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Regulação económica no setor elétrico: Discussão das metodologias de cálculo do custo de capital

por

Cátia Ladeira Do Vale

Dissertação de Mestrado em Economia

Orientada pela Prof.ª Doutora Paula Sarmento

2014

ii

Lista de acrónimos

AT Alta tensão

ATP Arbitrage Pricing Theory

BT Baixa tensão

CAPM Capital Asset Price Model

DGM Dividend Growth Model

UE União Europeia

ERSE Entidade Reguladora do Setor Elétrico

IVA Imposto sobre o valor acrescentado

MIBEL Mercado Ibérico de eletricidade

OCDE Organização para a cooperação e desenvolvimento económico

PIB Produto Interno Bruto

REN Rede Elétrica Nacional, S.A.

RNT Rede Nacional de Transporte

RRC Regulamento de Relações Comerciais

RT Regulamento Tarifário

SEN Sistema Elétrico Nacional

SEP Sistema Elétrico de Serviço Público

KWh Quilowatt-hora

WACC Weighted Average Cost of Capital

iii

Nota biográfica

Cátia Ladeira do Vale nasceu a 21 de outubro de 1991, no conselho de Vimioso

distrito de Bragança, Portugal. Frequentou e concluiu a Licenciatura em Economia na

Universidade da Beira Interior, entre setembro de 2009 e junho de 2012. Em setembro

de 2012 ingressou no Mestrado em Economia da Faculdade de Economia da

Universidade do Porto. Em dezembro de 2013 iniciou estágio profissional na empresa

Manuel Rodrigues- construções sociedade unipessoal LDA., onde desempenha até ao

momento funções de economista.

iv

Agradecimentos

O caminho que percorremos para alcançar os nossos objetivos nunca o

percorremos sozinhos. Existe sempre alguém que corre ao nosso lado e nos motiva a

continuar quando o céu está encoberto. E sempre que o céu está limpo, contempla as

estrelas connosco. Gostaria de expressar o meu agradecimento a todos aqueles que

direta ou indiretamente percorreram este caminho comigo.

Em primeiro lugar gostaria de agradecer à Prof.ª Dra. Paula Sarmento,

professora responsável pela orientação do trabalho. Por todos os valiosos contributos

que forneceu para o seu desenvolvimento, pelas diversas sugestões e pelo empenho

colocado. E ainda, pela forma como me ajudou a colocar as questões corretas e a

direcionar o pensamento no sentido mais profícuo.

Gostaria igualmente de agradecer a todos os excelentes professores do Mestrado

em Economia da Faculdade de Economia da Universidade do Porto a quem fico a dever

muito do que aprendi na área económica para além de todo o rigor, profundidade e

aplicabilidade dos conhecimentos transmitidos.

Gostaria ainda de agradecer à minha família pela forma como sempre me soube

apoiar nos momentos mais decisivos, em particular aos meus pais e à minha irmã.

Finalmente, quero agradecer à minha amiga Tatiana Miraldes pelo apoio

contínuo que me deu ao longo de todo o trabalho e pela sua amizade.

v

Resumo

A energia constitui de forma indiscutível um input impulsionador do

desenvolvimento económico. Em concreto, a energia elétrica é essencial na maioria dos

processos de produção, sendo as questões energéticas de particular relevância quando se

analisa a sustentabilidade das sociedades industrializadas.

A regulação económica no setor da energia elétrica é justificada pela existência

de características que levam a que as atividades de transporte e distribuição sejam

usualmente descritas como um monopólio natural. O regulador tem como principal

objetivo a maximização do bem-estar social e, é neste sentido que determina os preços

para cada uma das atividades reguladas.

Para determinar os preços o regulador tem previamente que analisar os custos

suportados pelas empresas reguladas. Uma das componentes destes custos são os custos

de capital, isto é, os custos de recuperação dos capitais investidos.

Este estudo tem como objetivo fundamental discutir a metodologia de cálculo da

taxa de custo de capital. Em particular, analisa-se o impacto da decisão de estimar o

custo de capital antes ou depois de impostos sobre os lucros. Para a concretização deste

propósito, é realizada uma simulação, de natureza experimental, dos proveitos

permitidos para a atividade de distribuição do setor elétrico numa abordagem de cálculo

do custo de capital depois de impostos. De seguida procede-se à comparação dos

resultados com os valores obtidos numa abordagem antes de impostos, tal como é

seguida pelo regulador português.

Da comparação referida conclui-se que a aplicação de uma taxa de custo de

capital calculada depois de impostos conduz a proveitos mais baixos para a atividade de

distribuição de energia elétrica.

Códigos JEL: L51, L94, G32

Palavras-chave: Regulação; setor elétrico; custos de capital

vi

Abstract

Energy is undoubtedly an input that boost economical development.

Specifically, electricity is essential at the majority of production processes, which

means that energy issues undertake particular relevance when considering the

sustainability of industrialized societies.

Economic regulation on electricity sector is mainly justifiable by the natural

monopoly features, which do not advice the introduction of competition. The main goal

of the regulator is to maximize the social welfare and it is under that framework that it

sets the prices for each regulated activity.

In order to set the prices the regulator has to analyze the costs of the regulated

firms. One of the components of these costs are the cost of capital. This study discusses

the different methodologies to calculate the cost of capital. In particular, we analyze the

impact of calculate the cost of capital based on a pre or post taxes perspective. To

achieve this goal, we realized a simulation of the allowed revenues for the distribution

of electricity under a after tax profit perspective and then we compare these results with

the ones obtained when a pre tax perspective is considered.

We conclude that the application of a rate of return of capital costs after tax

leads to lower profits to the activity of distribution of electricity (with everything else

constant) when compared with the rate that is currently applied in that sector in

Portugal.

JEL codes: L51, L94, G32

Keywords: Regulation; electricity sector; cost of capital

vii

Índice Geral

Nota biográfica ............................................................................................................... iii

Agradecimentos .............................................................................................................. iv

Resumo ............................................................................................................................. v

Abstract ........................................................................................................................... vi

Capítulo 1.

Introdução

1.1. Enquadramento ................................................................................................... 1

1.2. Motivação e objetivos da dissertação ................................................................. 2

1.3. Organização da dissertação ................................................................................ 3

Capítulo 2.

Revisão de literatura

2.1. Enquadramento temático .................................................................................... 5

2.1.1. Regulação económica ......................................................................................... 5

2.1.2. Teorias de regulação económica ......................................................................... 6

2.1.3. Monopólio natural e economias de escala .......................................................... 9

2.1.4. Instrumentos de regulação ................................................................................ 16

2.2. Custos de capital ou taxa de remuneração de capitais investidos ..................... 20

2.2.1. O custo de capital e os seus princípios ............................................................. 20

Capítulo 3.

O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação

3.1. A energia elétrica: Breve resenha ..................................................................... 26

3.1.1. Descrição da cadeia de valor ............................................................................ 29

3.1.2. Restruturação e liberalização ............................................................................ 31

3.1.3. Formação dos preços regulados no setor elétrico ............................................. 34

3.2. Comparação internacional dos preços de energia elétrica ................................ 36

viii

Capítulo 4.

Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas

4.1. Metodologia aplicada ....................................................................................... 42

4.1.1. Estimativa do custo de capital .......................................................................... 44

4.2. Comparações internacionais de abordagem de cálculo do WACC .................. 47

4.3. Estimativa do custo de capital para a EDP distribuição ................................... 50

4.3.1. Estrutura de capital ........................................................................................... 50

4.3.2. Estimativa dos parâmetros ................................................................................ 50

4.4. Estimativa do custo de capital antes e depois de imposto ................................ 59

4.4.1. Análise do efeito da alteração na abordagem do custo de capital .................... 61

4.5. Apresentação e discussão de resultados ........................................................... 66

Capítulo 5.

Conclusões e trabalhos futuros

5.1. Conclusões ......................................................................................................... 69

5.2. Trabalhos futuros ................................................................................................. 70

Referências bibliográficas ............................................................................................ 73

Anexos ............................................................................................................................ 86

ix

Índice de Gráficos

Gráfico 1 - Evolução do consumo global de energia no cenário de políticas energéticas

atuais, para países membros e não membros da OCDE

27

Gráfico 2 - Evolução do consumo de energia primária, eletricidade e PIB em Portugal 27

Gráfico 3 - Consumo de energia elétrica per capita: total e por tipo de consumo em Portugal 28

Gráfico 4 - Evolução do preço da energia elétrica para consumidores de uso doméstico 38

Gráfico 5 – Composição do preço da energia elétrica para consumo doméstico 38

Gráfico 6 - Evolução dos preços de energia elétrica para consumidores industriais 39

Gráfico 7 – Composição do preço da energia elétrica para consumo industrial 40

Gráfico 8 - Preços da energia elétrica para consumo doméstico 41

Gráfico 9 - Taxa de remuneração (WACC) de indústrias de rede em diversos países 48

Gráfico 10 – Gráfico comparativo do Gearing por país 58

Gráfico 11 - Decomposição dos componentes das taxas de remuneração antes de impostos 58

x

Índice de Figuras

Figura 1 - A tarifa bi-horária no setor elétrico 14

Figura 2 - Relação entre rendibilidade esperada do investimento e o beta 24

Figura 3 - Cadeia de valor do setor elétrico 29

Figura 4 - Aditividade tarifária: Tarifas de venda a clientes finais 35

xi

Índice de Tabelas

Tabela 1- Preços da energia elétrica de 2011 a 2013 37

Tabela 2 - Composição dos preços da energia elétrica para consumidores industriais 41

Tabela 3 - Tabela resumo das abordagens disponíveis para determinar o WACC 46

Tabela 4 - Abordagem de regulação por país em infraestruturas de rede 49

Tabela 5 - Prémio de risco de mercado em Portugal 54

Tabela 6 - Cálculo do WACC pre-tax para a EDP distribuição 59

Tabela 7 - Custos com capitais afetos à atividade de distribuição em AT/MT 62

Tabela 8 - Custos com capital afeto à atividade de distribuição em BT 62

Tabela 9 - Estimativa dos proveitos permitidos em AT/MT 64

Tabela 10 - Estimativa dos proveitos permitidos em BT 65

Capítulo 1. Introdução

1

Capítulo 1.

Introdução

1.1. Enquadramento

A energia constitui de forma indiscutível um input impulsionador do

desenvolvimento económico. Em concreto, a energia elétrica é essencial na maioria dos

processos de produção assumindo as questões energéticas, particular relevância quando

se analisa a sustentabilidade das sociedades industrializadas (Viscusi et al., 2005).

Perante isso, é necessário que o seu preço maximize o bem-estar social, sendo

imprescindível, do ponto de vista do interesse público, que se proceda à regulação no

mercado quando a concorrência normal não se verifica (Lowry, 1973; Armstrong e

Vickers, 1991; Berg e Jeong, 1991).

