual amplitude face à taxa de remuneração pré-estabelecida (8,2%). Nesta matéria, por forma a

reduzir a volatilidade, o regulador estipula ainda que taxa de remuneração só é alterada se variação

anual nas yields reais for superior a 0,5%.

Em Itália, o regulamento tarifário estabelece a atualização bienal da taxa de remuneração dos ativos

por via da revisão da taxa de juro sem risco. Assim, de dois em dois anos, este parâmetro é atualizado

de acordo com a metodologia utilizada na sua definição inicial, não sendo considerado nenhum

mecanismo de indexação.


3. A prática da ERSE no contexto internacional

3.1. O Sistema Nacional de Gás Natural

Antes de analisar a prática da ERSE no contexto internacional importa caracterizar o Sistema Nacional

de Gás Natural (SNGN).

Esse sistema integra o exercício das seguintes atividades:

a) Receção, armazenamento e regaseificação de GNL;

b) Armazenamento subterrâneo de gás natural;

c) Transporte de gás natural;

d) Distribuição de gás natural;

e) Comercialização de gás natural;

f) Operação de mercados de gás natural;

g) Operação logística de mudança de comercializador de gás natural.

O gás natural consumido em Portugal é importado de países terceiros, uma parte recebida por gasoduto

de alta pressão, originária de Argélia, outra parte por via marítima (sob a forma de gás natural

liquefeito - GNL), originária principalmente da Nigéria. Esta atividade de importação é assente em

contratos de longo prazo em regime Take-or-Pay, que estabelecem a obrigação de fornecimento por

parte dos produtores, bem como a obrigação de aquisição e de pagamento das quantidades

consumidas ou não por parte da operadora da Rede Nacional de Transportes de Gás Natural.

O gás natural recebido por via marítima entra na Rede Pública de Gás Natural através do Terminal GNL

de Sines. Operado pela REN Atlântico, entidade responsável pela atividade de Receção,

Armazenamento e Regaseificação de GNL, o Terminal GNL diz respeito às infraestruturas destinadas à

receção de navios metaneiros, ao armazenamento, tratamento e regaseificação de GNL e à sua

posterior emissão para a rede de transporte em alta pressão. Após o descarregamento dos navios, o

GNL é enviado para tanques de armazenamento intermédio onde é regaseificado. No final deste

processo, o gás natural (já sob a forma gasosa) é comprimido e injetado na rede de alta pressão no

ponto de entrega do terminal.

O gás natural importado por gasoduto de alta pressão entra diretamente na Rede Nacional de

Transporte de Gás Natural na fronteira espanhola e é transportado através dos gasodutos de alta

pressão que se ligam, através de estações de medição e redução de pressão, aos gasodutos de média

pressão operados pelas empresas de distribuição ou aos clientes finais de alta pressão. A REN

Gasodutos é responsável pela exploração da atividade de transporte de gás natural em alta pressão,

que inclui a gestão técnica global do Sistema Nacional de Gás Natural através da qual assegura a

coordenação do funcionamento das infraestruturas de distribuição e transporte de gás natural que

garantem a continuidade e a segurança do abastecimento, sendo também responsável pelas propostas

de desenvolvimento do Sistema Nacional de Gás Natural.

Por último, as atividades de alta pressão englobam ainda a atividade de armazenamento subterrâneo,

com vista à manutenção das reservas de segurança e operacionais, e pontualmente, com um propósito

comercial, tendo como finalidade a compensação de períodos de menor disponibilidade de emissão de


gás natural para a rede de transporte a partir do terminal de GNL de Sines. Efetuada em cavidades

salinas de grande profundidade interligadas por uma estação de gás, esta atividade é explorada pela

REN Armazenagem e compreende a receção, a compressão, o armazenamento no subsolo e a

despressurização e secagem do gás para posterior entrega à rede de transporte.

O foco deste estudo incide principalmente na atividade de distribuição, situada a jusante da cadeia de

valor do mercado de gás natural. A atividade de distribuição de gás natural integra a exploração,

manutenção e o desenvolvimento de redes regionais ou locais de gasodutos para fornecimento a

clientes numa área específica e das suas interligações com outras redes, bem como para assegurar a

capacidade da rede a longo prazo. Para além da distribuição de gás natural efetuada a partir da rede

de gasodutos de alta pressão, existe a possibilidade desta atividade ser exercida em redes isoladas de

distribuição a partir de unidades autónomas de gás alimentadas em GNL por camião-cisterna.

Nos termos do Decreto-Lei nº 30/2006, de 15 de Fevereiro, a distribuição de gás natural processa-se

através da exploração da Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural (RNDGN), mediante atribuição

pelo Estado de:

concessões de redes de distribuição regional exercidas em exclusivo e em regime de serviço

público.

licenças de distribuição em redes locais autónomas, não ligadas ao sistema interligado de

gasodutos e redes, igualmente exercidas em exclusivo e em regime de serviço público.

Nos termos da Diretiva 2003/55/CE, a atividade de distribuição é juridicamente separada da atividade

de transporte e das demais atividades não relacionadas com a distribuição, não sendo obrigatória esta

separação quando os distribuidores abasteçam menos de 100.000 clientes.

As concessionárias e licenciadas das redes de distribuição relacionam-se comercialmente com os

utilizadores das respetivas infraestruturas, tendo direito a receber, pela utilização destas e pela

prestação dos serviços inerentes, uma retribuição por aplicação de tarifas reguladas, definidas

anualmente pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE).

Exercem, atualmente, a atividade de distribuição de gás natural 11 empresas, seis operadoras

concessionadas por um período de 40 anos e cinco licenciadas por um período de 20 anos. O peso das

quatro maiores distribuidoras (Lisboagás, Lusitaniagás, Portgás e Setgás) corresponde a cerca de 90%

do total dos pontos de abastecimento e do volume de gás natural distribuído.

A atividade de comercialização espelha o estádio avançado em que se encontra o processo de

liberalização do setor do gás natural. No seguimento do Decreto-Lei nº 30/2006, de 15 de Fevereiro,

no qual é estabelecida a liberalização da atividade, desde Janeiro de 2010 que todos os consumidores

de gás natural têm o direito a escolher livremente o seu comercializador de gás natural.

Assim, no exercício da sua atividade, os comercializadores podem livremente comprar e vender gás

natural, tendo no entanto de respeitar o pagamento das tarifas reguladas, definidas pela ERSE,

associadas ao acesso às instalações de armazenamento e terminais de GNL e às redes de transporte

e às redes de distribuição. O livre exercício de comercialização de gás natural fica sujeito ao regime

transitório estabelecido para a abertura gradual do mercado, tendo em consideração o estatuto de

mercado emergente e da derrogação que lhe está associada.

Tendo em consideração o estádio de transição em que o processo de liberalização se encontra, os

consumidores continuam a poder optar pelo mercado regulado, cujas tarifas e preços são definidos

pela ERSE. A comercialização no mercado regulado é desenvolvida pelos comercializadores de último

recurso, entidades titulares de licença, sujeitas a obrigações de serviço público nas áreas abrangidas

pela Rede Pública de Gás Natural (RPGN), nomeadamente à obrigação de fornecimento, garantindo a

todos os clientes que o solicitem, a satisfação das suas necessidades.

Em termos de evolução e mercado, a figura seguintes mostra em termos relativos o comportamento

do mercado português em termos de consumo interno bruto de gás natural.


Gráfico 2 Evolução do consumo interno bruto de gás natural

Fonte: Eurostat

3.2. O modelo de remuneração da atividade de distribuição de gás natural praticado pela ERSE

Enquadramento regulatório do esquema de remuneração da atividade de distribuição

A atividade de distribuição, tal como acontece nas atividades de receção, armazenamento e

regaseificação de GNL, de armazenamento subterrâneo, de transporte, e de comercialização de último

recurso de gás natural, bem como a de operação logística de mudança de comercializador, está sujeita

a regulação por parte da ERSE.

Neste contexto, os operadores de distribuição são remunerados de acordo com a regulamentação

implementada pela ERSE, que determina os proveitos permitidos que cada empresa aufere,

recuperados através do sistema de tarifas de gás.

As tarifas são calculadas de forma a remunerar todos os operadores da rede de distribuição de gás

natural com uma taxa de remuneração que, simultaneamente, reflita o custo de oportunidade sobre o

montante de capital investido e garanta a estabilidade regulatória e controlo de risco para os

consumidores, sendo definidas anualmente para o ano gás, de Julho a Junho, e pagas pelos

fornecedores de gás às respetivas empresas de distribuição.

A definição anual dos preços, tarifas e proveitos permitidos está enquadrada no Regulamento Tarifário,

documento publicado pela ERSE e que vigora durante um período regulatório plurianual. A liberalização

do mercado de gás natural deu início ao primeiro período regulatório, que decorreu de Julho de 2007

a Junho de 2010. O segundo período regulatório decorreu de Julho de 2010 a Junho de 2013, sendo

que o terceiro, e atual período regulatório, se iniciou em Julho de 2013 e terminará em Junho de 2016.

Metodologia de remuneração

A metodologia de cálculo dos proveitos permitidos e das tarifas reguladas é publicada no Regulamento

Tarifário no início de cada período regulatório. Este documento visa estabelecer um esquema de

remuneração transparente para a atividade de distribuição, assegurar um nível de incentivos adequado

para os operadores das infraestruturas, evitar distorções e promover a competição no mercado de

oferta, contribuindo para a eficiência do mercado e para a confiança dos agentes.

O Regulamento Tarifário atualmente em vigor, publicado em Junho de 2013, estabelece os critérios e

os métodos para a formulação de tarifas e preços de gás natural a aplicar, assim como a metodologia

de cálculo do nível de proveitos a proporcionar por cada tarifa.

O modelo regulatório da atividade de Distribuição apresenta características híbridas, do tipo price-cap

para os custos operacionais e do tipo rate-of-return para os custos com capital (custos relativos à

70

80

90

100

110

120

130

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Portugal

União Europeia

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

UK ES IT EU28 IE PT FR

2007-2010 2010-2013 2007-2013


remuneração da base de ativos aceite e às respetivas amortizações), com a aplicação de uma taxa de

remuneração ao valor líquido contabilístico dos ativos fixos médios afetos à atividade de distribuição.

Os proveitos permitidos englobam ainda uma parcela decorrente dos mecanismos de ajustamento, que

têm em consideração os desvios entre os proveitos obtidos fruto da aplicação das tarifas e os proveitos

permitidos definitivos, calculados posteriormente com base em dados reais e auditados. Estes

ajustamentos são anuais, efetuados com um e dois anos de diferimento.

Com o objetivo de garantir uma tarifa de distribuição universal, a ERSE estabelece ainda um

mecanismo de compensação através do qual os operadores de distribuição com um nível de gás

distribuído mais elevado, que recuperam mais receitas que as necessárias para alcançar os seus

proveitos permitidos, transferem o montante em excesso para os operadores com uma utilização de

rede inferior. Estas compensações são efetuadas anualmente, e atualizadas de acordo com os restantes

ajustamentos.

Despesas operacionais

A base de custos de exploração é definida no início do período regulatório para cada empresa e engloba

uma componente fixa e uma componente variável, que varia diretamente com o nível de atividade. No

atual período regulatório, a ERSE definiu, para o primeiro ano, em 40% o peso da componente fixa

nos custos de exploração, à exceção das empresas Paxgás e Sonorgás, para as quais, devido à menor

maturidade do negócio, foi estabelecido um peso de 20%.

Em relação à componente variável, a ERSE determina para cada período regulatório um conjunto de

indutores de custos que deverão refletir o ritmo de evolução da atividade das empresas e cuja evolução

se reflete diretamente no nível de custos das empresas. No atual período regulatório, ficou definido

que o número de pontos de entrega pesa 75% na componente variável e o volume de gás natural

distribuído, 25%. Desta forma, a ERSE entende que fica assegurada uma partilha do risco regulatório

entre os consumidores de gás natural e empresas distribuidoras. A componente variável resulta assim

do produto entre o custo unitário associado a cada indutor, definido no Regulamento Tarifário, e os

valores previstos para cada indutor, definidos anualmente pela ERSE.

Quer a componente fixa, quer a componente variável evoluem anualmente em função da inflação

(tomando como referência o índice de preços implícito no Produto Interno Bruto) e de um fator de

eficiência (o fator X), por forma a incentivar os operadores a aumentarem o nível de eficiência da rede.

A definição do fator X é baseada em estudos benchmarking, através da aplicação de métodos

paramétricos e não-paramétricos, e pela análise da performance histórica em comparação com as

metas de eficiência. Partindo da definição de um nível eficiente para os custos de exploração unitários

e do correspondente diferencial entre o nível eficiente de custos de exploração e os custos das

distribuidoras, corrigido de fatores exógenos que possam justificar parte das diferenças, é definido o

fator de eficiência para o termo fixo e variável dos custos de exploração de cada empresa, dependendo

da performance histórica e maturidade do operador.


