Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor

Estudo sobre modelos
e níveis de remuneração
de ativos no Setor
do Gás Natural
Relatório Final
Novembro | 2015
1 | Sociedade de consultores Augusto Mateus & Associados
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
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 questõeschave 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.
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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
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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
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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
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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.
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
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
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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.
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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, apesentandose 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
10%
9%
8%
7%
6%
5%
4%
3%
2%
1%
0%
Reino Unido
(2013)
França
(2013)
Irlanda
(2012)
Itália
(2014)
Portugal
(2013)
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,
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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.
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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.
10 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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
𝐷
𝑟𝑒 +
𝑟 𝑑 (1 − 𝑡)
𝐸+𝐷
𝐸+𝐷
em que E representa o valor dos capitais próprios, D o valor dos capitais alheios, 𝑟 𝑒 a taxa de custo do
capital próprio, 𝑟 𝑑 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.
Relatório Final | 11
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
Real
PT
Proxy
Nominal
4,9%
Maturidade
Período temporal
considerado
Média aritmética das yields das
Bunds e das OT’s
10 anos
5 anos
OT’s italianas
10 anos
12 meses
IT
n.d.
4,41%
FR
2,2%
4,2%
IE
3,5%-5,5%
n.d.
Média aritmética entre as Bunds
alemãs e as OT holandesas
adicionada de um prémio de risco*
UK
2%
n.d.
Manutenção da taxa de juro sem risco estabelecida no período regulatório
precedente
Manutenção da taxa de juro sem risco estabelecida no período regulatório
precedente
5 e 10 anos
12 meses
* Valor definido engloba um prémio de risco respeitante ao diferencial de rendibilidade entre as empresas irlandesas e as empresas
nos países de referência
Fonte: Augusto Mateus & Associados
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.
12 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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 NonFinancials)
*custo de dívida deflacionado
Fonte: Augusto Mateus & Associados
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;
Relatório Final | 13