A regulação económica é apontada como uma das questões centrais de discussão

desde os anos 80, em resultado do fomento de debate sobre a intervenção do Estado na

economia, e por outro lado também da sua antítese, a “desregulação” da atividade

económica (e.g. Keeler, 1984; Newbery, 2002; Jamasb, 2006).

Como discutido por Stiglitz em 1998, a regulação económica surge como forma

de corrigir imperfeições e falhas de mercado. A regulação económica é entendida como

a ação do Estado que tem por finalidade limitar os graus de liberdade dos agentes

económicos no seu processo de tomada de decisão (Spulber, 1989; Viscusi et al., 2005).

Em particular no setor elétrico, a regulação é apontada como necessária no

transporte e distribuição de energia elétrica, atividades literariamente descritas como

monopólio natural, onde não é possível introduzir concorrência em consequência da

existência de grandes economias de escala e de gama (Joshow e Schamalensee, 1986;

Jasmasb e Pollitt, 2001; Growitch et al., 2009). Desta forma, o objetivo primordial dos

mecanismos regulatórios será promover a eficiência destas atividades e manter os

preços num nível ótimo (Baron e Myerson, 1982; Newbery, 2002).

O setor elétrico tem sido alvo de um leque de processos dinâmicos de

reestruturação empresarial e inovação regulatória que têm contribuído para alterações

substanciais e profundas no seu funcionamento e desempenho, sob o impulso de novas

perspetivas relativas ao papel do Estado na regulação das indústrias de rede (Al-Sunaidy

e Green, 2006; Joskow, 2008).


2

Segundo Growitch et al., (2009), no novo contexto regulatório, o regulador

pretende direcionar o funcionamento do mercado nos segmentos de monopólio

(transporte e distribuição). A entidade reguladora procura ainda garantir a existência de

uma concorrência nos segmentos da cadeia de valor do setor, produção e

comercialização, onde a concorrência ocorre sem necessidade de intervenção direta por

parte do regulador.

1.2. Motivação e objetivos da dissertação

Neste estudo analisar-se-á a regulação do setor elétrico em Portugal e, em

concreto, a um ponto muito específico da regulação económica: as metodologias de

cálculo do custo de capital. A entidade reguladora dos serviços energéticos em Portugal

(ERSE) é responsável por estimar as tarifas permitidas em cada fase regulada da cadeia

de valor. Assim, a cada atividade regulada corresponde uma tarifa regulada (Naughton,

1986). A tarifa regulada é calculada com base nas estimativas da procura e nos custos

decorrentes da atividade, nomeadamente, os custos operacionais, os custos de

investimento e os custos de recuperação de capitais investidos (ERSE, 2014a).

O custo de capital é definido por Koller et al., (2010) como o retorno que o

regulador deve proporcionar ao investidor. Este retorno deve incluir o custo de

oportunidade do investidor, pelo seu peso com base no mercado alvo e ainda todos os

benefícios ou custos relacionados com o investimento (Davis e Pointon, 1996;

Schoroeder et al., 2005; Brealey et al., 2011).

No sentido de estimar a recuperação de capitais investidos é necessário conhecer

a taxa de custo de capital. A estimativa da taxa de custo de capital pode ser determinada

em uma abordagem antes ou depois de impostos sobre os lucros e ainda tendo, ou não, a

inflação em consideração (Dobes e Phan, 2012; ERSE, 2012; IPART, 2012).

A questão relativa aos custos de capital e a sua aplicação às várias atividades

reguladas tem merecido particular discussão estando presente em diversos trabalhos

(e.g. Miller e Modigliani, 1966; Thompson, 1979; Wright et al., 2003; Pratt e

Grabowski, 2008). No entanto, enquanto o cálculo da taxa de remuneração de capital de

setores de infraestrutura é uma questão atual, a discussão relativa ao tratamento dos

impostos sobre os lucros, não é, no nosso entendimento, clara.


3

Assim, a relevância do presente estudo prende-se, por um lado, com a escassez

de estudos sobre a abordagem quanto a impostos sobre os lucros no cálculo do custo de

capital e, por outro lado, com a importância, tanto para reguladores como para empresas

reguladas da estimativa da taxa de custo de capital.

De notar que é por meio de uma taxa de retorno adequada que se torna possível

manter a sustentabilidade e a expansão do serviço público. Segundo Alexander e Harris

(2005) e Damodaram (2001), a atração de investimentos em infraestruturas é essencial

para permitir o crescimento económico sustentado. Quando há regulação sobre os

preços, as entidades reguladoras têm de assegurar a viabilidade económica e financeira

das empresas reguladas, bem como, o incentivo à realização dos investimentos

necessários (Gentzoglanis, 2004; EPT, 2007; IRG, 2007).

Portanto, é necessário estabelecer uma metodologia consistente de estimação do

custo de capital, de forma a nortear os potenciais investidores, as agências reguladoras e

os demais órgãos governamentais envolvidos.

A presente dissertação pretende assim chamar à atenção para a importância de

uma estimativa adequada da taxa de custo de capital. Neste sentido, procurará analisar

as metodologias disponíveis para o cálculo do custo com capital, bem como as

vantagens e desvantagens que lhe estão associadas.

Por outro lado, pretende-se avaliar qual o impacto da alteração da abordagem

relativa a impostos sobre os lucros nos proveitos permitidos à atividade de distribuição.

Neste sentido, será realizada uma simulação de natureza experimental que analisa como

se alteram os proveitos permitidos quando a taxa de custo de capital para a atividade de

distribuição de energia elétrica (EDP distribuição) é estimada depois de impostos.

1.3. Organização da dissertação

Este trabalho está organizado em quatro capítulos principais. Após esta breve

introdução, no segundo capítulo é realizada uma revisão de literatura onde se foca a

motivação para a problemática da regulação económica, bem como, as características

que levam a que o setor em estudo seja usualmente caracterizado como um monopólio

natural e, consequentemente, um setor maioritariamente regulado. São expostos os

instrumentos regulatórios existentes, na tentativa de compreender os mecanismos para a


4

determinação dos preços regulados. Neste mesmo capítulo, são também apresentados os

pontos basilares do estudo do custo de capital.

Por sua vez no terceiro capítulo, apresentar-se-á a caracterização do setor

elétrico. É descrita a cadeia de valor do setor e analisada a sua evolução recente,

nomeadamente quanto a processos de reestruturação e liberalização. É também

apresentada uma comparação da evolução do preço final e a nível da aplicação das taxas

de imposto na eletricidade para Portugal e para a União Europeia.

No quarto capítulo, serão abordadas as diferentes metodologias a que os diversos

reguladores europeus recorrem e apresentadas as vantagens e desvantagens que lhe

estão associadas. É exposto o caminho traçado pela entidade reguladora para a obtenção

do custo de capital antes de impostos. Este capítulo contempla ainda a realização de

uma simulação de natureza experimental do custo de capital.

Por último, no capítulo cinco são enunciadas as conclusões e possíveis

investigações futuras.

Capítulo 2. Revisão de Literatura

5

Capítulo 2.

Revisão de literatura

Este capítulo será dividido em duas partes. Numa primeira parte, são apontados

os motivos que justificam a regulação económica e os instrumentos de que os

reguladores fazem uso no sentido de maximizar o bem-estar social e regular indústrias

como a eletricidade, assinalada pela existência de características de monopólio natural

no transporte e na distribuição.

Por sua vez, o último ponto refere-se a uma parte da regulação económica muito

específica, os custos de capital, de grande relevância aquando da formação das tarifas

reguladas e que estarão posteriormente, na base da formação dos preços da eletricidade.

Para o efeito, são identificados e analisados os principais fatores subjacentes ao

processo de tomada de decisão dos investidores, e apresentadas as metodologias

alternativas de cálculo do custo de capital, integrando-as no contexto regulatório.

2.1. Enquadramento temático

2.1.1. Regulação económica

A problemática da regulação económica afigura-se como a ação do Estado que

tem como finalidade limitar o grau de liberdade dos agentes económicos nos processos

de tomada de decisão das empresas (Spulber, 1989; Viscusi et al., 2005). No mesmo

sentido, Church e Ware (2000), destacam que a regulação pode ser entendida como a

intervenção governamental que visa alterar os resultados do mercado. Por sua vez, Train

(1997, pp. 2), esclarece que “O objetivo da regulação é garantir resultados socialmente

desejáveis quando a concorrência não os permite alcançar. A regulação substitui a mão

invisível da concorrência pela intervenção direta”.

A regulação económica é apontada como uma das questões centrais de discussão

desde os anos 80 em resultado do fomento de debate sobre a intervenção do Estado na

economia, e por outro lado também da sua antítese, a “desregulação” da atividade

económica ou quando tratada de uma forma mais clara traduzida num processo de

liberalização e “desregulação” (Kahn, 1970; Peltzman, 1989).


6

Os princípios fundamentais que orientam as iniciativas no campo da regulação

económica partiram inicialmente da análise tradicional da maximização do bem-estar

social1. Com efeito, é a partir da teoria do bem-estar que se tornou efetivamente

possível para a teoria económica tratar de um modo formalizado a intervenção do

Estado na economia e os seus benefícios ou implicações (Keller, 1984; Berg e Jeong,

1991).

2.1.2. Teorias de regulação económica

Várias teorias têm sido apontadas para explicar o padrão observado de regulação

governamental. Posner (1974) destaca a teoria do interesse público, a teoria da captura e

a teoria económica da regulação. É ainda apresentada por Gossum et al., (2010) uma

teoria mais recente, a teoria da regulação “inteligente”.

A teoria do interesse público procura responder à questão, Porque regular?

Tendo sido a teoria dominante até ao início da década de 60. Segundo Posner (1971), a

regulação numa indústria é resultado da necessidade de corrigir falhas de mercado

sendo o monopólio natural e as externalidades as principais falhas de mercado

apontadas. Esta teoria foi inicialmente denominada de teoria do interesse público, e

mais recentemente apelidada de “análise normativa como teoria positiva” (NPT2).

A abordagem normativa enquadra-se numa visão clássica da regulação alinhada

com uma linha de pensamento baseada na teoria do interesse público, segundo a qual a

regulação é instituída com o propósito de zelar pelo interesse público (Joskow e Noll,

1981). As justificativas do interesse público para a regulação são, normalmente,

chamadas de normativas, por serem baseadas em premissas de que a intervenção é

justificada porque resulta numa melhoria no bem-estar social.