Quadro 4 Parâmetros relativos à determinação dos custos operacionais

Operadores

Valor base das despesas operacionais

fixas e variáveis Fatores X em base anual

Termo fixo

103 Eur

Termos variáveis Termo

fixo

Termo

variável

Fator global

ponderado

% 103 €/MWh

103 €/Pontos

abastecimento

Beiragás 1539,724 0,000632 0,035226 2,5% 2,5% 2,5

Dianagás 526,477 0,002777 0,069985 2,5% 3,0% 2,8

Duriensegás 755,427 0,001308 0,030550 2,5% 3,0% 2,8

Potgás 4397,955 0,000273 0,017272 1,5% 1,5% 1,5

Lusitaniagás 11238,600 0,000714 0,024422 1,5% 1,5% 1,5

Lisboagás 3522,076 0,000166 0,019121 2,0% 2,0% 2,0

Medigás 420,069 0,001501 0,025303 2,0% 2,5% 2,3

Paxgás 92,095 0,004918 0,048041 1,5% 2,5% 2,3

Setgás 2390,177 0,000471 0,017250 2,0% 2,0% 2,0

Sonorgás 739,465 0,007027 0,166985 5,0% 6,0% 5,8

Tagusgás 1310,084 0,000362 0,045976 2,5% 2,5% 2,5 Fonte: ERSE

Despesas de capital

A principal componente dos proveitos permitidos dos operadores de distribuição diz respeito às

despesas de capital. Seguindo uma metodologia de regulação por custos aceites, que tem por base a

aceitação dos custos previstos das empresas, para o período de definição das tarifas sem definição

explícita de metas de eficiência, esta componente equivale à soma das amortizações do exercício e da

remuneração da base de ativos regulada (RAB).

O RAB diz respeito ao imobilizado líquido em exploração, ou seja, o imobilizado bruto, deduzido das

amortizações acumuladas, dos subsídios líquidos e do imobilizado em curso. O valor utilizado para

calcular a respetiva remuneração é avaliado ao custo de aquisição e atualizado anualmente, de acordo

com os planos de investimento apresentados pelos operadores à entidade reguladora e pela

depreciação dos ativos. Adicionalmente, no final de cada período regulatório, o RAB é atualizado de

acordo com a inflação.

Em relação à taxa de remuneração, esta é determinada no início do período regulatório, com base no

modelo CAPM (acrónimo do inglês Capital Asset Pricing Model). Nesta matéria, importa salientar que,

de acordo com o definido no contrato de concessão da atividade de distribuição (Resolução do Conselho

de Ministros nº98/2008), na fixação da taxa de remuneração a ERSE deverá “ter em consideração as

taxas de remuneração de outros ativos de referência, nomeadamente os ativos afetos às atividades de

distribuição de eletricidade e de transporte de gás natural em alta pressão, podendo a concessionária,

caso contrário, solicitar a reposição do equilíbrio económico-financeiro da concessão”.

No presente período regulatório, tendo em consideração a elevada turbulência que tem vindo a afetar

os mercados de capitais, em particular nacionais, o valor do custo de capital base é indexado ao

comportamento dos mercados, variando de acordo com a evolução das yields das Obrigações do

Tesouro (OT) do Estado Português a dez anos verificadas no ano transato. Assim, o valor base é revisto

anualmente, sendo que um aumento (recuo) de um ponto percentual da taxa de remuneração tem

subjacente uma variação das yields das OT de seis pontos percentuais, considerando a média de abril

do ano transato a março do ano vigente, filtrada de 1/12 avos das cotações mais altas e de 1/12 avos

das cotações mais baixas.


Metodologia de cálculo da taxa de remuneração

No início do período regulatório, a ERSE define a taxa de remuneração como uma média ponderada

entre o custo de dívida e o custo de capitais próprios (WACC, acrónimo do inglês Weighted Average

Cost of Capital) calculado como:

𝑊𝐴𝐶𝐶 =𝐸

𝐸 + 𝐷𝑟𝑒 +

𝐷

𝐸 + 𝐷𝑟𝑑(1 − 𝑡)

em que E representa o valor dos capitais próprios, D o valor dos capitais alheios, 𝑟𝑒 a taxa de custo do

capital próprio, 𝑟𝑑 a taxa de custo do capital alheio e t a taxa de imposto que incide sobre os lucros

das empresas.

O cálculo envolve assim: i) estimar a estrutura de capital, ou seja, a proporção de capitais próprios e

alheios no total do ativo, ii) estimar a taxa de custo do capital alheio, iii) estimar a taxa de custo do

capital próprio e iv) estimar a taxa efetiva de imposto que incide sobre o setor.

Estrutura de capital

Uma das principais variáveis a ter em atenção na definição da taxa de remuneração é o nível de

endividamento (rácio entre o valor dos capitais alheios e o total do ativo). Considerando o efeito

pernicioso que um nível de endividamento excessivo provoca no valor da empresa, a dependência do

nível de endividamento ótimo ao contexto económico e às características da atividade, e a vantagem

fiscal, ainda que reduzida, no recurso ao endividamento face ao recurso a capitais próprios, é essencial

que a taxa de remuneração incentive os operadores a selecionar uma estrutura de capital ótima.

Para este período regulatório, considerou-se como referência para a estrutura de capital (gearing) os

últimos valores observados nos operadores da atividade de distribuição, sendo que na análise efetuada

foram considerados os valores respeitantes quer às contas estatutárias, quer às contas reguladas. Face

à amplitude dos valores obtidos para o gearing, consoante o cenário avaliado, a ERSE optou, por uma

questão de prudência, por considerar o nível de endividamento inferior (60%).

Custo da dívida

Para o atual período regulatório a ERSE definiu um custo de capital alheio de 5,9%. Este valor resulta

da aplicação do prémio da dívida (1%) sobre a taxa de juro sem risco considerada (4,9%).

Por definição, a taxa de juro sem risco corresponderá à remuneração que um investidor pode esperar

de um ativo sem qualquer risco associado. No atual período regulatório optou-se pela utilização da

média aritmética dos últimos 5 anos (entre 2008 e 2013) das yields das Bund alemãs e das OT

nacionais a 10 anos. Assim, a ERSE tenciona fazer refletir na taxa de juro sem risco uma parte do risco

associado ao país, sem deixar de ter em consideração o risco associado à área do euro.

Em relação ao prémio da dívida, considerando que a maioria dos operadores de distribuição faz parte

de grandes grupos empresariais, a sua fixação teve em linha de conta o comportamento dos CDS sobre

os títulos da dívida de empresas a operar em atividades reguladas e as taxas de financiamento no

mercado por parte de empresas não financeiras e para operações acima de um milhão de euros (5,4%).

Em resultado, a ERSE assumiu um prémio de 1%, por forma a acautelar eventuais desvios e garantir

o equilíbrio económico-financeiro das empresas.


A ERSE tem vindo a estimar o custo de capitais próprios com base no modelo CAPM. O custo de capital

estimado reflete assim o perfil de risco da atividade, assim como a sua estrutura de capital.

Segundo o CAPM, a rendibilidade do ativo é definida pela seguinte equação:

𝑟𝑒 = 𝑟𝑓 + 𝛽 × 𝑅𝑃𝑀𝑚


em que 𝑟𝑒 corresponde à rendibilidade dos capitais próprios, 𝑟𝑓 a taxa de juro sem risco, 𝛽 o beta do

ativo e 𝑅𝑃𝑀𝑚 o prémio de risco do mercado.

Para a atividade de distribuição de gás natural, considera-se o beta do capital próprio ajustado do

grupo Galp (1,1).

O prémio de risco do mercado equivale ao prémio que o investidor pretende receber por deter um ativo

com risco inserido num determinado mercado, em vez de investir num ativo sem risco. O contrato de

concessão da atividade de distribuição (Resolução do Conselho de Ministros nº98/2008), além das

condições suprarreferidas, define ainda que a ERSE deverá manter o prémio de risco implícito na taxa

de remuneração nos primeiros cinco períodos regulatórios. Assim, no presente período regulatório, o

prémio de risco situa-se entre os 3,75% e os 4%, de acordo com os estudos de benchmarking

internacionais mais seguidos (Siegel (1998) e Dimson, Marsh e Staunton (2002, 2006)).

De acordo com a metodologia e os parâmetros elencados, o quadro seguinte apresenta os valores da

taxa de remuneração definidos pela ERSE para o primeiro ano do presente período regulatório.

Quadro 5 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros considerados

Valor Mínimo Valor Máximo

Taxa de juro sem risco 4,9%

Prémio de dívida 1,0%

Custo da dívida (antes de impostos) 5,9%

Custo da dívida (depois de impostos) 4,0%

Gearing (D/(E+D)) 60%

Prémio de risco de mercado 3,75% 4,0%

Beta do capital próprio 1,1

Custo do capital próprio (depois de impostos) 9,0% 9,3%

Custo de capital próprio (antes de impostos) 13,2% 13,6%

Taxa de imposto 31,5%

Taxa de remuneração antes de impostos 8,8% 9,0%

Taxa de remuneração base para o período regulatório 2013/14-2015/16

9,0%

Fonte: ERSE

3.3. Os níveis de remuneração de ativos praticados pela ERSE

O quadro seguinte compara a remuneração dos ativos regulados da atividade de distribuição face às

demais atividades reguladas, nomeadamente as atividades de armazenagem e transporte em alta

pressão de gás natural e as atividades de transporte e distribuição de eletricidade. Importa referir que

a taxa de remuneração e os parâmetros financeiros relativos ao setor elétrico foram definidos em 2014,

tendo em consideração um período regulatório que se irá estender entre 2015 e 2017.


Quadro 6 Taxa de Remuneração dos ativos: comparação entre as atividades reguladas Gás Natural

Atividade de Distribuição

Atividades em alta pressão

Mínimo Máximo Mínimo Máximo

Taxa de juro sem risco 4,9% 4,9%

Prémio de dívida 1,0% 1,0%

Custo da dívida (antes de impostos) 5,9% 5,9%

Custo da dívida (depois de impostos) 4,0% 4,0%

Gearing (D/(E+D)) 60% 53%

Prémio de risco de mercado 3,75% 4,0% 3,75% 4,0%

Beta do capital próprio 1,1 0,6

Custo dos capitais próprios (depois de impostos) 9,0% 9,3% 7,1% 7,3%

Custo dos capitais próprios (antes de impostos) 13,2% 13,6% 10,4% 10,6%

Taxa de imposto 31,5% 31,5% 31,5% 31,5%

Taxa de remuneração (antes de impostos) 8,8% 9,0% 8,0% 8,1%

Taxa de remuneração base para o período regulatório 2013/14-2015/16

9,0% 8,0%

Eletricidade

Atividade de Distribuição

Atividade de Transporte

Mínimo Máximo Mínimo Máximo


Prémio de dívida 2,00% 2,00% Custo da dívida (antes de impostos) 4,41% 4,41% Custo da dívida (depois de impostos) 3,02% 3,02% Gearing (D/(E+D)) 55% 55%

Prémio de risco do mercado (incluindo prémio de risco país)

6,25% 6,25%

Beta dos capitais próprios 0,62 0,71 0,57 0,59

Custo dos capitais próprios (depois de impostos)

6,29% 6,86% 6,00% 6,12%

Custo dos capitais próprios (antes de impostos) 9,18% 10,01% 8,76% 8,93%

Taxa de imposto 31,5% 31,5% 31,5% 31,5% Taxa de remuneração (antes de impostos) 6,56% 6,93% 6,37% 6,45% Taxa de remuneração base para o período

regulatório 2015 a 2017 6,75% 6,40%

Fonte:ERSE

A comparação com a remuneração dos ativos das restantes atividades reguladas revela, em primeiro

lugar, a assunção por parte da ERSE de que a exposição ao risco na atividade de distribuição de gás

natural é bastante superior do que nas atividades de alta pressão ou nas atividades relativas ao setor

elétrico.

Em segundo lugar, a comparação com a remuneração do mercado elétrico evidencia um prémio de

risco bastante inferior. Tendo em consideração que este parâmetro mede o risco sistemático do

mercado em que as empresas estão inseridas, e que tal mercado é o mesmo, tal diferencial deverá ser

corrigido na próximo período regulatório.

Também ao nível da estrutura de capital e do próprio custo da divida se registam algumas diferenças

no tratamento que é dado em termos de fixação das condições de remuneração entre atividades do

gás natural e da eletricidade.