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.
14 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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
𝛽
𝐴
A fórmula utilizada é a seguinte 𝛽𝑐𝑝 = 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.
Relatório Final | 15
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.
16 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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
Relatório Final | 17
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.
18 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
Gráfico 2
Evolução do consumo interno bruto de gás natural
20%
130
15%
Portugal
10%
120
5%
110
0%
-5%
100
-10%
-15%
90
União Europeia
-20%
80
-25%
UK
70
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
ES
IT
2007-2010
EU28
2010-2013
IE
PT
FR
2007-2013
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
Relatório Final | 19
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.
20 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
Quadro 4
Parâmetros relativos à determinação dos custos operacionais
Valor base das despesas operacionais
fixas e variáveis
Operadores
Termos variáveis
Termo
fixo
Termo
variável
Fator global
ponderado
%
2,5%
2,5%
2,5
2,5%
3,0%
2,8
0,030550
2,5%
3,0%
2,8
Termo fixo
103 Eur
10 €/MWh
103 €/Pontos
abastecimento
Beiragás
1539,724
0,000632
0,035226
Dianagás
526,477
0,002777
0,069985
Duriensegás
755,427
0,001308
Potgás
Lusitaniagás
3
Fatores X em base anual
4397,955
0,000273
0,017272
1,5%
1,5%
1,5
11238,600
0,000714
0,024422
1,5%
1,5%
1,5
3522,076
0,000166
0,019121
2,0%
2,0%
2,0
Lisboagás
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.
Relatório Final | 21
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
𝐷
𝑟𝑒 +
𝑟 𝑑 (1 − 𝑡)
𝐸+𝐷
𝐸+𝐷
em que E representa o valor dos capitais próprios, D o valor dos capitais alheios, 𝑟 𝑒 a taxa de custo do
capital próprio, 𝑟 𝑑 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.
Custo dos capitais próprios
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:
𝑟 𝑒 = 𝑟 𝑓 + 𝛽 × 𝑅𝑃𝑀𝑚
22 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
em que 𝑟 𝑒 corresponde à rendibilidade dos capitais próprios, 𝑟 𝑓 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
Taxa de remuneração antes de impostos
Taxa de remuneração base para o período
regulatório 2013/14-2015/16
31,5%
8,8%
9,0%
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.
Relatório Final | 23
Quadro 6
Taxa de Remuneração dos ativos: comparação entre as atividades reguladas
Taxa de juro sem risco
Prémio de dívida
Custo da dívida (antes de impostos)
Custo da dívida (depois de impostos)
Gearing (D/(E+D))
Prémio de risco de mercado
Beta do capital próprio
Custo dos capitais próprios (depois de impostos)
Custo dos capitais próprios (antes de impostos)
Taxa de imposto
Taxa de remuneração (antes de impostos)
Taxa de remuneração base para o período
regulatório 2013/14-2015/16
Taxa de juro sem risco
Prémio de dívida
Custo da dívida (antes de impostos)
Custo da dívida (depois de impostos)
Gearing (D/(E+D))
Prémio de risco do mercado (incluindo prémio
de risco país)
Beta dos capitais próprios
Custo dos capitais próprios (depois de
impostos)
Custo dos capitais próprios (antes de impostos)
Taxa de imposto
Taxa de remuneração (antes de impostos)
Taxa de remuneração base para o período
regulatório 2015 a 2017
Gás Natural
Atividade de
Atividades em alta
Distribuição
pressão
Mínimo
Máximo
Mínimo
Máximo
4,9%
4,9%
1,0%
1,0%
5,9%
5,9%
4,0%
4,0%
60%
53%
3,75%
4,0%
3,75%
4,0%
1,1
0,6
9,0%
9,3%
7,1%
7,3%
13,2%
13,6%
10,4%
10,6%
31,5%
31,5%
31,5%
31,5%
8,8%
9,0%
8,0%
8,1%
9,0%
8,0%
Eletricidade
Atividade de
Atividade de
Distribuição
Transporte
Mínimo
Máximo
Mínimo
Máximo
2,41%
2,41%
2,00%
2,00%
4,41%
4,41%
3,02%
3,02%
55%
55%
6,25%
6,25%
0,62
6,29%
0,71
6,86%
0,57
6,00%
0,59
6,12%
9,18%
31,5%
6,56%
10,01%
31,5%
6,93%
8,76%
31,5%
6,37%
8,93%
31,5%
6,45%
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.
24 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
Em termos de evolução dos níveis de remuneração de ativos nas diversas atividades reguladas verificase 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
10%
9%
8%
7%
6%
2008
2009
Eletricidade distribuição
2010
2011
Eletricidade transporte
2012
2013
Gás transporte
2014
2015
Gás distribuição
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.
Relatório Final | 25
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.
26 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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,
Relatório Final | 27
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
Taxa de juro sem risco
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
14%
Diferencial
Portugal
Alemanha
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
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
28 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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
1600
pontos
base
EDP - 5 anos - CDS
Portugal - 5 anos- CDS
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Fonte: AM&A, com base em Reuters
2
Média aritmética referente ao período compreendido entre janeiro de 2000 e outubro de 2015
Relatório Final | 29
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
7%
6%
5%
4%
3%
2%
Portugal
Área do euro
1%
0%
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Nota: Taxa de juros de novas operações de empréstimos a Sociedades Não Financeiras de montante superior a um milhão de euros
Fonte: AM&A, com base em Banco de Portugal
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
30 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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
y = 0,852x - 0,0002
R² = 0,3905
10%
8%
Vairação diária da cotação da Galp
6%
4%
2%
0%
-2%
-4%
-6%
-8%
-10%
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
Variação diária do índice PSI 20
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.
Relatório Final | 31
Gráfico 8
Rolling beta da Galp Energia
1,4
1,3
1,2
1,1
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
2010
2011
2012
2013
2014
2015
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.
32 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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
100%
Média
Mínimo
Máximo
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2011
2012
2013
2014
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.
Os valores dizem respeito aos nove operadores de distribuição, excluindo a Sonorgás e a Tagusgás, tendo em consideração as
particularidades que estas empresas evidenciam.
3
Relatório Final | 33
Quadro 7
Proposta de taxa de remuneração e parâmetros financeiros
Valor Mínimo
Valor Máximo
Taxa de juro sem risco
4,2%
Prémio de dívida
1,0%
Custo da dívida (antes de impostos)
5,2%
Custo da dívida (depois de impostos)
3,7%
Gearing (D/(E+D))
60%
Prémio de risco de mercado
3,75%
Beta dos capitais próprios
Custo do capital próprio (depois de impostos)
Custo de capital próprio (antes de impostos)
0,9
7,6%
7,8%
10,7%
11,1%
Taxa de imposto
Taxa de remuneração antes de impostos
4,0%
29,5%
6,5%
6,6%
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.
34 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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.
Relatório Final | 35
Gráfico 10
Taxa de juro sem risco e seus componentes
7%
Finlândia
Austria
6%
Alemanha
Holanda
5%
Luxemburgo
Taxa de juro
sem risco
4%
3%
2%
1%
0%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Fonte: AM&A, com base em Banco de Portugal
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).
36 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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.
Relatório Final | 37
Gráfico 11
Prémio de Risco País e suas componentes
14%
Portugal
Taxa de juro sem risco
12%
Diferencial
Prémio de Risco País
10%
8%
6%
4%
2%
0%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Fonte: AM&A, com base em Banco de Portugal
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.
38 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
Quadro 8
Taxa de remuneração e parâmetros financeiros considerados
Valor Mínimo
Valor Máximo
Taxa de juro sem risco
1,6%
Prémio de dívida
2,7%
Custo da dívida (antes de impostos)
4,3%
Custo da dívida (depois de impostos)
3,0%
Gearing (D/(E+D))
60%
Prémio de risco país
4,3%
Prémio de risco de mercado
3,75%
4,0%
Beta do capital próprio
0,9
Custo do capital próprio (depois de impostos)
Custo de capital próprio (antes de impostos)
9,3%
9,5%
13,2%
Taxa de imposto
13,5%
29,5%
Taxa de remuneração antes de impostos
7,8%
8,0%
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
Valor Mínimo
Valor Máximo
Taxa de juro sem risco
1,6%
Prémio de dívida
2,7%
Custo da dívida (antes de impostos)
4,3%
Custo da dívida (depois de impostos)
3,0%
Gearing (D/(E+D))
60%
Prémio de risco país
4,3%
Prémio de risco de mercado
3,75%
Beta do capital próprio
Custo do capital próprio (depois de impostos)
Custo de capital próprio (antes de impostos)
0,9
8,8%
9,1%
12,5%
12,9%
Taxa de imposto
Taxa de remuneração antes de impostos
4,0%
29,5%
7,6%
7,7%
Relatório Final | 39
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.
40 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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.
Metodologia de remuneração
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:
Relatório Final | 41