Várias críticas foram apontadas a esta teoria, como o facto de assumir que a

regulação acontece para corrigir falhas de mercado mas, a evidência empírica mostra

que a regulação ocorre mesmo onde não existem falhas de mercado. Para além disso,

por vezes a regulação não alcança os resultados pretendidos e é desta forma considerada

como incompleta por Posner (1974, pp. 336), que acrescentou que “… a regulação não é

1 O bem-estar social é entendido como a soma do excedente do produtor e do excedente do consumidor.

2 Normative analysis as a positive theory (NPT), assim apelidada por Joskow e Noll (1981).


7

positivamente correlacionada com a presença de economias ou deseconomias externas

ou com a estrutura de mercado monopolista”.

Como extremo oposto a esta teoria apresenta-se a teoria da captura (CT)3. A

teoria da captura defende que a regulação favorece os interesses das empresas reguladas

em detrimento da sociedade, promovendo mais o lucro da indústria que o bem-estar

social (Stigler, 1971). Esta teoria foi duramente criticada por não apresentar

fundamentos teóricos, que expliquem como é que a regulação passa a ser controlada

pela indústria, limitando-se a admitir que o regulador é capturado pela indústria.

No início dos anos 70, iniciou-se uma inflexão crítica à atuação do Estado na

regulação económica (e.g. Lowry, 1973; DeAlessi, 1974; Lindsay, 1976). Em 1971,

Stigler desenvolveu um artigo com base na tese central de que a “regulação é adquirida

pela indústria e é desenhada e operada primariamente para o seu benefício”. Nesse

artigo, o Estado é retratado como uma fonte potencial de ameaça ou de recursos para

toda a atividade económica na sociedade.

Nesse sentido, é apresentada uma terceira teoria, que gera hipóteses testáveis

como implicações lógicas: a teoria económica da regulação. Esta teoria esclarece que a

regulação é um meio através do qual um grupo de interesse pode aumentar o seu

rendimento através de uma restrição no rendimento levada a cabo pelo Estado (Olson,

1965; Posner, 1972). No mesmo sentido, Stigler (1971) e Peltzman (1976) defendem

que quem controla a política regulatória toma decisões de forma a maximizar o seu

apoio político. No entanto, ao assumir que os grupos de interesse controlam os

legisladores e que, por sua vez, estes controlam os reguladores, a teoria económica da

regulação ignora aspetos importantes do processo regulatório.

Se, por um lado, vários autores defendem que o Estado deve intervir de forma

ativa nos mercados, existem outros autores que argumentam a favor da sua

“desregulação”. Nesse sentido, foi introduzida na década de 90, a teoria da regulação

inteligente, tendo sido amplamente discutida na literatura (Gossum et al., 2010). Esta

teoria enuncia princípios que auxiliam a formulação “inteligente” dos instrumentos

regulatórios, sendo possível desenvolver um determinado instrumento para responder a

um determinado objetivo.

3 Capture theory (CT).


8

Contudo, também esta teoria é criticada por diversos autores na literatura,

Gossum et al., (2010) propõem o seu aperfeiçoamento, defendendo que a teoria pode

ser “integrada ou fundida com outras teorias, abordagens ou conceitos”.

Em linhas gerais, a regulação económica está substancialmente relacionada,

quando analisada numa visão mais restrita, com a existência de imperfeições e falhas

nos mercados (Stiglitz, 1998). Amstrong et al., (1999) apontam três classes de falhas no

mercado, nomeadamente, a informação assimétrica, os efeitos externos não refletidos

nos custos e nos benefícios privados (conhecidos como externalidades), e ainda

problemas resultantes do poder de monopólio.

A lógica económica tradicional para a regulação das falhas no mercado está

relacionada com os problemas de maximização da eficiência em mercados

caracterizados por monopólios (Lahini e Ono, 1994). Os monopólios são usualmente

associados a ineficiências, estáticas e dinâmicas. Do ponto de vista estático, resultam

em ineficiências, praticando preços muito acima dos seus custos marginais que se

traduzem em lucros extraordinários. Em termos dinâmicos, não geram incentivos para

investir em inovação tecnológica e assim melhorar os seus produtos ou serviços o que

restringe os ganhos de produtividade da economia (Lowry, 1973).

Porém, quando analisada numa visão mais ampla, a regulação visa intervir na

manutenção do funcionamento do mercado para além destas falhas, Viscusi et al.,

(2005) apontam o risco de concorrência desmedida. Por sua vez, Vass (2001) destaca,

os problemas de exclusão social e de iniquidade.

Assim, o desenvolvimento de uma boa estrutura de regulação é essencial para

garantir a maximização do bem-estar social, assegurar a recuperação de custos, bem

como, incentivar o investimento nas atividades reguladas (Posner, 1974). Segundo,

Román et al., (1999), a regulação deve também assegurar que o mercado seja

organizado de forma a garantir a procura de longo prazo.

O setor elétrico é caracterizado por apresentar um leque de especificidades que o

tornam propício à regulação. No passado, serviços essenciais como a energia, o

saneamento ou as telecomunicações estavam normalmente associados a monopólios

naturais, devido às fortes economias de escala que se observam em algumas atividades

da cadeia de valor do setor (e.g. Cavanagh e Sonstelie, 1998; Künneke, 1999; Growitsch

et al., 2009).


9

2.1.3. Monopólio natural e economias de escala

Um setor de atividade económica é descrito como um monopólio natural

quando a existência de uma só empresa conduz à minimização do custo de um

determinado bem ou serviço, comparativamente à existência de várias empresas a

operar nesse setor de atividade económica (Joskow, 1973; Demsetz, 1968).

Tipicamente um monopólio natural é uma situação de mercado na qual os custos

fixos são muito elevados e os custos marginais próximos de zero. Em termos

matemáticos, a característica que determina a existência de um monopólio natural é a

subaditividade4 da função custo associada ao processo produtivo. De acordo com

Growithch et al., (2009), um monopólio natural é caracterizado pela estrutura de

mercado tecnicamente eficiente onde uma única empresa pode produzir um output

específico a um custo mais baixo do que duas ou mais empresas (subaditividade).

Baumol (1977) e Sharkey (1982) clarificam que, neste caso, a situação de maior

eficiência produtiva corresponde à existência de uma empresa a atuar no mercado.

As atividades de distribuição e transporte do setor elétrico são tradicionalmente

caracterizadas como atividades de monopólio natural. Growitsh e Wein (2004)

apresentam três aspetos principais: requerem a realização de investimentos iniciais

avultados (sunk costs5), economias de escala e economias de gama.

O peso dos custos “irrecuperáveis” gera economias de escala significativas, que

favorecem a concentração empresarial e, por conseguinte, também dificultam a

concorrência (Schmalensee e Joskow, 1986). Segundo isto, é necessário que se proceda

à regulação, caso contrário, o monopolista maximiza o seu lucro, praticando preços

elevados que levam inevitavelmente a perdas de bem-estar social.

Esta solução consiste na existência de uma empresa monopolista a atuar no

mercado, o que conduz à situação de eficiência produtiva, e de uma entidade reguladora

que estipula um conjunto de regras que tentam evitar os efeitos negativos da existência

de uma única empresa no mercado. Estas regras consistem normalmente na fixação de

tarifas, critérios de qualidade, definição das regras de entrada no mercado e outros

mecanismos.

4 As estruturas de custos subaditivas foram empiricamente analisadas em indústrias de rede por Gilsdorf

(1994) e Salvanes e Tjøtta (1994). 5 Sunk costs, ou os também apelidados de custos irrecuperáveis são característicos de investimentos em

ativos que não podem ser reconvertidos ou utilizados em outros empreendimentos que não aqueles que

estão na sua origem (Schmalensee e Joskow, 1986).


10

Um outro conceito que se encontra por vezes relacionado com a teoria do

monopólio natural é o de economias de escala. A existência de economias de escala

num monopólio natural pressupõe a existência de subaditividade, embora o contrário

não se possa afirmar (Viscusi et al., 2005).

Diz-se que existem economias de escala quando o custo médio de produção

(custo de produzir uma unidade) decresce à medida que se aumenta a quantidade

produzida, ou seja, quando se verifica:

<

(2.1)

A importância da regulação em monopólios naturais é amplamente discutida por

Kirkpatrick et al., 2006, Gasmi et al., 2006 e Aubin et al., 2010. Steenhuisen (2010)

aponta como benefícios inevitáveis o controlo da diminuição da perda de bem-estar

social resultante de uma situação de monopólio privado não regulado. Em relação aos

custos, devem contabilizar-se os custos diretos inerentes à entidade reguladora, bem

como efeitos laterais relativos à alteração dos incentivos de eficiência que a atividade

reguladora induz na empresa regulada.

Como avançado anteriormente, a regulação económica refere-se às restrições

impostas pelo Estado, às decisões das empresas ao nível dos preços, quantidade, entrada

e saída do mercado (Viscusi et al., 2005). Nesta subsecção, é dada atenção especial à

regulação económica ao nível dos preços que se traduz na questão tarifária, sendo uma

das funções das autoridades reguladoras que mais notoriedade reveste.

Depois de apresentadas as características que norteiam o monopólio natural e os

fatores que justificam que as atividades de transporte e distribuição do setor elétrico são

efetivamente um monopólio natural, importa agora apresentar as soluções disponíveis

para corrigir as ineficiências resultantes dos monopólios. Neste sentido, o regulador tem

ao seu dispor a opção de não fazer nada (podendo ser uma alternativa quando o poder

de mercado é fraco), a prática de preços “ideias”, o leilão da franquia ou a empresa

pública.


11

A tarifa pelo custo marginal

Uma vez que o objetivo primordial do regulador é o bem-estar social, deverá

encontrar um preço que maximize a soma do excedente do produtor e do consumidor

(Joskow, 2008; Houthakker, 1951; Boiteux, 1960). Neste sentido, a solução desejável

seria fixar o preço da empresa regulada ao nível do custo marginal (custo adicional de

produzir uma unidade). Porém, como sugerido por Viscusi et al., (2005) nos casos em

que as empresas apresentem custos fixos avultados a empresa incorreria em prejuízo,

uma vez que o rendimento não cobriria todos os custos da atividade.

Uma das soluções discutidas em Viscusi et al., (2005) para findar este problema

seria subsidiar a empresa no montante do seu prejuízo sendo que assim a empresa

deixava de ter prejuízo, e passava a ter um lucro económico nulo. Esta proposta

avançada por Loeb e Magat (1969), consiste num modelo teórico que procura explorar

os mecanismos de incentivo no sentido de colmatar os problemas num contexto de

informação assimétrica entre a agência reguladora e a empresa regulada em monopólios

naturais.

Nesta proposta é assumido que o monopolista conhece perfeitamente os custos e

a procura, mas a agência reguladora apenas conhece a procura (Bagnili e Borenstein,

1991). Contudo, apesar de esta solução ser economicamente eficiente, é questionável

em termos redistributivos, uma vez que o monopolista se apropria de todo o excedente

do consumidor. Desta forma, esta proposta também não é apontada como ótima, pois

levaria a uma perda de parte do excedente do consumidor (Viscusi et al., 2005). Acresce

que este subsídio desincentiva a empresa a minimizar os custos e a inovar, e por outro

lado, como algumas empresas reguladas são privadas seria difícil aceitar que o Estado

as subsidiasse.