Em termos de evolução dos níveis de remuneração de ativos nas diversas atividades reguladas verifica-

se um padrão relativamente distinto, registando as atividades do setor elétrico uma maior volatilidade

decorrente dos mecanismos de indexação.

Gráfico 3 Evolução da taxa de remuneração nas atividades reguladas

3.4. Os parâmetros e as características do setor e das empresas em Portugal

Importa verificar em que medida os valores dos parâmetros considerados no modelo da ERSE são

adequados face à situação específica do mercado e empresas portuguesas. Nesse sentido, na secção

seguinte são discutidos, em termos comparativos, os valores dos parâmetros utilizados em Portugal

face aos utilizados noutros países, tendo em conta a situação específica dos vários mercados.

6%

7%

8%

9%

10%

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Eletricidade distribuição Eletricidade transporte Gás transporte Gás distribuição


4. Questões chave para o próximo

período regulatório

4.1. Questões relevantes a acautelar relativamente à remuneração de ativos no período Regulatório 2016-2019

Não obstante a natureza preliminar do presente relatório, da análise desenvolvida foi desde já possível

identificar algumas questões que poderão assumir relevância no próximo período regulatório e que

deverão ser consideradas de forma adequada. O objetivo central é que tarifas eficientes de distribuição

sejam desenhadas de forma a enviar sinais de longo prazo aos consumidores.

Uma primeira questão que deverá ser devidamente acautelada respeita à consideração alternativa no

modelo de remuneração dos custos totais ou dos custos de operação eficientes mais custos de

investimento. Se a consideração de um modelo de custos totais tem a vantagem de dar ao operador

a flexibilidade de ajustar os ciclos de investimento e de melhoria da eficiência, dando incentivos aos

distribuidores para selecionar a combinação de custos operacionais e de capital mais eficiente, e

explorar as oportunidades para criar sinergias com outros setores, este modelo conduz normalmente

à preferência por despesa operacional (OPEX), que é remunerada no período, em detrimento de

despesa de capital (CAPEX), remunerada no ciclo de vida dos ativos. Tal pode conduzir a níveis

subótimos de investimento que podem ser graves caso seja prioritária a expansão ou modernização

da rede. O modelo de custos totais dá assim menos instrumentos ao regulador para promover objetivos

particulares de investimento. Caso se considere o modelo de custos totais importa aproximar o período

regulatório do ciclo de vida dos investimentos para que os incentivos a OPEX em detrimento de CAPEX

sejam minimizados uma vez que parte da remuneração do CAPEX tem lugar no período regulatório o

que diminui a incerteza. Neste quadro a evolução do modelo de remuneração para um modelo híbrido

pode ser uma solução para contemplar objetivos diversos do regulador, dando-lhe maior flexibilidade

em termos de orientação do comportamento dos operadores, em que investimentos que são

considerados como necessários devem ser considerados no RAB e depois há outra série de

investimentos de iniciativa os operadores ligados à sua política comercial, que pode ser remunerado

de forma diferenciada.

Uma segunda questão respeita ao fato de ser previsível que o próximo período regulatório venha a

corresponder a uma fase em que será relevante ter lugar uma nova vaga de investimentos,

designadamente em contadores inteligentes, fase essa que envolve tecnologias inovadoras cujos

custos e performances envolvem um elevado grau de incerteza e implicam uma elevada assimetria de

informação entre reguladores e operadores. O modelo de remuneração deverá contemplar esta

questão.

Por outro lado, e de acordo com princípios gerais da regulação, devem ser salvaguardadas outras

dimensões.

Uma dessas dimensões respeita ao facto de minimizar a exposição dos distribuidores a riscos

relacionados com eventos que não controlam, como riscos de volume decorrente da evolução do

consumo de gás. Não sendo possível nem desejável eliminar por completo o risco, o modelo de

remuneração deve contemplar a possibilidade de ajustar os proveitos permitidos ex post para balançar

efeitos de volume bem como permitir uma maior recuperação de custos de investimentos que se

revelem úteis face a menores níveis de consumo.


Outra dimensão relevante no contexto de incerteza de mercado que se verifica respeita à necessidade

de reforçar o escrutínio ex ante, aberto e profundo, das decisões de investimento. Tendo em conta que

no caso de projetos bastante fragmentados, o custo de análise ex ante poder ser muito elevado, como

opção o regulador pode estabelecer algumas condições predefinidas, a partir de uma análise

benchmarking a que os investimentos devem obedecer. Em particular a ERSE pode dar mais atenção

à verificação do cumprimento de custos padrão.

É também desejável que o modelo a adotar no próximo período contemple a utilização de incentivos

financeiros, prémios e penalizações, para alinhar os objetivos dos distribuidores com o do regulador,

nomeadamente em matéria de qualidade do serviço e minimização de custos, mas também no que

respeita à introdução de tecnologias inovadoras. Importa que o estabelecimento desses incentivos e

penalizações utilize o máximo de informação disponível relativa aos custos eficientes dos distribuidores

e que apresente um foco nos resultados. No que respeita aos incentivos o modelo de remuneração

deve promover uma majoração a investimentos inovadores, frequentemente com maior risco mas com

maior potencial de promoção da eficiência. No caso das penalizações, e caso se opte por penalizar os

investimentos não eficientes, ou seja aqueles que não aumentam o volume global do mercado, tal

deve ser feito de forma adequada, ponderando os objetivos de extensão da rede, ainda que a mesma

só se materialize em expansão do volume de mercado num ciclo de crescimento mais rápido da

economia. Pode ser ponderada também a hipótese de alguns desses ativos não serem considerados

no RAB em alternativa a alterar a taxa de remuneração.

Deve ainda ser avaliada de forma adequada a questão da consideração no RAB das necessidades de

fundo de maneio. O conceito de recuperação de custos incluí a noção do valor temporal do dinheiro.

Tendo em consideração o desfasamento existente entre o momento em que a empresa incorre num

custo particular e o momento em que esse montante é recuperado, via tarifária, o investidor está a

alocar fundos num determinado momento que só reaverá no futuro. Assim, é plausível que esses

fundos sejam remunerados, de forma a compensar o custo de oportunidade. Apesar da melhoria das

condições de financiamento verificada no período mais recente subsiste alguma incerteza

relativamente às condições de financiamento das empresas pelo que todas as ações que diminuam os

custos de financiamento podem contribuir para menores níveis tarifários.

Ao nível mais operacional importa que o cálculo dos parâmetros financeiros utilizados seja efetuado

com a melhor informação disponível e tendo em conta a situação específica do mercado português e

das empresas a operar em Portugal. Elementos como os valores para o beta, os níveis de prémio de

risco de mercado ou as estruturas de capital devem ser questões devidamente acauteladas em que

meros exercício de benchmarking, em particular se efetuado em relação a mercados com situação

distinta, pode conduzir à fixação de parâmetros que não contemplam níveis de incentivo ou penalização

adequados.

Importa ainda que seja considerada de forma adequada no modelo de remuneração a atualização dos

parâmetros financeiros ao longo do período regulatório, de forma a reduzir o risco suportado pelos

operadores.

4.2. Cenários prospetivos sobre a taxa de remuneração de ativos

Tendo em conta a análise desenvolvida, importa elaborar os cenários mais prováveis de evolução dos

parâmetros que influenciam a taxa de remuneração de ativos considerando ainda quais os valores mais

adequados tendo em conta as características do mercado português e das empresas portuguesas bem

como as condições de financiamento específicas. Na fase subsequente dos trabalhos e tendo em conta

as reações às questões suscitadas neste relatório, pretende-se elaborar alguns cenários de valores

previsíveis e razoáveis para os parâmetros considerados na fixação das tarifas e da remuneração dos

ativos que contemplem em particular a situação específica do mercado e das empresas portuguesas.

Em primeiro lugar é apresentada a projeção de valores para um cenário base que segue na sua

totalidade a metodologia considerada no regulamento tarifário em vigor, considerando apenas a

atualização da informação disponível. Posteriormente serão analisados cenários alternativos,


considerando alterações quer ao nível da formulação da taxa de remuneração, quer ao nível da

determinação individual de determinados parâmetros, de acordo com as recomendações e questões

levantadas.

A presente análise é realizada com base na informação disponível até ao final de outubro de 2015.

Assim, fará sentido que no decorrer do processo de definição do regulamento tarifário os valores

propostos possam ser atualizados, por forma a garantir que toda a informação disponível seja tida em

conta, nomeadamente os dados mais recentes.

4.3. Cenário base: Manutenção da metodologia 2013-2015


A metodologia seguida na decisão de 2013 especifica uma taxa de juro sem risco baseada na média

aritmética da rendibilidade das OT portuguesas e das Bunds alemãs com maturidade de 10 anos,

referente aos cinco anos anteriores. A fundamentação desta escolha reside no objetivo de refletir na

taxa de juro sem risco quer uma parte do risco associado ao país, quer o risco associado à zona

monetária em que está incluído. A opção pela maturidade de 10 anos justifica-se por ser o título que,

entre aqueles com um nível de liquidez suficiente, tem o período de investimento mais próximo da vida

útil dos ativos. O gráfico seguinte representa a rendibilidade das Bunds e das OT a 10 anos entre 2000

e 2015.

Gráfico 4

Rendibilidade dos títulos de dívida soberanos com maturidade de 10 anos

Fonte: AM&A, com base em Banco de Portugal

A evolução das yields evidencia três etapas distintas. Um primeiro período, até ao início de 2007, em

que a rendibilidade dos dois títulos permanecia estável e idêntica. Com a eclosão da crise financeira

internacional, primeiro, e da crise das dívidas soberanas, depois, a rendibilidade das OT portuguesas

registou um acentuado crescimento, enquanto as Bunds mantiveram a tendência decrescente. Em

janeiro de 2012 o spread atingiu o máximo histórico de 12p.p.. Desde então, a rendibilidade do título

nacional registou uma queda acentuada, sendo que nos últimos doze meses registou um valor médio

de 2,6 p.p.. A relativa estabilização dos mercados financeiros a nível internacional, as políticas

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Diferencial

Portugal

Alemanha


monetárias expansionistas seguidas pelos bancos centrais e a redução do risco de incumprimento por

parte do estado português, induziram a convergência da rendibilidade dos títulos portugueses com a

dos alemães, com o spread a estabilizar em torno dos 2 p.p. desde o início de 2014, mesmo com a

rendibilidade das Bunds a aproximar-se de 0%.

Para o próximo período regulatório, mantendo a metodologia seguida para o esquema tarifário em

vigor, considerando a média aritmética referente aos últimos cinco anos, o valor da taxa de juro sem

risco será de 4,2%.

Embora este valor esteja acima do valor de mercado atual, considera-se que a evolução recente de

redução da rendibilidade tem um cariz conjuntural, impulsionada em larga medida pela atuação dos

bancos centrais. No médio e longo prazo é previsível que o indexante da taxa de juro sem risco tenda

a aproximar-se da sua média de longo prazo (4,3%2)

Custo de dívida

Na decisão de 2013, a ERSE estabeleceu o custo de dívida a partir da aplicação de um prémio de risco

de dívida de um ponto percentual sobre a taxa de juro sem risco considerada (4,9%). Esta decisão foi

justificada pelas condições favoráveis de financiamento decorrentes da natureza dos negócios e da

internacionalização dos grupos empresariais envolvidos e pelo facto do risco de default das grandes

empresas nacionais se encontrar ao nível do risco da República Portuguesa.

Neste contexto, importa avaliar se as condições que justificaram a fixação de um premio de risco de 1

p.p. se mantêm atuais. Em primeiro lugar é avaliado o risco de default das empresas face ao risco da

República Portuguesa, confrontando o comportamento dos Credit Default Swaps (CDS) sobre os títulos

de dívida da EDP, como proxy para as empresas do setor energético nacional, com a evolução dos CDS

relativos às OT portuguesas.

Gráfico 5 Evolução dos CDS sobre os títulos de dívida da República Portuguesa e da EDP

Fonte: AM&A, com base em Reuters

2 Média aritmética referente ao período compreendido entre janeiro de 2000 e outubro de 2015

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

EDP - 5 anos - CDS

Portugal - 5 anos- CDS

pontos

base


Ao manter o prémio em 1 p.p., o custo de dívida a considerar na remuneração diminui de 5,9% para

5,2% no novo período regulatório. Esta redução é corroborada pela evolução da taxa de juro sobre

novas operações de empréstimo, acima de um milhão de euros, a sociedades não financeiras, sendo

substancial a redução do custo da dívida ao longo de 2015. Embora o nível atual de taxa de juro se

encontre abaixo deste patamar e não seja previsível no médio prazo uma acentuada variação deste

indicador, é necessário ter em consideração o financiamento relativo aos investimentos efetuados no

passado recente, contratados a taxas de juro mais elevadas, por forma a garantir o equilíbrio

económico-financeiro dos operadores.