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:
𝑚𝑔
𝑚𝑔
𝑚𝑔𝑟
𝑚𝑔𝑟
1
1
2
2
𝑅𝑁𝑛 = 𝐹𝑐<4𝑏 ∗ ∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏 + 𝐹𝑐<4𝑏 ∗ ∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏 + 𝐹𝑣<4𝑏
∗ ∆𝑉𝑣<4𝑏
+ 𝐹𝑣<4𝑏
∗ ∆𝑉𝑣<4𝑏
+ 𝐹𝑣>4𝑏 ∗ ∆𝑉𝑣>4𝑏
Em que:

𝑚𝑔
𝐹𝑐<4𝑏 : Retribuição unitária por cliente conectado, a pressão igual ou inferior a 4 bar, em municípios
gasificados, expressa em €/cliente;

𝑚𝑔
∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏 : 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;

𝑚𝑔𝑟
𝐹𝑐<4𝑏 : Retribuição unitária por cliente conectado a pressão igual ou inferior a 4 bar, em municípios
de gasificação recente, expressa em €/cliente;

𝑚𝑔𝑟
∆𝐶𝐼𝑐<4𝑏 : 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;

1
𝐹𝑣<4𝑏
: 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;

1
∆𝑉𝑣<4𝑏
: 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;

2
𝐹𝑣<4𝑏
: 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;

2
∆𝑉𝑣<4𝑏
: 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
𝑚𝑔
𝐹𝑐<4𝑏 : Retribuição unitária por cliente conectado a pressão igual ou inferior a 4 bar,
em municípios gasificados: 50 €/cliente;
o
𝑚𝑔𝑟
𝐹𝑐<4𝑏 : Retribuição unitária por cliente conectado a pressão igual ou inferior a 4 bar,
em municípios de gasificação recente: 70 €/cliente;
o
1
𝐹𝑣<4𝑏
: 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;
42 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
o
2
𝐹𝑣<4𝑏
: 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 destacase:

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.
Relatório Final | 43
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).
Taxa de remuneração
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.
44 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
Quadro A. 1
Taxa de remuneração dos ativos e parâmetros financeiros em França
França
Taxa de juro sem risco deflacionada
2,20%
Prémio de dívida
0,60%
Beta do ativo
0,46
Beta do capital próprio
0,76
Prémio de risco de mercado
5,00%
Gearing (D/(E+D))
50,00%
Taxa de imposto
34,43%
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.
Metodologia de remuneração
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.
Relatório Final | 45
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
46 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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.
Taxa de remuneração
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
Taxa de juro sem risco
Atividade
de "misura"
4,41%
4,41%
0,63
0,72
Prémio de risco de mercado
4,00%
4,00%
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%
Beta do ativo
Fonte: Augusto Mateus & associados com base em informação do regulador
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
Relatório Final | 47
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
Metodologia de remuneração
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.
48 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
𝑡
𝑅𝑡 =
∏
𝑗=2010/11
[
1 + 𝐼𝑛𝑓𝑗
] × 𝐵𝑡 + ∆𝑃𝑡 + ∆𝑈𝑡 + 𝐾𝑡−2
100
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.
Taxa de remuneração
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.
Relatório Final | 49
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
Beta dos capitais próprios
0,78
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
Fonte: Augusto Mateus & associados com base em informação do regulador
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
50 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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.
Relatório Final | 51
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
Taxa de juro sem risco
Custo da dívida (deflacionado, antes de impostos)
Beta dos capitais próprios
Prémio de risco de mercado
Custo dos capitais próprios (deflacionado, antes de
impostos)
Nível de endividamento/ Gearing
Taxa de remuneração dos ativos
Valor
2%
2,92%
0,9
5,25%
6,7%
65%
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
52 | Estudo sobre modelos e níveis de remuneração de ativos no Setor do Gás Natural
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.
Custo dos capitais próprios
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.
Relatório Final | 53
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