Ainda assim, esta proposta estimulou as pesquisas dos economistas com o

objetivo de melhorar o processo regulatório, em particular os mecanismos de incentivo

dos monopolistas naturais, num contexto de informação assimétrica significativa (e.g.

Baron e Myerson, 1982; Sappington, 1983; Baron e Besanko, 1984).


12

Tarifas em duas partes

Os trabalhos pioneiros de Mussa e Rosen (1978) e Maskin e Riley (1984)

apresentaram a questão dos preços não linear em empresas monopolistas. A tarifa não

linear é estudada por diversos autores no sentido de contornar o problema da fixação do

preço ao nível do custo marginal ( ). Na prática, como foi discutido por Davis e

Muehlegger, (2010) os reguladores não têm que fixar preços lineares.

Nestas circunstâncias, é permitido às empresas a prática de tarifas em duas

partes, uma fixa e outra variável. A parte variável, em função do número de unidades

consumidas (corresponde ao custo marginal) e a parte fixa está associada ao montante

das perdas para a empresa regulada quando pratica um preço ao nível do custo marginal.

Surge, no entanto, a questão de como repartir a parte fixa pelos consumidores.

Uma forma possível é a divisão da totalidade dos custos pelo número de consumidores.

Contudo, os consumidores apresentam preferências diferenciadas e desconhecidas

sendo que assim, este custo pode ser maior que o benefício de alguns dos consumidores

em adquirir o produto, podendo mesmo levar à exclusão de consumidores de baixo

rendimento (Amstrong et al., 1999).

O ideal seria então, o recurso a tarifas de blocos decrescentes, isto é, tarifas

multipartes, para que os consumidores auto selecionem a tarifa bilateral preferida.

Podem, ainda, fixar-se preços peak-load, que variam ao longo do dia em proporção à

variação do custo marginal (Naughton, 1986).

A tarifa bi-horária ou peak-load pricing6

A aplicação de uma tarifa bi-horária é frequente no setor elétrico, uma vez que o

setor apresenta uma especificidade física que consiste na impossibilidade de armazenar

energia elétrica, pelo menos de uma forma economicamente viável (Growitch et al.,

2009). Deste modo, procurou adaptar-se o sistema tarifário às flutuações diárias da

procura e aos custos de produção.

Trata-se da introdução de uma tarifa variável que depende da hora do dia, em

particular da aplicação de uma tarifa bi-horária contemplando dois períodos diários,

6 Os peak-load pricing (ou preços de pico) são objeto de estudo em Boiteux (1960) e várias contribuições

teóricas são apresentadas por Houthakler (1951), Steiner (1957), Williamson (1966) e Turvey (1968).


13

com intervalos horários dependentes do dia da semana e da estação do ano. Fixar preços

que variam em proporção dos custos marginais é uma forma de fixar preços peak-load

(Steiner, 1957; Naughton, 1986).

A figura 1 exemplifica um caso de perda de bem-estar, igual a L1 resultante da

aplicação de uma tarifa constante e uma situação de perda de bem-estar, igual a L2

proveniente da não aplicação de preços de pico. Assumiu-se para o efeito, que a procura

é dada pela curva da procura de pico (D1) para exatamente metade do dia, e pela curva

da procura fora do pico (D0) para a outra metade do dia.

Por simplificação assumiu-se que as duas procuras são independentes, ou seja, o

preço no período de pico, por exemplo, não afeta a quantidade procurada fora do

período de pico. O valor b corresponde aos custos marginais, k representa o limite de

capacidade. SRMC (Short-Run Marginal Cost) corresponde à curva de custos marginais

de operação. Por sua vez a linha horizontal tracejada, correspondente a um custo de

valor igual a b+β, representa a curva de custo marginal do longo-prazo LRMC (Long-

Run Marginal Cost), onde β é o custo de investimento associado à instalação de uma

unidade marginal de capacidade.

De acordo com o representado na figura 1, o preço ideal seria igual a b nos

períodos correspondentes à procura de vazio (D0) e b+β para os períodos

correspondentes à procura de ponta (D1). De notar que neste exemplo o preço de ponta é

simultaneamente igual à soma do custo marginal de curto-prazo e de longo-prazo o que

indica ser a capacidade instalada (k) ótima, pois o preço pode ser interpretado como a

valorização marginal dos consumidores, enquanto b+β representa o custo de instalar

uma unidade marginal de capacidade.


14

Figura 1. A tarifa bi-horária no setor elétrico

Fonte: Viscusi et al., (2005, pp. 399)

Preços de Ramsey

Para além das soluções descritas, outra possível solução para a fixação de

preços, foi apontada no estudo pioneiro de Frank Ramsey, em 1927. Esta regra,

conhecida com regra de Ramsey estabelece que a distribuição dos custos fixos pelos

vários produtos deve ser feita na proporção inversa das suas elasticidades da procura

com o objetivo de evitar perdas económicas (Baumol e Bradford, 1970).

Os preços de Ramsey baseiam-se na ideia de que os rendimentos devem cobrir

os custos, sendo formalizada na prática de um preço tão baixo quanto possível de forma

a garantir que a empresa não incorre em prejuízos. Aplicam-se a monopólios naturais

multiproduto e são frequentemente utilizados em diversos países para regular o setor

elétrico, nomeadamente em mercados onde existem variações horárias ou sazonais na

procura (Ramsey, 1927).

As principais vantagens apontadas a este modelo são o facto de findar o

problema da conciliação entre eficiência económica e o equilíbrio financeiro do

produtor. No entanto, apresentam fortes problemas quanto à equidade no acesso ao

consumo dos bens e são de aplicação prática bastante complexa, sendo atualmente raras

as implementações práticas dos preços de Ramsey (Laffont e Tirole, 1993). Para além

do facto de a determinação de preços de Ramsey ser bastante complexa e mais adequada

para empresas multiproduto, a implementação da regra de Ramsey exige que o

regulador tenha perfeito conhecimento dos custos de produtor e da procura de mercado.


15

Licitação de franquias7

Demsetz (1968) argumentou que a condição de monopólio natural não requer

obrigatoriedade de regulação. Nesse sentido, sugere que se a competição no mercado

não é possível ou é indesejável, como acontece no caso de um monopólio natural, a

substituição da competição no mercado pela competição pelo mercado poderia eliminar

a necessidade de regulação.

Assim, Demsetz propõe a implementação de um leilão para a concessão do

direito de exploração, onde várias empresas competiriam por propostas de preços a que

estavam dispostas a servir o mercado. A empresa que oferecesse os preços mais baixos

ganharia a licença de franquia e iria assim servir o mercado ao preço licitado. Se o leilão

fosse suficientemente competitivo, então conseguir-se-ia um preço próximo do custo

médio, sendo o papel do Estado o de leiloeiro em vez de regulador.

Empresa pública

Uma política alternativa, bastante díspar das anteriormente referidas para

contornar os efeitos resultantes de uma situação de monopólio natural poderá ser a

exploração do mercado através de uma empresa pública, detida e gerida pelo Estado.

Consiste fundamentalmente em modificar o objetivo da empresa através do seu carácter

público8. A produção é assim desenvolvida por intermédio de uma empresa pública,

baseada no princípio da internalização do objetivo social pela empresa pública

(Lindsay, 1976).

DeAlassi (1974 e 1980) e Smiley e Greene (1983) estudaram a intervenção do

governo por intermédio de uma empresa pública numa indústria de energia elétrica. Da

sua análise é possível concluir que uma empresa pública prossegue o objetivo de

maximização do bem-estar e não do lucro, e poderá assim resolver os problemas

colocados pelo monopólio natural.

7 A aplicação de leilões para a atribuição de licenças de produção/exploração em mercados considerados

monopólios naturais não tem sido um instrumento muito utilizado, em grande medida como resultado de

diversos problemas apontados (Williamson, 1976; Goldberg, 1976). 8 No caso português, a intervenção direta do Estado fez-se sentir no período seguinte à revolução de abril

de 1974 sendo evidente o seu cariz marcadamente ideológico. Em 1976 foi constituída a empresa

responsável pela exploração do sistema elétrico nacional, a EDP – Eletricidade de Portugal, EP.


16

2.1.4. Instrumentos de regulação

A regulação das tarifas deve seguir uma série de objetivos, dos quais se

destacam, a correção de imperfeições de mercado, a manutenção do equilíbrio

económico-financeiro, a preservação dos interesses dos consumidores para além do

incentivo à eficiência (Berg e Jeong, 1991).

No setor elétrico, de acordo com Viscusi et al., (2005), existem dois modelos

principais de regulação das tarifas, a regulação da taxa de retorno ou regulação pelo

custo do serviço e a regulação por price cap ou regulação por incentivos, para além de

um terceiro modelo, o Yardstick Competition.

Regulação pela taxa de retorno

Uma das formas de regulação económica tradicionalmente utilizada para regular

monopólios naturais e que é descrita por vários autores como adequada para regular o

setor elétrico é a regulação pela taxa de retorno. Consiste numa abordagem de regulação

pelo custo do serviço e é baseada na definição da taxa de rentabilidade do investimento

realizado pela empresa regulada. (Baumol e Klevorick, 1970).

Neste modelo, o preço é determinado pelos custos totais devendo permitir uma

margem que proporcione uma taxa interna de retorno atrativa ao investidor (Callen et

al., 1976). A ideia deste tipo de regulação é a de que as receitas devem cobrir os custos,

para que o lucro seja controlado e não existam transferências financeiras para a

empresa, prevendo-se a obtenção de um retorno adequado em função do investimento

realizado pela empresa regulada.

Assim, no modelo de regulação pelo custo do serviço, o preço final ao

consumidor deve ser obtido pela igualdade entre a receita bruta e a receita requerida

para remunerar todos os custos de produção, incluindo a taxa de remuneração da

empresa concessionária. Do ponto de vista económico, a taxa de retorno deve ser

determinada em função do custo de oportunidade do capital.

A regulação pela taxa de retorno pode ser formalizada matematicamente pela

seguinte equação:

(2.2)


17

Onde, é a quantidade do bem ou serviço, o número de bens produzidos, o

preço do bem, a taxa de retorno pretendida ou justa e a medida do valor do

investimento realizado pela empresa regulada.