Gráfico 6 Taxa de juro de novas operações de empréstimos

Nota: Taxa de juros de novas operações de empréstimos a Sociedades Não Financeiras de montante superior a um milhão de euros


Beta dos capitais próprios

No atual período regulatório, para a estimação do beta dos capitais próprios, a ERSE recorreu a um

modelo, muito próximo do CAPM, baseado na observação direta do mercado (market model), segundo

a fórmula:

𝑅𝑗 = 𝑎𝑗 + 𝛽𝑗[𝑅𝑚𝑡]

Em que 𝑅𝑗 corresponde à rendibilidade da ação j, 𝑎𝑗 uma constante que representa a interceção do eixo

y, 𝛽𝑗 o raw beta da ação j e 𝑅𝑚𝑡 a rendibilidade do mercado.

Na prática, esta abordagem consistiu na regressão linear utilizando o método dos mínimos quadrados

entre a variação diária da cotação das ações da GALP, como proxy para as empresas distribuidoras de

gás natural, e a variação diária do índice PSI20, durante os últimos dois anos. Tendo presente que a

taxa de remuneração a fixar não deverá refletir o histórico recente mas sim o futuro expectável e que,

no longo prazo, a rendibilidade de um ativo tende para a rendibilidade média do mercado, a fixação

do parâmetro teve em consideração “o beta ajustado”, determinado a partir do raw beta, com base

nos valores de mercado, através da seguinte formulação: beta ajustado= 2/3 (raw beta) + 1/3.

Seguindo a mesma abordagem, a figura seguinte apresenta a relação entre o PSI20 e as cotações

diárias das ações do grupo GALP para o período compreendido entre Novembro de 2013 e Outubro de

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Portugal

Área do euro


2015, identificando os parâmetros estimados, em particular o beta, e o coeficiente de determinação

(R2), que indica, em percentagem, quanto da variação total da rendibilidade da ação é explicada pela

variação da rendibilidade do mercado. No caso em questão, a variação do PSI 20 explica 39% da

variação da cotação da GALP.

Gráfico 7 Cotação das ações da Galp Energia e do PSI20

Fonte: AM&A, com base em Euroinvestor

De acordo com a metodologia acima referida, é estimado um raw beta de 0,85 e um “beta ajustado”

de 0,9. A diferença face ao parâmetro considerado em 2013 (1,1) indicia uma redução da exposição

da GALP ao risco sistemático. De facto, a evolução do “rolling beta” patente no gráfico seguinte

evidencia a tendência estrutural de redução da exposição da GALP ao risco sistemático de mercado até

ao início de 2014, coincidente com a maior volatilidade do mercado bolsista. Desde então é visível uma

inversão de tendência, com o beta a aproximar-se da unidade.

y = 0,852x - 0,0002R² = 0,3905

-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

-8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6%

Vairação d

iária d

a c

ota

ção d

a G

alp

Variação diária do índice PSI 20


Gráfico 8 Rolling beta da Galp Energia

Fonte: AM&A, com base em Euroinvestor

Prémio de risco de mercado

A definição deste parâmetro é limitada pelo contrato de concessão, que estipula que o prémio de risco

implícito na taxa de remuneração deve ser o mesmo durante os quatro períodos regulatórios

subsequentes ao primeiro, e pela interpretação da ERSE, que considera que o prémio de risco implícito

corresponde ao prémio de risco de mercado.

Neste contexto, e partindo do pressuposto que a taxa de remuneração associada não diverge da taxa

fixada para a atividade de distribuição de eletricidade e para a atividade de transporte de gás natural,

para o próximo período regulatório considera-se no cenário a manutenção do valor definido nos

anteriores períodos regulatórios, entre os 3,75% e os 4%.

Não obstante, considera-se ser pertinente, no decorrer do período preparação do regulamento tarifário,

aprofundar a análise da evolução das condições de mercado, por forma a avaliar se este indicador

ainda está atualizado e não se encontra demasiado desfasado da realidade.

Nível de endividamento / Gearing

No período regulatório anterior considerou-se como referência para o gearing os valores observados

mais recentes referentes às contas estatutárias (70%) e reguladas (60%). Tendo em consideração a

amplitude de valores entre as duas alternativas, a ERSE optou por considerar os valores mínimos

calculados, referentes às contas reguladas.

Com o objetivo de atualizar este parâmetro, e não tendo acesso aos valores atualizados das contas

reguladas, a abordagem considerada passa por analisar a evolução das contas estatutárias e assumir

uma proporção fixa entre contas estatutárias e reguladas.

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

1,2

1,3

1,4

2010 2011 2012 2013 2014 2015


O gráfico seguinte, considerando as contas estatutárias dos operadores de distribuição3, evidencia um

nível de endividamento relativamente estável entre 2011 e 2014, em torno dos 70%. De acordo com

os pressupostos acima referidos, propomos a manutenção do parâmetro em 60%.

Gráfico 9 Evolução do nível de endividamento das empresas distribuidoras de Gás Natural

Fonte: AM&A com base em AMADEUS BvD

Taxa de imposto

Para o próximo período regulatório, de acordo com as alterações legislativas introduzidas em 2014 ao

nível da tributação sobre as empresas, considera-se a descida da taxa de imposto de 31,5% para

29,5%. Embora a reforma da tributação do rendimento das pessoas coletivas preconize a redução

gradual da taxa de IRC até 2018, com reflexos ao longo do período tarifário, dada a inexistência de

qualquer disposição legal acerca desta matéria e o atual clima de instabilidade política, não se justifica

considerar uma taxa média de imposto que refletisse essa hipotética evolução.

Taxa de remuneração

De acordo com a atualização dos parâmetros acima exposta, o quadro seguinte apresenta os valores

considerados plausíveis para a taxa de remuneração base a aplicar no próximo período regulatório,

tendo em conta a possibilidade de revisão futura pelo mecanismo de indexação anual.

3 Os valores dizem respeito aos nove operadores de distribuição, excluindo a Sonorgás e a Tagusgás, tendo em consideração as particularidades que estas empresas evidenciam.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2011 2012 2013 2014

Média Mínimo Máximo


Quadro 7 Proposta de taxa de remuneração e parâmetros financeiros








Beta dos capitais próprios 0,9





4.4. Cenários alternativos: Modelização do risco país

Justificação da incorporação do Prémio de Risco País

Pela abordagem CAPM para calcular o custo de capital é assumido que o risco país não deve ser

remunerado dado que, como pressuposto teórico, os investidores têm capacidade de diversificar

internacionalmente os seus investimentos. Ao eliminar o risco do país por diversificação, então esse

risco não deve ser remunerado.

Contudo, a possibilidade de eliminação completa do risco país por diversificação não é consensual. Na

prática, a hipótese teórica de capacidade de diversificação internacional de investimentos não se

verifica empiricamente. Continua a existir imperfeita mobilidade internacional de capitais e os

investidores exibem uma preferência por ativos nacionais (home bias). Neste contexto, é observável

uma correlação crescente entre a evolução das economias nacionais e dos mercados de capitais,

implicando uma maior proporção de risco não diversificável. Ao não se conseguir eliminar por completo

o risco país através de diversificação, é justificável a inclusão de um valor adicional no custo de capital

para remunerar o risco país.

Por outro lado, um dos objetivos principais do sistema regulatório em vigor é permitir às empresas

reguladas que consigam recuperar os custos incorridos de forma adequada e eficiente, sendo

imperativo reduzir a sua exposição a custos que não conseguem controlar.

Pelo acima exposto, torna-se óbvio que as condições de financiamento do país, nomeadamente a

sustentabilidade das finanças públicas, se reflete na remuneração requerida pelos investidores. Uma

empresa a operar em Portugal enfrenta um custo de financiamento superior a uma empresa a operar

num país com menor risco. Além de existir uma maior incerteza quanto ao futuro das variáveis

económicas, com uma probabilidade acrescida de eventos com implicações negativas para a

rendibilidade da empresa (instabilidade política e fiscal, por exemplo), a própria notação de crédito dos

títulos de dívida emitidos pelas empresas está dependente do risco país. Assim, embora a situação

financeira do país tenha registado uma tendência de estabilização, a inclusão de um prémio adicional

relativo ao risco país no custo de capitais próprios continua a ser perfeitamente justificável.

No atual período regulatório, ao considerar a taxa de juro sem risco de um “país virtual”, pela média

ponderada entre a rendibilidade das OT e das Bunds, o regulador está implicitamente a considerar o

risco país. Contudo, esta abordagem não parece a mais adequada. Por um lado, este parâmetro perde

o seu significado teórico, ao não corresponder conceptualmente a um ativo sem risco, e por outro, esta

abordagem não remunera devidamente o risco país.


Assim, a metodologia mais adequada deveria identificar claramente o prémio devido pelo risco país.

Neste sentido, considera-se que a taxa de juro sem risco deve corresponder a um ativo sem risco “real”

e que o custo do capital a considerar na remuneração dos ativos deve incluir um novo parâmetro, PRP,

Prémio de Risco do País. Este fator poderá ser adicionado diretamente no custo de capital, tal como o

fator “Crisis Premium” é incorporado na remuneração dos ativos na Irlanda, ou poderá ser ponderado

pelo fator beta, tal como estipulado no regulamento tarifário do setor elétrico em vigor. Enquanto na

primeira hipótese, se considera que todas as empresas em Portugal estão expostas de igual forma ao

risco país, na segunda hipótese é assumido que a exposição de uma empresa é proporcional à sua

exposição ao risco sistemático, medido pelo “beta dos capitais próprios”.

No que segue, será avaliado o impacto destas duas hipóteses na taxa de remuneração dos ativos. Em

primeiro lugar serão definidos os parâmetros comuns às duas hipóteses. Neste contexto, será

apresentado o método de cálculo alternativo para a taxa de juro sem risco, a consequente correção do

prémio de dívida assim como a definição do novo fator a incorporar no custo de capitais próprios, o

fator PRP. De seguida, são apresentados os dois cenários para a taxa de remuneração, de acordo com

as alternativas acima enunciadas para o custo de capitais próprios.

Taxa de Juro sem risco

Tal como acima exposto, a sucessão de crises verificada desde 2008 levantou sérias dúvidas quanto à

consideração dos títulos de dívida pública portuguesas como ativos sem risco. Na sequência das crises

verificadas desde 2008, as crescentes dúvidas acerca da capacidade do estado português cumprir com

as obrigações financeiras internacionais refletiram-se no crescente retorno exigido pelos investidores

em títulos de dívida. Simultaneamente, com o adensar do contexto de incerteza, a crescente procura

por títulos de dívida alemã exerceu uma substancial pressão sobre o seu preço, existindo mesmo a

possibilidade da sua rendibilidade indiciar uma subvalorização face ao valor de equilíbrio.

Neste contexto, por forma a evitar eventuais distorções, considera-se que a taxa de juro sem risco não

deve ter em conta a evolução da rendibilidade das OT portuguesas nem deve refletir exclusivamente

a rendibilidade das Bund alemãs. Alternativamente considera-se que deve ser seguida a abordagem

aplicada no regulamento tarifário em vigor respeitante ao setor elétrico, considerando a rendibilidade

média de um capaz de títulos de dívida soberanos respeitantes a países pertencentes à área do euro

com rating máximo por uma das principais agências de notação de crédito, que não apresentam

dúvidas acerca da suas finanças públicas. Assim, é calculada a taxa de juro sem risco a partir da média

geométrica dos últimos 5 anos referente à rendibilidade das obrigações com maturidade a 10 anos da

Alemanha, Finlândia, Áustria, Holanda e Luxemburgo. O gráfico seguinte compara a evolução da

rendibilidade dos títulos de dívida soberanos com maturidade de 10 anos dos países considerados, e o

valor médio calculado.


Gráfico 10 Taxa de juro sem risco e seus componentes


A utilização da média geométrica em detrimento da média aritmética justifica-se pelo cálculo mais

preciso da rendibilidade média dos ativos. Embora a média aritmética seja uma métrica mais simples

e fácil de utilizar, permitindo uma leitura rápida dos valores, na presenta de amplas variações entre

períodos tende a sobrestimar a rendibilidade dos ativos, risco que aumenta quanto maior for o período

de cálculo. Em consonância com o exposto, resulta uma taxa de juro sem risco de 1,6%.