Um dos problemas frequentes da aplicação da tarifação pelo custo do serviço é a

dificuldade de determinar o valor base, isto é, o investimento sobre o qual se aplica a

taxa de retorno (Braeutigan e Panzar, 1993). A utilização da regulação pela taxa de

retorno apresenta ainda outros aspetos negativos, no sentido em que não incentiva à

redução dos custos do serviço, bem como o facto de ter um baixo incentivo a ganhos de

eficiência por parte da empresa regulada, sendo estes apenas obtidos entre os intervalos

de regulação onde se mantêm rígidas as decisões do regulador.

Por outro lado, conduz a efeitos perversos do ponto de vista do investimento

realizado. Pode resultar na criação de um problema denominado efeito Averch-Johnson

(Averch-Johnson, 1962; Spann, 1974). Uma vez que, se a taxa de retorno de capital

fixada pelo regulador for superior ao custo de capital real da empresa, a empresa terá

incentivos a utilizar em excesso capital comparativamente a outros fatores produtivos,

produzindo de forma ineficiente, e em consequência com custos elevados. Isto sucede

porque a sobre utilização do fator capital proporciona uma remuneração superior à

depreciação do mesmo, daí o uso de capital excessivo pela empresa (Knittel, 2004).

Em resultado dos aspetos negativos apresentados, surgiu a necessidade de

desenvolver formas de regulação destinadas a incentivar a eficiência, a diminuição dos

custos e a fomentar a inovação (Newbery, 1997 e 1998). Desta forma, a regulação pela

taxa de retorno tem vindo a ser substituída por uma regulação por incentivos (em

particular pelo price cap). Da sua aplicação são previstos diversos benefícios, tais como

eficiência técnica e dinâmica (minimização de custos no curto e longo prazo), aumento

do bem-estar dos consumidores e, ainda, redução dos custos com a regulação (Liston,

1993; Braeutigan e Panzar, 1993).

Regulação por Price Cap

A política de price cap é uma abordagem da regulação por incentivos, baseia-se

na fixação de um preço máximo para os serviços prestados pela empresa, ajustado com

uma frequência e fórmula delimitada (Baumol e Klevorick, 1970; Beesley e Littlechild,

1989). No seu cálculo está presente um fator que corrige os preços de acordo com a


18

evolução de um índice de preços do consumidor, um outro fator que reflete o aumento

antecipado da produtividade para um período de anos fixado (fator X), e um último fator

que corresponde a factos não controláveis pela empresa, e é neste que reside a maior

dificuldade na determinação (Pires e Piccini, 1998).

A abordagem price cap tornou-se muito comum a nível internacional por ser

pensada para conferir incentivos para que a empresa regulada se torne mais eficiente.

No gás e eletricidade a regra de fixação de preços é chamada RPI-X, onde RPI é o

índice de preços e X o ganho anual esperado em termos de eficiência da empresa

regulada (Alexander e Irwin, 1996)

Davis (2000) apresenta uma revisão cuidadosa das vantagens associadas à

regulação price cap. Descreve essencialmente como vantagens da aplicação de um

preço máximo, o facto de a regulação por price cap visar reduzir o risco regulatório de

“captura” das agências reguladoras (por reduzir as situações de assimetria de

informação). Sendo que, a grande vantagem da regulação price cap consiste no facto de

as empresas terem incentivos em gerar ganhos de eficiência, uma vez que estas

conseguem apropriar-se desses ganhos até à nova revisão de preços (Alexander e

Shugart, 1999).

Alexander e Irwin (1996) apresentaram evidência de que a regulação price cap

leva a um aumento do risco das empresas e do seu custo de capital quando compararam

os efeitos da aplicação do price cap e da regulação pela taxa de retorno. Isto é, empresas

reguladas por preços máximos devem ser autorizadas a obter retornos mais elevados,

caso contrário não serão capazes de atrair capitais de investimento e a qualidade vai

inevitavelmente ser reduzida. Em linhas gerais, as empresas sujeitas a regulação por

price cap têm fortes incentivos para reduzir os seus custos do que sujeitas à regulação

pela taxa de retorno, mas o aumento do risco que correm tende a elevar o seu custo de

capital.

Yardstick Competition

Outra forma de regulação por incentivos foi proposta nos anos 80 por

Hölmstrom (1982) e Shleifer (1985) e posteriormente desenvolvida por vários autores,

como são exemplo Dalen (1998) e Sobel (1999). O método de Yardstick Competition,

ou regulação de desempenho, é baseado na comparação do comportamento da empresa


19

regulada com o de outras empresas reguladas da mesma atividade em outros mercados,

é geralmente apontado como eficaz nos casos de monopólio natural.

O objetivo da Yardstick Competition é o de introduzir um estímulo à redução de

custos entre as empresas. Este instrumento procura lidar com o problema de informação

assimétrica em empresas reguladas, constituindo uma forma de as agências reguladoras

obterem, a um baixo custo, informações sobre a eficiência relativa de empresas

concessionárias semelhantes, em relação à estrutura de custos e procura, para além de

estimular a eficiência económica (Shleifer, 1985; Joskow e Schmalensee, 1986).

Dos principais pontos favoráveis apontados a este instrumento destaca-se o facto

de a comparação ser útil para induzir a revelação de informações à agência reguladora,

principalmente quando o problema de assimetria de informações é grave.

No entanto, alguns problemas foram levantados, como por exemplo a

dificuldade de encontrar unidades produtivas comparáveis. Este modelo só é possível

quando há várias empresas reguladas. Deve ser dada especial atenção ao facto de que

para que este modelo funcione efetivamente, há a necessidade de se evitar o conluio

entre as empresas monopolistas regionais (Weyman-Jones, 1995; Ajodhia et al., 2003).


20

2.2. Custos de capital ou taxa de remuneração de capitais investidos

As tarifas que posteriormente servirão de base para a deliberação dos preços de

energia elétrica são calculadas com base em estimativas da procura e dos custos

decorrentes da atividade. Os custos operacionais, os custos de investimento e os custos

de recuperação dos capitais investidos compõem os custos decorrentes da atividade

(ERSE, 2014a). Dos custos que compõem a tarifa de distribuição de energia elétrica,

serão objeto de estudo neste trabalho, os custos com capitais investidos. Assim, nesta

subsecção apenas serão abordados em pormenor os custos de capital e os seus

pressupostos de estimação.

2.2.1. O custo de capital e os seus princípios

O custo de capital é definido por Koller et al., (2014) como o custo de

oportunidade de um investidor quando aplica os seus recursos em determinado

investimento em detrimento de outros. Segundo Davis e Pointon (1996), o custo de

capital traduz-se numa taxa que visa remunerar os capitais investidos de acordo com o

risco do negócio.

A taxa de remuneração do capital ou custo de capital é apontada por diversos

autores como um parâmetro chave em indústrias reguladas (e.g. Miller e Modigliani,

1966; Thompson, 1979; Bruner et al., 1998). É descrita como a taxa que traduz o risco

do setor em que se insere a empresa e os seus serviços, de forma a garantir a

atratividade adequada aos investidores (Brealey et al., 2011; Schoroeder et al., 2005).

Brealey et al., (2011, pp. 13) definem o custo de oportunidade de capital como

“… o retorno renunciado para investir no projeto ao invés de investir noutros ativos”.

Esclarecem ainda, que o cálculo do valor atual líquido de um investimento é realizado

pela atualização dos recebimentos futuros esperados à taxa de rendibilidade oferecida

por alternativas de investimentos comparáveis. Esta taxa de rendibilidade é também

apelidada de taxa mínima de rendibilidade ou custo de oportunidade de capital.

Koller et al., (2010, pp. 235) esclarecem que “o princípio mais importante da

implementação bem-sucedida do custo de capital é a coerência entre os componentes do

WACC e os fluxos financeiros”. Assim, para assegurar a consistência entre estes

elementos o custo de capital deve incluir todos os custos de oportunidade do investidor,


21

deve pesar o retorno exigido pelo investimento, pelo seu peso com base no mercado

alvo e ainda todos os benefícios ou custos relacionados (Pratt e Grabowski, 2008).

A estimativa adequada da taxa de remuneração de capital é uma questão atual e

presente nas discussões sobre as melhores práticas na regulação económica, justificada

pelo reconhecimento de que, no longo prazo, o investidor deve recuperar o seu custo de

oportunidade de capital, incluindo os riscos associados ao mesmo (Alexander e Harris,

2005; ETP, 2007; IPART, 2012).

Estabelecer uma meta adequada para o retorno sobre o capital das operadoras

reguladas é um dos assuntos centrais da atuação dos reguladores. Neste sentido, deve

ser dada especial atenção à estimativa do custo de capital, uma vez que, estimativas

excessivamente baixas podem prejudicar as decisões futuras de investimento em

inovação e em infraestruturas essenciais ao crescimento económico sustentado. Por seu

turno, estimativas muito altas contrariam o objetivo governamental inicial de reduzir

tarifas (ERSE, 2011).

É máxima fundamental na teoria de finanças, que a remuneração de qualquer

investimento deve ser proporcional ao seu risco sistemático, ou seja, o risco efetivo do

negócio que um investidor racional e diversificado suporta, de forma a implementar o

projeto. Quanto maior esse risco, maior a remuneração exigida e esperada por esse

investidor (Koller et al., 2010; Damodaram, 2001).

A taxa mínima de atratividade pode ser entendida como a menor taxa de retorno

aceitável pelos potenciais investidores para que estejam dispostos a correr o risco

associado a um ativo ou projeto. A teoria de finanças pressupõe que os investidores são

avessos ao risco e, portanto, que requeiram taxas de retornos maiores para opções de

investimento com risco mais elevado (Ross et al., 2010; Jorion, 2006).

O custo de capital deve, como foi referido anteriormente, refletir o verdadeiro

custo de oportunidade dos investidores, garantindo a primazia da estabilidade

regulatória e do controlo do risco para as empresas e consumidores. Deve ainda,

garantir o equilíbrio económico e financeiro, no sentido em que deve ser dado um sinal

adequado para as empresas, para que estas tomem decisões racionais em termos de

obtenção e aplicação dos seus recursos, sem descurar o quadro evolutivo da economia

nacional (ERSE, 2011).


22

O custo de capital aplicado pela ERSE corresponde ao custo antes de impostos,

tendo em conta, por um lado, o segundo postulado de Modigliani e Miller (1958),

segundo o qual existe uma vantagem fiscal resultante do endividamento e, por outro

lado, o facto de considerar que os impostos sobre os rendimentos não devem ser

considerados no cálculo dos custos aceites.

Os ativos regulados são avaliados ao custo de aquisição, deste modo o custo de

capital é nominal e incorpora a desvalorização monetária. No entanto, a abordagem de

cálculo da taxa de remuneração dos capitais investidos não é prática consensual no seio

dos reguladores europeus (Schaeffler e Weber, 2012).

2.2.2. Custo médio ponderado de capital

Em termos gerais, o custo médio ponderado de capital é um assunto bastante

consolidado e discutido na literatura de finanças empresariais (e.g. Arditti, 1973;

Nantell e Carlson, 1975; Miles e Ezzell, 1980; Damodaran, 2001; Brealey et al., 2011).

O Weighted Average Cost of Capital (WACC) é a metodologia usualmente

adotada para estimar o custo de capital. Engloba a remuneração de todo o capital da

empresa regulada e, como tal, abrange tanto a parcela da remuneração relativa ao capital

próprio e da dívida, incluídos os benefícios fiscais gerados pelo endividamento

(Beranek, 1977; Miller, 2009; Reilly e Wecker, 1973).

Para que se possa determinar o custo de capital de uma empresa é necessário, em

primeiro lugar, conhecer a sua estrutura do capital. A escolha da relação ótima entre

capital e dívida, de forma a atingir o menor custo médio ponderado de capital, é

conhecida como estrutura de capital ótima (Brigham e Gapenski, 1991; ERSE, 2012).

No entanto, o debate teórico sobre a estrutura de capital ainda permanece em

aberto desde os trabalhos seminais de Modigliani e Miller (1958). O objetivo de todos

os investidores é aumentar a rendibilidade esperada das suas carteiras e reduzir o

desvio-padrão dessa rendibilidade. O artigo de Harry Markowitz escrito em 1952 chama

à atenção para a prática comum da diversificação das carteiras9, clarificando como um

9 Markowitz desenvolveu ainda os princípios básicos da formação de uma carteira, apresentados em

detalhe em Markowitz (1952).


23

investidor pode reduz o desvio-padrão da rendibilidade da carteira através da escolha de

ações cujas oscilações não sejam exatamente paralelas (Brusov et al., 2011).

Uma carteira que proporcione a maior rendibilidade esperada para um dado

desvio-padrão, ou o menor desvio-padrão para uma dada rendibilidade esperada, é

conhecida por carteira eficiente (Brealey et al., 2011). Associado a um determinado

ativo pode estar um grau de risco, maior ou menor, devendo-lhe corresponder uma taxa

de desconto adequada.

O risco

Para se determinar e analisar o custo de capital torna-se inevitável o

conhecimento do conceito de risco. Antes de definir em que consiste o risco há que,

previamente, efetuar algumas considerações acerca dos objetivos subjacentes as ações

dos agentes económicos e mais particularmente dos investidores.

Nas várias definições de risco está sempre presente o conceito de incerteza. O

risco inerente a qualquer acontecimento significa o grau de incerteza que um agente

económico tem perante tal acontecimento pelo facto de não conseguir prever

antecipadamente com precisão qual o resultado dessa ocorrência. Este grau de incerteza

depende essencialmente da natureza do investimento (i.e. tipo de produto ou serviço,

que se quer produzir ou fornecer, ou tipo de aplicação financeira) e ainda da

organização do mercado em que se insere (Jorion, 2006; Pratt e Grabowski, 2008).

O custo de oportunidade do capital pode ser definido como a rendibilidade que

um investidor espera obter num investimento ao invés de outro com risco semelhante.

Um ativo deve ser remunerado de forma proporcional ao risco associado ao

investimento e que por conseguinte, os investimentos com riscos maiores implicam

remunerações esperadas superiores, de forma a atraírem capital (Harris e Ravis, 1991).

O risco total de um investimento é composto por dois conceitos de enorme

interesse prático, o risco sistemático e o risco específico. O risco sistemático, ou não

diversificável, caracteriza-se como o risco que tem como origem as flutuações a que o

sistema económico está sujeito como um todo e que, por sua vez, é impossível suprimir,

dado que este risco reflete o ambiente económico, político e social em que o mercado

está inserido. Por sua vez, o risco específico, ou diversificável, engloba o risco

financeiro e a parcela do risco afeto ao setor ou ramo de atividade (Martins et al., 2009).


24

Brealey et al., (2011), analisaram as rendibilidades de diversos investimentos e

concluíram que os investimentos com menor risco eram os bilhetes de tesouro dos

Estados Unidos. Em consequência da rendibilidade dos bilhetes de tesouro ser fixa, não

é afetada pelo que acontece no mercado.

Figura 2. Relação entre rendibilidade esperada do investimento e o beta

Fonte: Brealey et al., (2011, pp. 418)

O risco de mercado é representado por rm, rf corresponde à taxa livre de risco e β corresponde ao risco

associado ao investimento.

Custo de capital próprio

Na tentativa de explicar a relação entre risco e retorno de um investimento,

Sharpe (1964), Lintner (1965) e Mossin (1966) desenvolveram o Capital Asset Pricing

Model (CAPM), ou modelo de precificação dos ativos com base em princípios de

diversificação de carteiras de Markowitz (1952).

Esta metodologia é baseada num modelo de valorização de ativos com risco e

tem subjacente a teoria da carteira eficiente. Estabelece que, num mercado, os agentes

económicos (como agentes racionais) investirão numa carteira eficiente, isto é, numa

carteira que lhes permita maximizar os resultados esperados para um determinado nível

de risco, em concordância com o seu grau de aversão ao risco (Damodaram, 2001).

Brigham e Gapenski (1991, pp. 163) descrevem o CAPM como “…um modelo

de equilíbrio que descreve a relação entre o risco de mercado e as taxas de retorno


25

requeridas”. O CAPM tem como principal vantagem a sua simplicidade, porém é

muitas vezes criticado pelos seus fortes pressupostos.

Este modelo assenta em diversos princípios que não foram explicados com

pormenor. Como exemplo, Brealey et al., (2011) apontam o facto de se partir do

princípio que o investimento em Bilhetes de Tesouro dos Estados Unidos é isento de

risco, acrescentando que de facto o risco destes ativos é mínimo, mas estes ativos não

asseguram uma rendibilidade real, uma vez que existe ainda o risco de inflação. Desta

forma, o modelo parte do princípio de que os investidores se preocupam apenas com o

nível de incerteza da sua riqueza futura, tal como descrito em Brealey et al., (2011).

Com o intuito de superar as deficiências do modelo anterior foram criados

modelos alternativos. Entre estes modelos alternativos, destacam-se o modelo de

dividendos DGM10

(Dividend Growth Model), ATP11

(Arbitrage Pricing Theory) e

ainda o D-CAPM12

. No entanto, o modelo CAPM permanece como o mais usual para

estimar a parcela de remuneração do capital próprio entre os reguladores europeus (e.g.

IPART, 2012; ERSE, 2012; NECG, 2013).

10

O modelo de dividendos foi desenvolvido inicialmente por Gordon (1959). Este modelo permite

diversas variáveis explicativas para o mesmo retorno do ativo para além do índice da carteira de mercado. 11

Ross (1976) desenvolveu o modelo (ATP), este modelo não trata as carteiras eficientes, ao invés, parte

do princípio de que a rendibilidade de cada ação depende parcialmente de influências macroeconómicas

pouco claras e de acontecimentos que não são específicos daquela empresa. 12

O D-CAPM é o modelo mais recente. Para uma descrição detalhada consultar Estrada (2001 e 2002).

Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação

26

Capítulo 3.

O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação

3.1. A energia elétrica: Breve resenha

A energia elétrica tem um papel fundamental e estratégico para a sociedade,

apresentando-se como um dos elementos chave para o desenvolvimento económico e

social, possibilitando a melhoria da qualidade de vida da população. Neste sentido, as

questões energéticas possuem grande importância para a sustentabilidade das

sociedades modernas, estando a sua importância relacionada com o nível de

desenvolvimento do país. É possível observar a relação causal entre o consumo de

energia e crescimento económico de cada país (Costantini e Martin, 2010; Fallahi,

2011).

O consumo de energia elétrica é, de todas as formas de consumo final de

energia, a que mais rapidamente tem crescido ao longo das últimas décadas. Segundo a

Environmental Investigation Agency (EIA), a produção líquida global irá aumentar a

uma taxa de 2,3% ao ano, para o período de 2008 até 2035, enquanto a procura crescerá

1,6% ao ano (EIA, 2011).

Num cenário com as atuais políticas energéticas é expectável que o consumo

mundial de energia venha a aumentar 53% entre o ano 2008 e 2035. Prevê-se que a

procura mundial de energia aumente de forma significativa, em resultado do

crescimento económico e da expansão da população nos países em desenvolvimento. O

consumo de energia em 2008 dos países não membros da OCDE foi superior em 7%

quando comparado ao dos países membros e, se esta tendência se mantiver, em 2020

essa percentagem irá aumentar para 38% e para 67% em 2035. Ou seja, nas próximas

décadas, o futuro do consumo global de energia será conduzido pelos países não

membros da OCDE em desenvolvimento (OCDE, 2008; EIA, 2011).

No gráfico 1 é possível avaliar a evolução do consumo global de energia (em

quadriliões), verificado e previsto, dividido entre os países membros da organização

para a cooperação e desenvolvimento económico (OCDE) e os países não membros de

1990 a 2040.


27

Gráfico 1. Evolução do consumo global de energia no cenário de políticas energéticas atuais,

para países membros e não membros da OCDE.

Fonte: Elaboração própria com base em dados de EIA (2013, pp. 102)

No que se refere ao caso português, a tendência de aumento no consumo de

energia elétrica é acompanhada pelo aumento do potencial de desenvolvimento

económico (Cf. gráfico 2.) que se reflete no aumento do Produto Interno Bruto (PIB)

(Narayan e Prasad, 2008; Payne, J. E., 2010; Tang e Tan, 2012).

Gráfico 2. Evolução do consumo de energia primária, eletricidade e PIB em Portugal

Fonte: EDP (2012, pp. 4)

Portugal é um país com escassos recursos energéticos. De acordo com dados do

Eurostat (2014) Portugal é um dos países da União Europeia (UE) com uma das maiores

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1990 2000 2010 2020 2030 2040

Países não membros OECD Total


28

taxas de dependência energética13

, sendo que para o ano de 2012, 75,4% da energia

consumida foi importada, face a uma média de 53,4% da UE a 28 países. Esta

dependência acontece nomeadamente no que se refere aos recursos energéticos que

garantem a sustentabilidade das necessidades energéticas, como é o caso do petróleo, do

carvão ou do gás natural (RAR, 2013).

Embora a economia portuguesa tenha um mercado de energia relativamente

pequeno, o rápido aumento dos setores dos serviços têm colocado uma pressão

significativa sobre o consumo de eletricidade. Portugal foi um dos países de rápido

crescimento entre os membros da UE, desde os anos 90 (Tang e Tan, 2012).

Neste contexto, é fundamental que o preço da energia seja adequado (refletindo

os custos privados e sociais da obtenção da mesma), de forma a incentivar escolhas

eficientes entre as diferentes fontes de energia (Davis e Muehlegger, 2010).