Prémio de dívida

Pela metodologia em vigor, o custo de dívida é calculado a partir da soma da taxa de juro sem risco

com um prémio de dívida de um ponto percentual. Contudo, com a alteração no método de cálculo da

taxa de juro sem risco, é necessário calibrar o prémio de dívida no sentido de o custo de dívida refletir

de forma mais fidedigna o custo de financiamento a partir de capitais alheios projetado para as

empresas reguladas. Por forma a manter inalterado o custo de dívida resultante exclusivamente da

atualização da metodologia em vigor (5,2%), seria necessário que o prémio de dívida aumentasse para

3,6%. No entanto, considera-se que este cenário representa uma ligeira sobrevalorização face as atuais

condições de mercado e expetativas futuras, sendo plausível considerar uma correção em baixa do

custo de dívida.

Por outro lado, tendo em conta que o perfil de risco da atividade de distribuição de gás natural é, por

definição, superior às atividades do setor da eletricidade, consideramos que o prémio de dívida deve

ser superior ao estabelecido para o setor elétrico no atual período remuneratório (2 pontos

percentuais).

Neste contexto considera-se um prémio de dívida de 2,7%, a que corresponde um custo de dívida de

4,3%. Este valor, além de respeitar os limites acima referenciados, está em linha com a média de

longo prazo (desde 2003) da taxa de juro aplicada a novas operações de empréstimo a sociedades não

financeiras de montante superior a um milhão de euros (4,4%), e com a taxa de juro média da dívida

relativa à Galp Energia (4,2%), publicada no mais recente Relatório de Contas (referente a 2014).

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Finlândia

Austria

Alemanha

Holanda

Luxemburgo

Taxa de juro

sem risco


Prémio de Risco País

No que concerne à determinação deste parâmetro, considera-se que o rendimento adicional que os

investidores requerem pela exposição ao risco país pode ser aproximado pelo prémio adicional

requerido pelos investidores para deterem obrigações soberanas nacionais. Tendo em consideração as

assunções assumidas na definição da taxa de juro sem risco acima proposta, o PRP é definido pela

seguinte fórmula:

𝑃𝑅𝑃𝑃 = 𝑅𝑝 − 𝑅𝑗

Em que:

𝑃𝑅𝑃𝑃 corresponde ao prémio de risco país do país p

𝑅𝑗 corresponde à rendibilidade dos títulos de dívida soberanos do país p

𝑅𝑓 corresponde à taxa de juro sem risco.

Em relação ao setor da eletricidade, propõe-se uma alteração no cálculo deste parâmetro relativamente

ao horizonte temporal considerado para a definição do 𝑃𝑅𝑃𝑃. Enquanto no setor da eletricidade a ERSE

considera a média geométrica desde 1999 da rendibilidade dos títulos de dívida nacionais e dos ativos

sem risco, a presente proposta considera a média geométrica relativa aos últimos cincos anos, de

acordo com a metodologia seguida para o cálculo da taxa de juro sem risco acima exposta.

Em primeiro lugar, esta opção justifica-se por forma a manter a coerência concetual nos parâmetros

utilizados. Não parece justificável que se possam considerar duas definições distintas para a taxa de

juro sem risco na mesma metodologia de cálculo. Por outro lado, considera-se que a remuneração

decorrente do risco país não deve ser estanque. Com o objetivo de refletir uma mais correta projeção

para o futuro próximo, este parâmetro deve conciliar o efeito histórico com as condições económicas

mais recentes, de acordo com o preconizado para a definição inicial de taxa de juro sem risco. Em

consonância com o exposto, considera-se neste cenário um Prémio de Risco País de 4,3%. O gráfico

seguinte ilustra a evolução deste parâmetro e das variáveis consideradas no seu cálculo.


Gráfico 11 Prémio de Risco País e suas componentes


Custo de capital

O primeiro cenário para considerar o risco país passa pela incorporação direta do PRP no custo de

capitais próprios, de acordo com a seguinte fórmula:

𝑅𝑗 = 𝑅𝑓 + 𝑃𝑅𝑃𝑃 + 𝛽𝑗[𝑃𝑅𝑀𝑚]

Em que:

𝑅𝑗 corresponde à rendibilidade da ação j

𝑅𝑓 corresponde à taxa de juro sem risco

𝑃𝑅𝑃𝑃 corresponde ao prémio de risco país do país p

𝛽𝑗 corresponde ao beta da ação j

𝑃𝑅𝑀𝑚 = 𝑅𝑚 − 𝑅𝑓 corresponde ao prémio de risco de mercado.

Com esta hipótese, é assumido que todas as empresas estão expostas ao risco país de igual forma. A

tabela seguinte apresenta os valores resultantes para o custo de capitais próprios e para a taxa de

remuneração relativa a este cenário.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Portugal


Diferencial

Prémio de Risco País


Quadro 8 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros considerados







Prémio de risco país 4,3%







O segundo cenário passa pela incorporação do PRP ponderada pelo fator beta, de acordo com a

seguinte fórmula:

𝑅𝑗 = 𝑅𝑓 + 𝛽𝑗[𝑃𝑅𝑀𝑚 + 𝑃𝑅𝑃𝑃]

Por esta hipótese, é assumido que a exposição de uma empresa ao risco país é proporcional à sua

exposição ao risco sistemático, aferido pelo “beta dos capitais próprios”. A tabela seguinte apresenta

os valores resultantes para o custo de capitais próprios e para a taxa de remuneração relativa a este

cenário.

Quadro 9

Taxa de remuneração e parâmetros financeiros considerados







Prémio de risco país 4,3%








Conclusões e Recomendações

O presente documento constituiu o relatório final do estudo sobre modelos e níveis de remuneração

de ativos no Setor do Gás Natural, estudo que tem por objetivos apresentar os diferentes modelos de

remuneração de ativos utilizados pelos reguladores do setor do gás Natural na Europa e avaliar os

métodos de cálculo e os níveis de remuneração de ativos que são considerados nesses modelos,

enquadrando a prática, em Portugal, da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE).

A questão da remuneração dos ativos assume grande relevância no quadro da regulação económica e

da fixação de tarifas em setores como o do Gás Natural, onde a qualidade da regulação, a par da

competitividade das empresas, é determinante para o desenvolvimento sustentável dos negócios.

O presente relatório apresenta um levantamento dos modelos típicos de remuneração de ativos

praticados em diversos países, bem como uma identificação das tendências de evolução dos mesmos.

É efetuada também uma análise dos atuais níveis de remuneração e são elaborados cenários

relativamente aos níveis de remuneração a vigorar no próximo período regulatório.

A análise desenvolvida permitiu identificar algumas questões que poderão assumir relevância no

próximo período regulatório e que deverão ser consideradas de forma adequada, nomeadamente ao

nível da consideração e modelos de custos totais em alternativa a modelos de custos de operação

eficientes mais remuneração do custo de investimento, ou à necessidade de contemplar mecanismos

de incentivo e penalização adequados aos objetivos de política que se pretendem prosseguir.


Anexo

Estudos de caso: Modelos de regulação em vigor

Espanha

A remuneração das atividades reguladas e os respetivos parâmetros são estabelecidos diretamente

pelo governo espanhol para um período de seis anos, sendo que, em circunstâncias excecionais, no

caso em que se produzam variações significativas das receitas e custos, existe a possibilidade de rever

os parâmetros considerados ao fim de três anos, em particular valores unitários de referência por

clientes e volume de vendas, custos de operação e manutenção e coeficientes de produtividade

considerados no cálculo das remunerações. O atual sistema de remuneração relativo ao período

regulatório entrou em vigor em 2014, estabelecido pelo Real Decreto 8/2014 e transposto para a

legislação espanhola pela Lei 18/2014, e estará em vigor até ao final de 2020.

Neste novo período regulatório, os operadores de distribuição são remunerados pelos custos em que

incorrem para levar a cabo o desenvolvimento, a operação e manutenção do conjunto das suas

instalações de distribuição, não existindo um tratamento diferenciado para despesas de investimento

e operacionais. O modelo considerado é baseado na procura, sendo que a remuneração de cada

operador é fixada no início de cada ano, tendo em conta a remuneração do ano transato e as

perspetivas de procura para o ano em apreciação.

Por forma a reduzir o risco de volume, o sistema retributivo em vigor prevê a possibilidade de revisão

da remuneração de acordo com os valores definitivos de procura de gás e clientes conectados,

incorporando nos proveitos dos anos seguintes os ajustamentos necessários.

Assim, em primeiro lugar é definida a remuneração de cada operador para o ano base (2013) para o

conjunto das suas instalações, em função dos clientes conectados às mesmas e do volume de gás

fornecido. O nível de remuneração definido tem em consideração os ativos, as despesas de

investimento e amortizações associadas, os custos de operação e manutenção, as caraterísticas

particulares de cada zona de distribuição, o nível de segurança e qualidade do serviço e outros custos

necessários ao desenvolvimento da atividade de distribuição.

A remuneração de cada operador é atualizada anualmente de acordo com a variação do número de

consumidores conectados e do volume de gás fornecido, aplicando os respetivos coeficientes unitários

definidos no início do período regulatório pelo governo. Nesta matéria, por forma a incentivar a

extensão da rede a zonas não gaseificadas e ajustar a remuneração ao custo real incorrido por parte

dos operadores, os valores unitários são majorados para clientes localizados em municípios de

gasificação recente (aqueles cujo arranque do serviço de gás se tenha efetuado à menos de cinco anos

antes do ano de calculo da remuneração).

Adicionalmente, a metodologia vigente estabelece um mecanismo de incentivo através da introdução

de um fator de atualização da remuneração, refletindo os ganhos de eficiência esperados devido à

melhoria da produtividade. No entanto, o valor fixado (1) anula o seu impacto no nível remuneratório.


A retribuição correspondente à atividade de distribuição para o conjunto de instalações de cada

operador é atualizada anualmente de acordo com a seguinte fórmula:

𝑅𝐷𝑛 = 𝑓𝑑 ∗ 𝑅𝐷𝑛−1 + 𝑅𝑁𝑛

Em que:


𝑅𝐷𝑛−1: Retribuição do ano n-1;

𝑓𝑑: Coeficiente de eficiência por melhoria de produtividade na atividade de distribuição;

𝑅𝑁𝑛: Retribuição correspondente à captação de novos mercados.

A retribuição correspondente à captação de novos mercados é calculada mediante a seguinte fórmula:

𝑅𝑁𝑛 = 𝐹𝑐<4𝑏𝑚𝑔

∗ ∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏𝑚𝑔

+ 𝐹𝑐<4𝑏𝑚𝑔𝑟

∗ ∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏𝑚𝑔𝑟

+ 𝐹𝑣<4𝑏1 ∗ ∆𝑉𝑣<4𝑏

1 + 𝐹𝑣<4𝑏2 ∗ ∆𝑉𝑣<4𝑏

2 + 𝐹𝑣>4𝑏 ∗ ∆𝑉𝑣>4𝑏

Em que:

𝐹𝑐<4𝑏𝑚𝑔

: Retribuição unitária por cliente conectado, a pressão igual ou inferior a 4 bar, em municípios

gasificados, expressa em €/cliente;

∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏𝑚𝑔

: Variação do número de clientes conectados a redes com pressão inferior ou igual a 4 bar,

em municípios gasificados, calculada pela diferença entre o número médio de clientes previstos

para o ano em que se determina a retribuição e o valor médio do ano anterior;

𝐹𝑐<4𝑏𝑚𝑔𝑟

: Retribuição unitária por cliente conectado a pressão igual ou inferior a 4 bar, em municípios

de gasificação recente, expressa em €/cliente;

∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏𝑚𝑔𝑟

: Variação do número de clientes conectados a redes com pressão inferior ou igual a 4 bar,

em municípios de gasificação recente, calculada pela diferença entre o número médio de clientes

previstos para o ano em que se determina a retribuição e o valor médio do ano anterior;

𝐹𝑣<4𝑏1 : Retribuição unitária para abastecimentos a pressão igual ou inferior a 4 bar, realizados a

consumidores com consumo anual inferior ou igual a 50 MWh, expresso em €/MWh;

∆𝑉𝑣<4𝑏1 : Variação do volume de gás abastecido a pressão igual ou inferior a 4 bar a consumidores

com consumo anual inferior ou igual a 50 MWh, expressa em €/MWh, calculado pela diferença

entre a procura prevista para o ano “n” e a estimação disponível para o ano “n-1” para este tipo

de consumidores;

𝐹𝑣<4𝑏2 : Retribuição unitária para abastecimentos a pressão igual ou inferior a 4 bar, realizados a

consumidores com consumo anual superior a 50 MWh, expresso em €/MWh;

∆𝑉𝑣<4𝑏2 : Variação do volume de gás abastecido a pressão igual ou inferior a 4 bar a consumidores

com consumo anual superior a 50 MWh, expresso em €/MWh, calculado pela diferença entre a

procura prevista para o ano “n” e a estimação disponível para o ano “n-1” para este tipo de

consumidores;

𝐹𝑣>4𝑏: Retribuição unitária para abastecimentos a pressão entre 4 e 60 bar, expressa em €/MWh;

∆𝑉𝑣>4𝑏: Variação do volume de gás abastecido a pressão entre 4 e 60 bar, expressa em €/MWh,

calculado pela diferença entre a procura prevista para o ano “n” e a estimação disponível para o

ano “n-1” para este tipo de consumidores.

De acordo com a Lei 18/2014, os parâmetros a aplicar no atual período regulatório são os seguintes:

O coeficiente de eficiência para melhorar a produtividade (𝑓𝑑) tomará o valor 1.

As retribuições unitárias tomarão os seguintes valores:

o 𝐹𝑐<4𝑏𝑚𝑔

: Retribuição unitária por cliente conectado a pressão igual ou inferior a 4 bar,

em municípios gasificados: 50 €/cliente;

o 𝐹𝑐<4𝑏𝑚𝑔𝑟

: Retribuição unitária por cliente conectado a pressão igual ou inferior a 4 bar,

em municípios de gasificação recente: 70 €/cliente;

o 𝐹𝑣<4𝑏1 : Retribuição unitária para abastecimentos a pressão igual ou inferior a 4 bar

realizados a consumidores com consumo anual inferior ou igual a 50 MWh: 7,5

€/MWh;


o 𝐹𝑣<4𝑏2 : Retribuição unitária para abastecimentos a pressão igual ou inferior a 4 bar

realizados a consumidores com consumo anual superior a 50 MWh: 4,5 €/MWh;

o 𝐹𝑣>4𝑏: Retribuição unitária para abastecimentos a pressão entre 4 e 60 bar: 1,25

€/MWh.

França

Em França existem 26 gestores de rede de distribuição de gás, fornecendo cerca de 11 milhões de

consumidores através de uma rede de distribuição com uma extensão de 200 mil km. A atividade de

distribuição de gás natural em França é bastante concentrada, com a GrDF (Gaz réseaux Distribution

France) a concentrar cerca de 96% da distribuição e o remanescente a ser partilhado entre os restantes

operadores, apelidados de empresas locais de distribuição.

O regime tarifário é estabelecido pela entidade reguladora da energia (CRE) para um período

regulatório de quatro anos, sendo que o período atual se iniciou em 2012. Embora a metodologia de

remuneração seja a mesma, incluindo a taxa de remuneração considerada, as empresas locais de

distribuição dispõem de um regime simplificado em alguns aspetos e de parâmetros diferenciados, de

acordo com a sua realidade particular. No presente documento será considerado o regulamento

tarifário aplicado à GrDF.

A metodologia de remuneração em França é baseada num sistema híbrido, composto pela remuneração

dos custos operacionais segundo um modelo price-cap, cuja evolução anual resulta da aplicação da

taxa de inflação corrigida por um coeficiente de produtividade, e pelo reembolso dos custos de capital,

compreendendo a amortização e a remuneração financeira da base de ativos regulados a uma taxa de

remuneração definida à priori.

A remuneração da atividade de distribuição de gás natural é efetuada a partir das tarifas aplicadas aos

consumidores finais. A metodologia de atualização anual para a totalidade do período tarifário é desde

logo definida no regulamento tarifário, com base nos critérios definidos para as remunerações e nas

previsões efetuadas para as componentes de despesa, volume de gás fornecido e o número de

consumidores abastecidos. No período 2013 a 2015, a CRE adotou uma atualização anual das tarifas

de acordo com a inflação verificada no ano transato, acrescida de 0,2% e do fator k, respeitante ao

mecanismo CRCP (acrónimo do francês Compte de Régularisation des Charges et des Produits).

Este mecanismo permite corrigir, a posteriori, a disparidade entre os valores previstos de determinadas

receitas e despesas, identificadas à partida como de difícil previsão e utilizadas no estabelecimento do

mecanismo de atualização automática do tarifário, e os valores efetivamente verificados.

Adicionalmente, este mecanismo engloba ainda outros ajustamentos decorrentes dos diversos

mecanismos de incentivo previstos no regime tarifário. Entre os seus principais componentes destaca-

se:

Diferença entre o rendimento recebido a partir das tarifas proporcionais ao volume de gás

fornecido pela rede de distribuição e o rendimento previsto;

Diferença entre as despesas de capital calculadas ex post, tendo por base os valores efetivos dos

investimentos, a remoção de ativos do RAB, a reavaliação decorrente da inflação e contabilização

dos ativos em construção englobados no projeto Smart Metering e a estimativa de despesas de

capitais incluída na estimativa de remuneração a ser recuperado via tarifária, corrigida da inflação

real;

Incentivos financeiros associados ao mecanismo de incentivo ao controlo de custos de

investimento;

Incentivos financeiros associados ao mecanismo de incentivo à qualidade do serviço;

Despesa relativa à diferença entre o volume de gás que saiu da rede (para os consumidores) e

volume de gás que entrou na rede, em particular devido a fugas e outras perdas.


A conta CRCP é saldada automaticamente em cada ano, sob a forma do fator k, fator de correção do

rendimento a ser recuperado através das tarifas. Este fator é limitado a uma variação absoluta de 2%.

Caso a conta CRCP exceda este limite, o saldo remanescente transita para o saldo inicial da conta CRCP

do ano seguinte.

O presente regulamento tarifário incorpora ainda um conjunto de incentivos financeiros associados à

realização de determinados objetivos, nomeadamente em termos de qualidade de serviço e da

promoção da utilização de gás.

A trajetória das despesas líquidas operacionais é definida para a totalidade do período regulatório,

equivalendo a um ajustamento anual nestas despesas a partir do nível adotado em 2012 que está em

linha com a inflação e com a meta anual de produtividade. Ganhos de produtividade adicionais que

possam ser alcançados pela GrDF serão retidos inteiramente pelo operador. De forma análoga, no caso

do montante de despesas operacionais ficar acima do valor previsto, o operador suporta a totalidade

do sobrecusto.

As despesas de capital também são alvo de um mecanismo de incentivo à minimização de custos. No

início do período regulatório, a GrDF apresenta o seu plano de investimentos para o período em

questão. Este plano, avaliado e aceite pelo regulador, é a base da avaliação anual de possíveis

discrepâncias entre a trajetória prevista das despesas de investimento e as despesas efetivamente

verificadas. A possível diferença é retida (ou suportada) pelo operador, sendo que o montante dos

bónus ou penalizações é limitado a 2 milhões de euros e é incorporado na conta CRCP.

Este mecanismo é acompanhado pela monitorização de um conjunto de indicadores físicos relativos,

por forma a confirmar que o investimento planeado é realmente efetuado, garantindo que o mecanismo

de incentivo não tenha um efeito adverso na realização dos investimentos necessários. Estes

indicadores envolvem, nomeadamente a extensão (em km) da rede de gasodutos, o número de pontos

de abastecimento.

Base de ativos regulados

As despesas de capitais reembolsadas, que compreendem o montante de depreciações e o retorno

financeiro dos ativos, decorrem do valor da base de ativos regulados considerada. Nesta matéria,

convém assinalar que o método de valorização dos ativos depende da sua data de entrada em

atividade.

Enquanto os ativos anteriores a 2003 são valorizados pelo seu custo histórico ajustado à inflação, os

ativos posteriores a 2003 são incluídos no RAB pelo seu valor bruto. O valor dos ativos é deduzido de

possíveis contribuições financeiras, sendo que, por regra, os ativos em construção não são

considerados para o RAB.

No início de cada ano o valor dos ativos é atualizado, aplicando as reavaliações decorrentes da taxa de

inflação, adicionando o volume de investimento e subtraindo o volume de amortizações, calculadas a

partir do método de quotas constantes ao longo do período de vida útil dos ativos, diferenciado entre

categorias de ativos (45 anos para os gasodutos, 30 anos para os edifícios, entre outros).


A remuneração dos ativos é definida tendo por base o modelo WACC, com o custo de capital a ser

estimado utilizando a metodologia CAPM.

Partindo dos valores definidos para o último período regulatório, a atualização dos parâmetros decorreu

de um estudo benchmark incidindo sobre o custo de capital associado às infraestruturas de gás e

eletricidade a nível europeu. No entanto, os pressupostos por de trás da estimação de cada parâmetro

individual não são explícitos. A tabela seguinte apresenta as estimativas de cada um dos parâmetros.


Quadro A. 1 Taxa de remuneração dos ativos e parâmetros financeiros em França

França

Taxa de juro sem risco deflacionada 2,20%


Beta do ativo 0,46


Prémio de risco de mercado 5,00%

Gearing (D/(E+D)) 50,00%


Custo da dívida 2,80%

Custo do capital próprio 9,20%

Taxa de remuneração dos ativos 6,00%

Fonte: Augusto Mateus & associados com base em informação do regulador

Itália

A Autoritá per l’energia elétrica il gas e il sistema idrico é o organismo independente responsável pela

regulação económica do setor do gás natural em Itália. A atividade de distribuição é dispersa por mais

de 230 operadores, que fornecem cerca de 21 milhões de clientes.

Um aspeto específico do sistema de regulação italiano que importa referir diz respeito à

regulamentação diferenciada da atividade de “misura”, respeitante ao conjunto de atividades técnicas

relacionadas com a recolha, processamento, validação e disponibilização de dados coletados a partir

de sistemas de medição, destinado a garantir a melhor precisão dos dados de medição utilizados para

a realização de transações comerciais de transporte. No que se segue é analisada a regulamentação

específica da atividade de distribuição de gás natural, comparando apenas com a atividade de “misura”

os parâmetros financeiros considerados na definição da taxa de remuneração dos ativos.


No início de cada período regulatório o regulador estabelece o montante de proveitos permitidos da

atividade de distribuição que podem ser financiados a partir das tarifas aplicadas aos consumidores

finais. A metodologia de remuneração segue um modelo híbrido, em que a base remuneratória engloba

o reembolso dos custos operacionais, seguindo uma metodologia revenue-cap, com a aplicação de um

fator de eficiência à evolução anual do volume de despesas; a remuneração da base de ativos

regulados, pela aplicação de uma taxa de retorno dos capitais, e, por último, o montante

correspondente à depreciação anual dos ativos. O nível remuneratório é calculado a nível nacional,

sendo posteriormente alocado a cada empresa em proporção do número de pontos de entrega.

A remuneração da atividade de distribuição é estabelecida para períodos regulatórios com a duração

de seis anos, sendo que o regime atual se iniciou em 2014 e decorrerá até 2019. Contudo, embora a

metodologia de remuneração permaneça constante, o regulamento tarifário prevê a revisão dos

parâmetros estabelecidos ao longo do período, em particular a revisão bienal dos critérios financeiros

e a revisão trienal do coeficiente de eficiência aplicado aos custos operacionais.

No início do período regulatório, o regulador define o nível inicial permitido de custos operacionais a

reembolsar. A definição dos valores iniciais tem em consideração a recuperação dos custos por

melhoria da eficiência no período regulatório anterior e a sua partilha entre consumidores e operadores.

Assim, os custos operacionais relativos a 2014 são definidos com base na média ponderada entre os

custos efetivos e os custos reconhecidos de 2011, atualizados para 2014 pela inflação e pelo fator de

eficiência relativo ao anterior período regulatório para os anos de 2012 e 2013.


O regulamento tarifário prevê a atualização automática deste montante anualmente segundo a taxa

de inflação (relativa ao HIPC) referente aos últimos 12 meses, deduzida do coeficiente de eficiência

por via de melhoria de produtividade, o fator X, e adicionada de um coeficiente relativo a variações

nos custos decorrentes de eventos imprevisíveis, de alterações regulatórias ou das obrigações relativas

à prestação do serviço universal.

A definição do fator X tem como objetivo a reversão do aumento de custos verificado desde 2011, ou

seja, para que o nível de custos operacionais em 2020 esteja em linha com o nível verificado em 2011,

atualizado a preços de 2020. Tendo em consideração a análise da evolução da produtividade dos

operadores entre 2008 e 2012 e a necessidade de iniciar uma trajetória de realinhamento dos custos

de produção, o regulador diferencia o fator X consoante a dimensão da empresa. Assim, para empresas

de pequena dimensão (com menos de 50 mil pontos de entrega) e de média dimensão (com mais de

50 mil pontos de entrega e menos de 300 mil), é definida uma taxa anual de redução dos custos

unitários de 2,5%. Para as empresas de grande dimensão (com mais de 300 mil pontos de entrega),

o fator X toma o valor de 1,7%.