O gráfico 3 evidencia o consumo de energia elétrica pelos vários tipos de

consumo para os anos de 1994 a 2012. É possível observar que o consumo de energia

elétrica total (em kwh) aumentou aproximadamente 55% entre 1994 e 2012, sendo o

consumo para uso não doméstico o que mais cresceu.

Gráfico 3. Consumo de energia elétrica per capita: total e por tipo de consumo em Portugal

Fonte: PORDATA (2014)

Depois da apresentação dos fatores que expõem o contributo da energia elétrica

no desenvolvimento económico e no futuro a nível energético passaremos na próxima

13

A dependência energética corresponde à parcela de energia fornecida à economia que é importada

(Amador, 2010). Este indicador é calculado como importações líquidas dividido pela soma do consumo

interno bruto de energia.


29

secção a apresentar as características do setor e a análise da respetiva cadeia de valor.

Serão descritos os processos de restruturação de que o setor foi alvo, nomeadamente ao

nível das atividades de produção e comercialização que passaram a ser consideradas

como atividades potencialmente competitivas e desta forma, sem necessidade de

regulação (Ferreira et al., 2005; Jamasb, 2006).

3.1.1. Descrição da cadeia de valor

O setor da energia elétrica apresenta um leque de caraterísticas que o tornam

particular. A análise do setor e em particular da atividade de distribuição que será objeto

de estudo no capítulo que se segue requer o conhecimento dessas características, bem

como da cadeia de valor que o compõe.

A cadeia de valor do setor elétrico contempla quatro etapas principais: a

produção, o transporte, a distribuição e a comercialização de energia elétrica. A cadeia

de valor do setor elétrico bem como as empresas que atuam em cada segmento são

esquematizadas na figura seguinte.

Figura 3. Cadeia de valor do setor elétrico

Fonte: Elaboração própria com base em ERSE (2014, b)

Produção Transporte Distribuição Comercialização

Regime Ordinário

EDP produção

Iberdrola

REN Redes elétricas

nacionais

Outras

Regime Especial

Produtores de fontes

renováveis e biomassa

Cogeração gime

Ordinário

EDP produção

Iberdrola


nacionais

Outras

Regime Especial

Produtores de fontes

renováveis e biomassa

Cogeração

Rede Nacional de

Transporte

Muito alta tensão

(concessão de serviço público)


nacionais

Rede Nacional de

Distribuição

Alta e média tensão

(concessão de serviço público)

EDP distribuição baixa

tensão

Distribuidores (Concessões

municipais)

EDP-Distribuição

Várias cooperativas

Comercializadores

regulados

Comercializadores

de último recurso

EDP serviço Universal

Cooperativas de

consumidores

Comercializadores

não regulados

EDP comercial

Outros gulados

Comercializadores

de último recurso

EDP serviço Universal

Cooperativas de

consumidores

Comercializadores

não regulados

EDP comercial

Outros

Atividades reguladas

(


30

Produção

A energia elétrica apresenta forte variabilidade do consumo, com componente

aleatória e não aleatória, que se verifica de forma distinta em diversos horizontes

temporais (ciclos diários e sazonais, evolução anual, correlação com os ciclos

económicos). Bessembinder e Lemmom (2002) referem que não existe até ao momento

tecnologia disponível que torne possível armazenar energia elétrica, pelo menos de

forma economicamente rentável.

A produção de eletricidade está sujeita a concessão de licença, desenvolvida

num contexto de livre concorrência. Está dividida em dois regimes: o regime ordinário e

o regime especial. O regime especial corresponde à produção de eletricidade a partir de

fontes endógenas e renováveis (exceto grandes centrais hidroelétricas). A produção em

regime especial está sujeita a diferentes requisitos de licenciamento e beneficia de

tarifas especiais (ERSE, 2014, b).

Transporte

O transporte é a atividade que se segue à produção de energia. Esta atividade

mesmo após a liberalização do setor elétrico é considerada como um monopólio natural,

uma vez que a duplicação das infraestruturas é economicamente ineficiente face aos

elevados custos fixos inerentes ao investimento associado (Growitch et al., 2009).

As redes de transporte14

apresentam também algumas características específicas,

não sendo praticável o armazenamento de energia elétrica. A atividade de transporte é

atualmente concedida à REN Rede Elétrica ao abrigo de uma concessão exclusiva

atribuída pelo Estado Português.

No âmbito da concessão, a REN Rede Elétrica é responsável pelo planeamento,

implementação e operação da rede nacional de transmissão, da infraestrutura associada

e de todas as interconexões e outras infraestruturas necessárias à operação da rede

nacional de transporte. A concessão também prevê que a REN coordene as

infraestruturas do SEN para garantir a operação integrada e eficiente do sistema e assim,

a continuidade e segurança do abastecimento de eletricidade (ERSE, 2014b).

14

No anexo 1, é apresentada a representação espacial da rede de transporte de energia elétrica em

Portugal.


31

Distribuição

Tal como acontece na rede de transporte a rede distribuição caracteriza-se

também pelos pressupostos que sustentam a existência de um monopólio natural

(Jamasb e Pollitt, 2007). A rede nacional de distribuição é operada através de concessão

exclusiva atribuída pelo Estado Português, à EDP distribuição (ERSE, 2014b).

No capítulo seguinte (capítulo 4) será abordada a atividade de distribuição de

energia elétrica, no sentido de averiguar qual o resultado da estimativa dos custos de

capital ser determinada numa abordagem depois de impostos nos proveitos permitidos à

atividade de distribuição (EDP distribuição).

Comercialização

A atividade de comercialização encontrava-se no período anterior ao processo de

liberalização interligada com a atividade de distribuição. Hoje é considerada como uma

atividade de forte potencial competitivo. Neste sentido, em vários países a

comercialização de eletricidade encontra-se inteiramente aberta à concorrência, sujeita

apenas a um regime de licenciamento (Jamasb e Pollitt, 2007). Em Portugal a

liberalização no segmento da comercialização tem sido faseada havendo atualmente um

comercializador regulado (comercializado de último recurso).

Os comercializadores podem comprar e vender eletricidade livremente e têm o

direito de aceder às redes de transporte e de distribuição mediante o pagamento de

tarifas de acesso estabelecidas pela ERSE. O comercializador de último recurso está

sujeito a obrigações de serviço público, tais como a garantia da qualidade e

continuidade do serviço de energia aos consumidores, bem como a proteção do

consumidor no que diz respeito a preços e tarifas de acesso (ERSE, 2014b).

3.1.2. Restruturação e liberalização

A liberalização dos mercados energéticos foi iniciada em vários países da União

Europeia a partir da década de 80, originando alterações profundas em setores

caracterizados como setores de interesse público.


32

O setor elétrico, em Portugal e na maioria dos países europeus, sofreu grandes

alterações no modelo regulatório. O período que precede as reformas introduzidas no

setor elétrico foi caracterizado pelo paradigma de que este setor apresentava

características de monopólio natural mantido sobre o argumento da existência de

economias de escala (Ferreira et al., 2005).

Como tal, o serviço prestado para o fornecimento de energia elétrica era

tipicamente efetuado por uma única empresa. O setor encontrava-se assim,

genericamente organizado em torno de um conjunto de empresas verticalmente

integradas, responsáveis pela produção, transporte e distribuição de energia elétrica aos

consumidores das respetivas áreas de influência, de acordo com tarifas fixadas.

No entanto, os pressupostos tecnológicos, ecológicos e ideológicos que tinham

sustentado o paradigma do monopólio natural começaram a ser questionados, e em

resultado da instabilidade dos mercados energéticos e do desenvolvimento tecnológico

foi sugerido que a introdução de concorrência iria melhorar os custos de investimento,

resultando num aumento do bem-estar social e em preços de eletricidade mais baixos

(Kirschen, 2004).

Procedeu-se assim à desintegração vertical (unbundling) das empresas, sendo

que hoje, apenas se pode aplicar ao transporte e à distribuição a inviabilidade

económica e ambiental da multiplicação das redes elétricas na mesma área geográfica.

Uma vez que não se justifica a duplicação das redes elétricas e a tecnologia existente

não permite alternativas a estas infraestruturas. Desta forma as atividades de rede são

exercidas em regime de monopólio (Jamasb e Pollitt, 2005).

Em sentido lato, pode dizer-se que as reformas observadas ao nível do setor

elétrico nos diversos países, inclusive em Portugal, consistem na transição de um

sistema verticalmente integrado, que contemplava a produção, o transporte, a

distribuição e a comercialização de eletricidade, parcial ou na sua totalidade detido por

capitais públicos, para um sistema que separa as áreas consideradas como

potencialmente competitivas (produção e comercialização) das áreas não competitivas

(transporte e distribuição).

Assim, a gestão que anteriormente era pública tem vindo a ser gradualmente

substituída por uma gestão privada, fazendo com que monopólios naturais tenham sido

desmantelados, dando lugar a mercados livres e competitivos (Ferreira et al., 2005). A


33

par da separação vertical do sistema são ainda implementadas medidas para promover a

separação horizontal das áreas competitivas, com o objetivo de induzir o aparecimento

de um nível de competição compatível com ganhos efetivos de bem-estar social.

Segundo Pollitt (2012), a liberalização caracteriza-se, essencialmente, pela

introdução de concorrência em atividades potencialmente competitivas que eram

anteriormente reguladas. O processo de liberalização dos setores elétricos da maior

parte dos países europeus aconteceu de forma faseada (Al-Sunaidy e Green, 2006),

começando por incluir os clientes de maiores consumos e níveis de tensão mais

elevados (ERSE, 2014b).

Embora com motivações distintas, existem objetivos comuns às diversas formas

de implementação das reformas Os principais objetivos apontados como motivadores

desta restruturação tem sido bem discutidos na literatura (e.g. Bacon, 1995; Bacon e

Besant-Jones 2001; Ferreira et al., 2007). A possível redução dos preços de

fornecimento da energia elétrica, bem como, a existência de uma maior flexibilidade

contratual e uma melhoria na qualidade de serviço prestado são considerados os fatores

impulsionadores deste processo (Ferreira et al., 2005).

Segundo Jamasb (2006), uma reforma bem-sucedida do setor de energia elétrica

pode melhorar a eficiência, levar a preços mais baixos e a melhorias na qualidade do

serviço. A entrada de novas empresas, em resultado da abertura de determinadas

atividades do setor à concorrência e, consequentemente, a esperada redução dos preços

e a livre escolha dos consumidores conduzirão a maiores benefícios em termos de bem-

estar (Streimkiene e Siksnelyte, 2014).

Por sua vez, a concorrência não origina apenas uma guerra de preços, mas sim

uma possível entrada de novas companhias em algumas atividades da cadeia de valor

acompanhadas por novas estratégias, nomeadamente a inovação, no sentido de

aumentar a eficiência dos produtores e assim captar quota de mercado (Klinge Jacobsen

et al., 2006).