O valor dos custos operacionais unitários (por ponto de entrega), utilizado na alocação das despesas

operacionais por empresa, é diferenciado com base na densidade (de consumidores) da localidade

servida e na dimensão da empresa. Como exemplo, o valor unitário relativo a uma pequena empresa

a operar numa localidade de baixa de densidade é cerca de 50% superior ao valor unitário relativo a

uma grande empresa a operar numa localidade de elevada densidade. Por forma a incentivar a

extensão de rede sem colocar em causa o equilíbrio económico-financeiro dos operadores, o

regulamento tarifário prevê ainda uma majoração dos custos unitários relativa a localidades de

gaseificação recente (localidades onde o primeiro fornecimento de gás ocorreu à menos de três anos),

equivalente a quatro vezes o coeficiente relativo a uma pequena empresa a operar numa localidade de

baixa densidade.

Remuneração dos capitais

A base de ativos regulados é diferenciada em imobilizado fixo regional, circunscrito ao capital investido

pelo operador em cada região, e imobilizado fixo central, relativo aos restantes ativos tangíveis e ativos

intangíveis.

No primeiro caso, o valor inicial do imobilizado regional é determinado para cada operador a partir de

dados contabilísticos, aplicando o método do custo histórico reavaliado, pela atualização do custo de

aquisição, no momento da sua primeira utilização, a partir do deflator do investimento fixo. Por forma

a determinar a remuneração do capital investido e o reembolso das amortizações, o valor do capital

investido líquido é agregado por região e alocado a cada empresa a operar na região a partir do número

de pontos de entrega.

Em relação ao imobilizado fixo central, o valor agregado inicial é determinado a partir de uma

valorização paramétrica com referência a 2011, determinado a partir de uma amostra de 114 empresas

de distribuição e atualizado para 2014 de acordo com a inflação e com a variação da base de ativos

entre 2011 e 2013. A partir deste valor, é definido o coeficiente unitário de imobilizado central (por

ponto de entrega), fixado de modo uniforme por todo o território nacional, utilizado na alocação do

imobilizado central a cada operador.

A base de ativos regulados inclui ainda uma parcela correspondente às necessidades de fundo de

maneio, calculadas numa percentagem fixa dos ativos tangíveis brutos (0,8%).

Modelo de depreciação

De acordo com a abordagem adotada para a determinação do nível de capital investido, também são

adotados critérios distintos na definição do nível de depreciação a ser reembolsado. Enquanto o custo

reconhecido para cobrir a amortização do imobilizado regional é determinado em função do valor bruto

revalorizado do ativo e da sua vida útil (para fins regulatórios), segundo o método de quotas

constantes, o custo reconhecido para cobrir a amortização do imobilizado central é determinado


segundo uma valorização paramétrica, a partir de uma amostra de operadores relativa ao ano de 2011.

O valor unitário de amortizações para 2011, uniforme para todo o território nacional, é expresso em

euros por ponto de entrega, é calculado a partir da divisão do nível de amortizações pelo número de

pontos de entrega, e posteriormente atualizado para valores de 2014 pelo deflator do investimento

fixo.


No início do período regulatório, é estabelecida a taxa de remuneração real antes de imposto a incidir

sobre o RAB, a partir do método WACC, considerando a média entre o custo da dívida e o custo dos

capitais próprios, ponderada pelos valores relativos ao nível de endividamento. A tabela seguinte

resume os valores considerados para os parâmetros financeiros, comparando com a atividade de

“misura”.

Quadro A. 2 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros em Itália

Atividade de distribuição

Atividade de "misura"


Beta do ativo 0,63 0,72


Custo da dívida 4,86% 4,86%

Gearing 60,00% 60,00%

Taxa de imposto 35,70% 35,70%

Taxa de inflação 1,80% 1,80%

Taxa de remuneração dos ativos 6,90% 7,20%


A taxa de juro sem risco resulta da média dos doze meses anteriores da yield das OT italianas a dez

anos. O custo de dívida é estimado a partir da taxa de juro sem risco, adicionada de um spread de 45

pontos base, em coerência com a decisão referente à remuneração da atividade de transporte de gás,

considerando o baixo nível de risco das atividades reguladas. Para a estimativa do nível de

endividamento (gearing), com o objetivo de alinhar as diferentes atividades reguladas, foram tidos em

consideração o valor fixado para o anterior período regulatório e o valor fixado para o mais recente

período regulatório da distribuição de eletricidade. O valor definido (60%) distancia-se dos dados

efetivos, representando o esforço do regulador em travar a crescente alavancagem financeira do setor,

evidenciada na análise dos dados contabilísticos de uma amostra representativa de empresas de

distribuição de gás italianas entre 2008 e 2012.

O custo do capital deflacionado, depois de impostos, é estimado com base no modelo CAPM,

relacionando o custo dos capitais próprios de uma empresa específica com a sua ao risco de mercado

sistémico. Em consonância, é calculado como a soma da taxa de juro sem risco e o produto entre o

beta dos capitais próprios e o prémio de risco de mercado. Para efeitos de determinação do beta, o

regulador procedeu à análise dos valores médios deste parâmetro numa amostra alargada às principais

empresas a operar na distribuição de gás natural a nível nacional e europeu para o período 2008-2012.

A comparação com os quatro anos anteriores (2004-2007) suporta a redução do nível de risco

sistémico face ao anterior período regulatório. Nesta matéria, importa frisar a manutenção de um

diferencial entre a atividade de distribuição e atividade de “misura”, de acordo com os riscos

tecnológicos associados à massificação dos contadores inteligentes. Em relação ao prémio de risco de

mercado, considerando a sua natureza de longo prazo, a autoridade decidiu adotar o valor estabelecido

no anterior período regulatório. Assumindo que a inconsistência de resultados associada à utilização

de diferentes métodos de estimação, a metodologia adotada privilegia a análise de dados históricos


num horizonte de longo-prazo, por forma a reduzir o efeito das flutuações relacionadas com a

volatilidade do preço das ações.

O regulamento tarifário estabelece ainda a atualização bienal da taxa de remuneração dos ativos por

via da revisão da taxa de juro sem risco. Assim, de dois em dois anos, este parâmetro é atualizado de

acordo com a metodologia acima referida.

Irlanda

A CER é o organismo independente responsável pela regulação económica do setor do gás natural na

Irlanda. A atividade de distribuição é concentrada num operador único, Gas Networks Ireland, que

opera uma rede com uma extensão superior a 100 mil km e fornece cerca de 650 mil clientes


A remuneração da atividade de distribuição é definida para períodos regulatórios com a duração de

cinco anos, sendo que o regime atual se iniciou em 2012 e decorrerá até 2017.

No início de cada período regulatório a CER estabelece o montante de proveitos permitidos da atividade

de distribuição que podem ser financiados a partir das tarifas aplicadas aos consumidores finais. A

metodologia de remuneração segue um modelo híbrido, em que a base remuneratória engloba o

reembolso dos custos operacionais, seguindo uma metodologia revenue-cap, com a aplicação de um

fator de eficiência à evolução anual do volume de despesas, a remuneração da base de ativos

regulados, pela aplicação de uma taxa de retorno dos capitais, e, por último, o montante

correspondente à depreciação anual dos ativos. Neste modelo de regulação, a remuneração dos

capitais e o montante de depreciações são calculados sobre o valor da RAB, que detém assim um papel

decisivo na determinação do nível remuneratório.

O montante de despesas operacionais permitido é definido no início de cada período regulatório, a

partir de uma detalhada avaliação bottom-up dos custos do operador no ano base, ajustado ao nível

normalizado de atividade, e da projeção anual em linha com a evolução esperada dos indutores de

custo considerados e os ajustamentos necessários de forma a ter em consideração a existência de

custos pontuais previstos. Esta projeção é, depois, sujeita à aplicação de um fator de redução anual

de 1%, correspondente ao coeficiente de eficiência por melhoria de produtividade. A definição deste

valor é baseada em análises benchmarking relativas ao nível de custos da empresa, utilizando diversas

ferramentas analíticas.

A diferença entre o montante de despesas efetivamente verificado anualmente e os valores previstos

é retida (ou suportada) pelo operador. Tendo em consideração que o operador é incapaz de controlar

alguns itens de despesa, o regulamento tarifário pressupõe a existência de determinadas categorias

de despesa não controláveis, nomeadamente impostos e o custo associado à diferença entre o volume

de gás que entra e sai da rede de distribuição, não sujeitos ao coeficiente de eficiência. Nestes casos,

os consumidores finais suportam, na totalidade ou numa elevada proporção, a diferença entre os

valores projetados e o seu custo efetivo.

A remuneração anual do operador é ajustada anualmente, pela atualização da base remuneratória de

acordo com a inflação (variação percentual do HIPC no ano transato), por alterações na projeção anual

de custos não controláveis e pelo fator k, relativo ao mecanismo de correção relativo às receitas dos

dois anos anteriores, de acordo com a fórmula abaixo apresentada. Este fator ajusta a remuneração

anual do operador, tendo em consideração o diferencial entre a base remuneratória projetada para os

últimos dois anos e os valores efetivamente verificados relativos à inflação, ao número de clientes

conectados e ao nível de custos não controláveis. Em cada ano, o montante do fator k a incluir na

remuneração está limitado a 5% da base remuneratória, com o remanescente a transitar para o saldo

inicial do fator k do ano seguinte.


𝑅𝑡 = ∏ [1 + 𝐼𝑛𝑓𝑗

100] × 𝐵𝑡 + ∆𝑃𝑡

𝑡

𝑗=2010/11

+ ∆𝑈𝑡 + 𝐾𝑡−2

Em que:

𝑅𝑡: Nível máximo de receitas para o ano t;

𝐼𝑛𝑓𝑡: Variação percentual no HICP irlandês nos últimos 12 meses;

𝐵𝑡: Nível de receitas permitidas para o ano t, a preços de 2010/11;

∆𝑃𝑡: Diferença entre o nível esperado de custos pass through e o nível projetado originalmente;

∆𝑈𝑡: Variação de custos “incertos”, associada em particular com alterações legislativas ou

regulatórias;

𝐾𝑡−2: Fator de correção que ajusta as receitas no ano t de acordo com as correções relativas aos

valores nos últimos dois anos, acrescida do pagamento de juros

Remuneração dos capitais

No início do período regulatório, o regulador, além de projetar o montante máximo de despesas

operacionais reembolsáveis, de acordo com o anunciado anteriormente, projeta também o montante

máximo de despesas de capitais que o operador pode incorrer anualmente. Estas refletem o plano de

investimentos para o período regulatório, tendo em consideração os objetivos propostos pelo operador,

e revistos pelo regulador, em termos de desenvolvimento da rede de distribuição (número de novas

conexões, extensão de rede e contadores adicionais) e reposição de contadores e gasodutos obsoletos.

No entanto, enquanto as despesas operacionais são reembolsadas no ano em que ocorrem, as

despesas de capital são reembolsadas ao longo do período de vida útil dos ativos, pela sua incorporação

no RAB.

De referir que as despesas de capital também estão abrigadas por um mecanismo de incentivo. Sempre

que as despesas de capital sejam inferiores ao projetado por motivos de eficiência, ou seja, depois do

regulador verificar os indicadores físicos evoluíram conforme as projeções, o operador pode reter as

receitas (depreciações e remuneração) relativas à diferença por um período de cinco anos.

A metodologia seguida para a valorização da base de ativos regulados respeitantes à atividade de

distribuição segue a abordagem do custo de reposição, através da indexação do custo histórico de

aquisição à inflação. Ao valor resultante, são descontadas quaisquer contribuições e subsídios

financeiros. A metodologia de cálculo das depreciações aplicada à base de ativos é baseada no método

das quotas constantes, considerando os diferentes período de vida útil dos ativos, variando entre os

60 anos para os gasodutos, 40 anos para edifícios e terrenos e 15 anos para contadores.


No início do período regulatório, é estabelecida a taxa de remuneração real antes de imposto a incidir

sobre o RAB, a partir do método WACC, considerando a média entre o custo da dívida e o custo dos

capitais próprios, ponderada pelos valores relativos ao nível de endividamento.

Nesta matéria, importa referir que, de forma a captar o risco associado à crise das dívidas soberanas,

a estimativa da taxa de remuneração inclui um fator de ajustamento no custo do capital e da dívida -

o fator "prémio de crise" (CP, acrónimo do inglês crisis premium), calculado a partir da diferença entre

as yields relativas a obrigações de empresas irlandesas a atuar no setor das utilities com o nível de

rating de crédito investment grade e as yields relativas às empresas com o mesmo rating e a operar

nos países considerados para a estimativa da taxa de juro sem risco. A tabela seguinte resume os

valores considerados para os parâmetros.


Quadro A. 3 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros na Irlanda

Valor Mínimo Valor

Máximo

Taxa de juro sem risco + "crisis premium" (%) 3,5 5,5

Custo da dívida antes de impostos (%) 3,8 4,9

Custo da dívida depois de impostos (%) 3,3 4,3

Beta do ativo 0,35


Prémio de risco de mercado 4,5 5,0

Custo de capitais próprios depois de impostos (%) 6,9 9,2

Custo de capitais próprios antes de impostos (%) 8,1 10,80

Gearing (%) 55,0

Taxa de imposto (%) 12,5

Taxa de remuneração (deflacionada) depois de impostos (%) 4,9 6,5

Taxa de remuneração (deflacionada) antes de impostos (%) 5,8 7,6


O custo de dívida resulta da média ponderada entre o custo de emissão de dívida nova, incorporando

o fator CP e tendo em consideração as necessidades de financiamento do operador ao longo do período

regulatório, e o custo da dívida existente, refletindo o custo de financiamento mais reduzido na altura

em que o serviço da dívida existente foi contratualizado. Para a estimativa do nível de endividamento

(gearing), foram tidos em consideração rácios financeiros teóricos, em detrimento dos valores efetivos

do operador, consistentes com um rating de crédito investment grade.

O custo do capital deflacionado, depois de impostos, é estimado com base no modelo CAPM,

relacionando o custo dos capitais próprios de uma empresa específica com a sua ao risco de mercado

sistémico. Em consonância, é calculado como a soma da taxa de juro sem risco, o prémio relativo aos

riscos associados à crise (fator CP) e o produto entre o beta dos capitais próprios e o prémio de risco

de mercado. O cálculo da taxa de juro sem risco teve por base a média das yields das OT’s alemãs e

holandesas, ativos de refúgio em particular durante a crise das dívidas soberanas. Já o prémio de risco

de mercado foi definido a partir do confronto entre a análise de dados históricos, utilizando médias de

longo prazo do retorno dos capitais próprios (face à taxa de juro sem risco), considerando em particular

as estimativas constantes no estudo DMS, entre estimativas previsionais derivadas de modelos

forward-looking, nomeadamente o modelo de Gordon, assumindo que o atual preço de mercado de

um ativo representa o valor esperado dos cash-flows futuros, assim como entre surveys de académicos

e profissionais e precedentes regulatórios. Por último, o beta dos capitais próprios foi calculado a partir

de uma avaliação das empresas a operar nas atividades de distribuição e transporte de gás natural,

restringindo a amostra a países isentos de preocupações acerca da sustentabilidade das finanças

públicas.

Mecanismo de indexação

Tendo em consideração o contexto de incerteza derivado da crise das dívidas soberanas, o regulamento

tarifário estabelece, excecionalmente, a atualização anual da taxa de remuneração dos ativos através

de um mecanismo de indexação automático, por forma a reduzir a exposição do operador e proteger

os consumidores da evolução volátil dos mercados financeiros. Assim, a taxa de remuneração é

indexada à variação das yields das OT irlandesas a cinco anos, deflacionadas, tendo por base a média

dos últimos 12 meses. Por forma a limitar a sensibilidade do retorno do capital à evolução de mercado,

o mecanismo repercute na taxa de remuneração 60% da evolução do indexante, ou seja, uma variação

de 1% nas yields implica uma variação de 0,44% no custo de capital. Adicionalmente, é estabelecido

um limite mínimo (Floor) para a taxa de remuneração, de acordo com a remuneração dos ativos


permitida no período regulatório anterior (5,2%), e um limite máximo (Cap), estabelecido

simetricamente, isto é, considerando uma diferença de igual amplitude face à taxa de remuneração

pré-estabelecida (8,2%). Nesta matéria, por forma a reduzir a volatilidade, o regulador estipula ainda

que taxa de remuneração só é alterada se variação anual nas yields reais for superior a 0,5%.

Reino Unido

Metodologia de regulação

Para o atual período regulatório, que decorre de 2013 a 2021, o regulamento tarifário baseou-se no

modelo RIIO – (Receitas=Incentivos+Inovação+Objetivos), comum a todas as atividades reguladas

embora adaptado à atividade de distribuição de gás natural (RIIO-GD1). Partindo de uma metodologia

baseada em incentivos, a remuneração permitida é fixada com base em Incentivos para estimular a

Inovação e alcançar Objetivos. Assim, dependendo da sua performance em termos de objetivos,

inovação e nível de eficiência, os oito operadores de distribuição de gás, monopolistas a nível regional,

tem o potencial de alavancar a sua remuneração base.

Neste modelo, os operadores vêm os seus proveitos permitidos reembolsados através de cobranças

aos fornecedores de gás natural que, por sua vez, transmitem esses custos para os consumidores. De

forma simplificada, os proveitos permitidos dos operadores são calculados individualmente e englobam

três componentes. À remuneração base, que reflete os custos eficientes esperados para alcançar os

objetivos propostos, é adicionada uma parcela correspondente a recompensas e penalizações

associados à performance do operador e ainda ajustamentos relacionados com mecanismos de

incerteza.

A principal componente, a remuneração base, engloba uma parcela relativa aos custos efetivos em

cada ano (Fast Money), uma parcela relativa às amortizações e uma parcela correspondente à

remuneração da base de ativos regulados (RAV, acrónimo de Regulated Asset Values), e é determinada

a partir da estimação ex-ante do nível eficiente de custos para o período regulatório. No início do

período regulatório, os operadores são chamados a desenvolver e submeter planos de negócios

devidamente justificados, definindo os resultados a que se propõem atingir e os diversos parâmetros

considerados. Os planos de negócios submetidos são avaliados e, posteriormente, utilizados como base

para, através de um conjunto alargado de técnicas benchmarking, estimar o nível eficiente de custos

para cada empresa. Por forma a limitar o risco de sobreavaliação dos custos incluídos nos planos de

negócios, são propostos, a priori, incentivos financeiros para encorajar as empresas a apresentarem o

nível de custos mais eficiente.

Um dos aspetos diferenciadores da metodologia RIIO é a consideração do montante total de despesas

por parte das empresas. Por forma a mitigar potenciais enviesamentos não existe um tratamento

diferenciado entre custos operacionais e de capital. As empresas apresentam o montante de despesas

totais (TOTEX) relacionadas com as atividades reguladas licenciadas, sendo que uma proporção fixa

ao longo do horizonte temporal do período regulatório, diferente entre empresas, é tratada como Slow

Money, adicionada ao RAV e, como tal, remunerada ao longo do ciclo de vida económica total, outra

parte é tratada como Fast Money e adicionada aos reembolsos no ano em que o custo seja efetivado.

Tendo em consideração o enorme desafio que se coloca aos operadores relativo à reposição de

condutas imposta pelas autoridades competentes devido a questões ambientais e sanitárias, as

despesas relacionadas serão tratadas à parte.

O modelo RIIO prevê um número alargado de mecanismos de incentivo associados ao cumprimento

dos objetivos propostos, classificados em seis diferentes categorias: segurança, fiabilidade, ambiente,

social, conexões e satisfação dos clientes. Estão ainda previstos incentivos mediante o

desenvolvimento de projetos de inovação desenvolvidos pelos operadores, na forma de majoração dos

proveitos permitidos e financiamento dos respetivos projetos.


Está também definido um mecanismo de incentivo à redução de custos por parte dos operadores. Estes

poderão reter uma proporção fixa (entre os 60 e os 65%) das poupanças que consigam obter face à

estimativa de custos eficientes suprarreferida, com o remanescente a beneficiar os consumidores. No

sentido oposto, caso o nível de custos controláveis incorrido seja superior à estimativa, os operadores

assumirão o desvio em igual proporção.

Por último, o modelo regulatório RIIO inclui ainda ajustamentos decorrentes do risco dos custos

variarem substancialmente devido a fatores não controláveis pela empresa. Neste âmbito, estão

previstos três tipos de ferramentas para lidar com a incerteza: mecanismos de incerteza,

nomeadamente a indexação dos proveitos permitidos à inflação e a consideração de um conjunto de

custos fora do perímetro de custos controláveis, a avaliação intercalar dos objetivos contratualizados

e suspensão do período regulatório.

Remuneração dos ativos regulados

Tal como o modelo regulatório português, este mecanismo de regulação também assenta na

remuneração da base de ativos regulados, que ganha uma importância acrescida na realidade

britânica, tendo em consideração as avultadas necessidades de investimento com vista ao

desenvolvimento de redes inteligentes, à reposição das condutas em fim de vida e à superação dos

desafios ambientais. Embora o conceito seja semelhante, importa ter noção das diferenças face à

realidade portuguesa, quer no perímetro de ativos considerados, quer no método de cálculo

subjacente.

Base de ativos regulados

Para os ativos em atividade desde 2002, é considerada uma vida económica útil de 45 anos e seguido

um perfil de depreciação acelerada, em que os montantes de amortizações vão decrescendo ao longo

do tempo, considerando a perspetiva de redução gradual do consumo de gás no longo prazo.

Remuneração dos ativos

O método de estimação da taxa de retorno do capital é coincidente com o método seguido pela ERSE

no atual período regulatório, tomando como base o modelo WACC e definindo o custo de capital a

partir do modelo CAPM. A diferença reside na definição dos parâmetros considerados e na metodologia

de indexação tendo em vista a atualização anual da taxa de remuneração. A tabela seguinte resume

os parâmetros considerados.

Quadro A. 4 Taxa de remuneração e parâmetros financeiros no Reino Unido

Parâmetro Valor

Taxa de juro sem risco 2%

Custo da dívida (deflacionado, antes de impostos) 2,92%


Prémio de risco de mercado 5,25%

Custo dos capitais próprios (deflacionado, antes de impostos)

6,7%

Nível de endividamento/ Gearing 65%

Taxa de remuneração dos ativos 4,2%

Em relação à taxa de juro sem risco é considerado um valor de 2%. A determinação deste valor teve

em consideração o valor fixado no precedente período regulatório. Embora a análise da rendibilidade

das OT de longo prazo dos países de referência, em particular Reino Unido, aponta-se para uma


redução deste valor, o regulador entendeu que este comportamento recente se deve à excecional

situação conjuntural, condicionada em particular pela atuação do Banco de Inglaterra, sendo de

esperar uma reversão para a média de longo prazo no futuro próximo.

Custo da dívida

O custo da dívida, deflacionado antes de impostos, foi fixado em 2,92%. Este valor resulta da

consideração da rendibilidade média dos doze meses anteriores de um índice de obrigações com

maturidade de pelo menos dez anos, relativas a empresas não financeiras com rating de crédito BBB

ou A (iBoxx GBP Non-Financials), deflacionado pela perspetiva de longo prazo da inflação, publicado

pelo Banco de Inglaterra.


A estimação do custo dos capitais próprios segue a abordagem CAPM, de acordo com a prática

regulatória vigente, considerando a soma da taxa de juro sem risco com o produto entre o beta dos

capitais próprios e o prémio de risco de mercado. Contudo, na sua determinação, o valor resultante da

metodologia CAPM foi confrontado com os precedentes regulatórios e os valores produzidos por

abordagens alternativas, de forma a garantir a sua solidez. Para o presente período regulatório foi

fixado um valor, antes de impostos e deflacionado, de 6,7%. Em relação ao beta dos capitais próprios,

foi considerado um valor inferior a um (0,9), tendo em consideração que o risco da atividade regulada

é inferior ao risco de mercado, assunção confirmada por diversos estudos técnicos. A fixação do prémio

de risco de mercado teve em consideração as estimativas apresentadas em DMS (2011), a partir dos

dados históricos relativos à rendibilidade do mercado acionista britânico entre 1900 e 2010, as

estimativas do Banco de Inglaterra a partir da utilização de um modelo de crescimento de dividendos,

e as recentes decisões regulatórias relativas a este parâmetro.

Em relação à fixação do nível de endividamento, foi considerado um valor teórico (65%), tendo em

consideração o risco de cash-flow das empresas, um nível que não coloca-se em causa a capacidade

de financiamento das empresas (tendo em conta rácios de endividamento consistentes com ratings de

crédito pelo menos BBB), os valores assumidos nas decisões regulatórias precedentes e os valores

referentes às empresas reguladas. Neste procedimento foi também tida em consideração a

sensibilidade da taxa de remuneração a este parâmetro, por forma a garantir uma reduzida banda de

valores possíveis do nível de rendibilidade.

Mecanismo de atualização

O presente regulamento tarifário prevê a revisão anual da taxa de remuneração a partir da atualização

do custo de dívida. Neste procedimento, é seguida a metodologia utilizada na fixação inicial do

parâmetro.

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Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no ...amconsultores.pt/media/projectosDocs/105_docPT_01_agn_relat_f.pdf · remuneração permitida, é justificada como forma