Newbery (2002) refere que, no curto-prazo, a liberalização tem como resultado

um aumento rápido da capacidade de transporte, fomenta a competição entre

produtores, diminui o poder de mercado dos mesmos e reduz a necessidade de

intervenção reguladora.


34

Em particular, pretende-se aumentar a eficiência económica no setor elétrico

através da introdução de competição na produção e comercialização, com o objetivo de

um melhor ajustamento dos preços aos custos (no curto prazo), e de uma melhoria das

decisões de investimento (no médio e longo prazo), fazendo com que os agentes

internalizem os riscos inerentes ao investimento que realizam.

O Mercado Ibérico de eletricidade

O Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL) é uma iniciativa conjunta do

governo português e espanhol. Surgiu a 1 de julho de 2007 e é resultado da necessidade

de construir um preço de referência único para toda a Península Ibérica (Borjes, 2008).

O MIBEL visa estruturar o funcionamento do mercado liberalizado, facultar o

livre acesso ao mercado (em condições de igualdade, objetividade e transparência),

favorecer a eficiência económica das empresas do setor elétrico e ainda promover a

livre concorrência entre as empresas (Domínguez e Bernat, 2007; Ferreira et al., 2007).

As vantagens de consagrar a Península Ibérica como espaço de inovação

organizativa e regulatória nos setores energéticos são claras. A nível europeu, na

medida em que isso se traduzir num benefício para agentes do setor e consumidores

finais, permitindo aumentar a segurança de fornecimento através da integração dos

mercados e da coordenação de ambos os sistemas do setor e reforço das interligações

(Jordana et al., 2006; Lagarto et al., 2010).

Por outro lado, o incremento do nível de concorrência, refletindo a maior

dimensão do mercado (aumentando o número de participantes), permite simplificar e

harmonizar o quadro regulatório de ambos os países e incentivar a eficiência das

atividades reguladas e liberalizadas, bem como a transparência do mercado (Lagarto et

al., 2012; ERSE, 2014b).

3.1.3. Formação dos preços regulados no setor elétrico

Na definição do preço regulado, a ERSE calcula tarifas permitidas para cada

atividade regulada, em função dos seus custos e de estimativas da procura. Assim, a

regulação das atividades é feita por custos aceites, com ajustamentos anuais. Na


35

definição dos proveitos permitidos são também considerados fatores exógenos, como a

evolução da procura e a inflação (ERSE, 2012).

As tarifas são estabelecidas de forma a proporcionar a cada atividade um

montante de proveitos. Estes proveitos são determinados de forma a permitir a

recuperação dos custos associados à produção ou prestação dos serviços para cada

atividade da cadeia de valor do setor (ERSE, 2013a; ERSE, 2013c).

Apolinário et al., (2006) descrevem o modelo tarifário português, como aditivo,

na medida em que as tarifas reguladas de acesso às redes são o resultado da adição das

sub-tarifas por atividade que as compõem, para que, não exista subsidiação cruzada. As

tarifas de acesso às redes são determinadas pelo regulador e aplicadas de igual forma a

todos os consumidores, independentemente do seu comercializador final.

Neste modelo aditivo, a tarifa final resulta da soma das tarifas de acesso às redes

com os custos de produção e com os custos de comercialização. Os custos de produção

têm como referência o mercado organizado de energia. Os custos de comercialização

são custos internos do comercializador. Deste modo, garante-se a transparência, o

tratamento não discriminatório e a justiça do sistema tarifário.

A figura seguinte apresenta um esquema resumo das atividades do setor elétrico

e das tarifas que o compõem. As tarifas de acesso às redes incluem as tarifas de uso

global do sistema, de uso da rede de transporte e de uso da rede de distribuição.

Figura 4. Aditividade tarifária: Tarifas de venda a clientes finais

Fonte: ERSE (2014b)

No capítulo 4 estará em particular destaque uma das parcelas que compõem a

tarifa permitida à atividade de distribuição, os custos com capital.


36

3.2. Comparação internacional dos preços de energia elétrica

Depois de destacadas as características do setor de energia elétrica em Portugal,

importa agora analisar a evolução dos preços da energia elétrica a nível internacional.

Segundo Pereira e Pereira (2013), os preços de energia elétrica assumem particular

importância na competitividade internacional. Uma vez que, os gastos em energia

elétrica representam, geralmente, uma proporção significativa dos custos totais com

energia para as empresas. Em contraste com o que se verifica nos preços dos

combustíveis fósseis, que são comercializados nos mercados mundiais com preços

relativamente uniformes, há uma ampla gama de preços nos Estados Membros da UE

para a eletricidade (COM, 2008).

Nesse sentido, é realizada uma comparação de preços, taxas e componentes que

compõem os preços, baseada no artigo do EUROSTAT (Electricity and natural gas

price statistics, 2014c), que apresenta a evolução dos preços de eletricidade e gás

natural para a indústria e para o uso doméstico.

O preço da energia na UE depende de um conjunto de variáveis como a oferta e

procura de energia, situação geopolítica, diversificação de importações, custos de rede,

custos com proteção ambiental, condições climatéricas ou ainda de níveis de consumo e

tributação. Os preços apresentados incorporam impostos, taxas e imposto sobre o valor

acrescentado (IVA)15

para os consumidores domésticos mas excluem taxas e IVA

reembolsáveis e taxas e IVA para os utilizadores de indústrias/empresas.

A tabela 1 apresenta uma visão geral dos preços médios em euros por quilowatt-

hora de eletricidade dos últimos 3 anos (primeiro semestre de cada ano). No que diz

respeito ao consumo doméstico em 2011, Portugal apresenta um preço por quilowatt-

hora (KWh), próximo, mas inferior à média da UE. Por sua vez, se o período de análise

considerado for o ano de 2013, o preço da eletricidade é maior em Portugal do que na

UE, quer para consumo doméstico quer para o industrial. Contudo, para o consumo

industrial, o preço por KWh, é mais baixo em Portugal no primeiro semestre nos anos

considerados do que a médias da EU.

A Dinamarca apresenta um preço mais elevado para o consumo doméstico nos

anos em estudo. Os preços mais baixos da eletricidade na UE para consumo doméstico

15

O imposto sobre o valor acrescentado , abreviado como o IVA , na UE é um imposto sobre o consumo

geral. O IVA é aplicado em percentagem do preço, varia entre 15% e 25% nos Estados Membros da EU.

http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Glossary:European_Union_(EU)


37

verificam-se na Bulgária, na Roménia e na Hungria. O preço da eletricidade para as

famílias na Dinamarca foi mais de três vezes superior ao preço na Bulgária. Mas é em

Malta que se pratica o preço da eletricidade por KWh mais alto para os consumidores

industriais (c.f. tabela 1).

Tabela 1. Preços da energia elétrica de 2011 a 201316

Preços da energia elétrica (por KWh)

Consumo doméstico (1) Consumo Industrial (2)

2011s1 2012s1 2013s1 2011s1 2012s1 2013s1

UE-28 0,179 0,189 0,200 0,110 0,115 0,120

Portugal (PT) 0,165 0,199 0,208 0,099 0,114 0,115

Dinamarca (DK) 0,291 0,300 0,300 0,099 0,097 0,105

Bulgária (BG) 0,083 0,085 0,092 0,065 0,069 0,081

Irlanda (IE) 0,190 0,216 0,230 0,116 0,132 0,136

Grécia (EL) 0,125 0,139 0,156 0,105 0,118 0,125

Espanha (ES) 0,198 0,219 0,223 0,114 0,121 0,122

França (FR) 0,138 0,139 0,147 0,085 0,095 0,096

Malta (MT) 0,170 0,170 0,170 0,180 0,180 0,180

Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)

Preços da energia elétrica para os consumidores domésticos 17

Neste ponto, estão em análise somente os preços da energia elétrica que dizem

respeito ao consumo de uso doméstico.

O gráfico 4 apresenta uma visão geral dos preços médios em euros por

quilowatt-hora para o consumo de uso doméstico de eletricidade desde o segundo

semestre de 2007 até ao primeiro semestre de 2013 (6 anos) para a UE a 28 e para a área

euro (AE). É possível concluir que os preços, quer nos países da UE quer nos

pertencentes à AE, aumentaram, com exceção do que foi verificado depois do ano 2008

e até ao segundo semestre de 2009 em resultado da crise que teve início nesse mesmo

ano. Contudo, depois de 2010 verifica-se uma tendência de subida.

16

No anexo 2 é possível observar os preços da energia elétrica para todos os países pertencentes à UE,

para o primeiro semestre de cada ano (de 2011 a 2013). 17

No anexo 3 é apresentado o gráfico dos preços da energia elétrica para consumo doméstico (no

primeiro semestre de 2013).

(1) Consumo anual: 2 500 kWh <consumo < 5 000 kWh.

(2) Consumo anual: 500 MWh <consumo < 2 000 MWh.


38

Gráfico 4. Evolução do preço da energia elétrica para consumidores de uso doméstico


O gráfico que se segue representa o peso dos custos com o fornecimento de

energia elétrica e dos com custos de rede no preço da energia elétrica, sem considerar

impostos e taxas, para o segundo semestre de 2012. À exceção do que acontece na

Lituânia (LT), na Dinamarca (DK) e na Eslováquia (SK) a grande parte do peso da

energia elétrica é resultado de custos com o fornecimento de energia elétrica. Em

Portugal, o fornecimento de energia elétrica representa 65,32% do preço e 34,68%

dizem respeito a custos de rede.

Gráfico 5. Composição do preço da energia elétrica para consumo doméstico


2008s1 2008s2 2009s1 2009s2 2010s1 2010s2 2011s1 2011s2 2012s1 2012s2 2013s1

EU-28 0,158 0,166 0,164 0,163 0,167 0,173 0,179 0,184 0,189 0,196 0,200

EA 0,165 0,172 0,173 0,173 0,177 0,182 0,189 0,194 0,199 0,206 0,213

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25


39

Preços de energia elétrica para consumo de uso industrial 18

Neste ponto é analisada a evolução dos preços da eletricidade para os

consumidores industriais e ainda a sua composição (em resultado de custos de

fornecimento de energia e de custos de rede).

O gráfico 6 descreve a evolução dos preços da energia elétrica para

consumidores industriais na UE e na área euro para o primeiro e segundo semestre de

2008 a 2013, em euros por quilowatt-hora consumido. Podemos observar que entre o

primeiro semestre do ano de 2008 e o primeiro semestre de 2013 (em 5 anos) o preço da

energia elétrica para consumo de uso industrial na UE a 28 cresceu aproximadamente

18,3 %.

Gráfico 6. Evolução dos preços de energia elétrica para consumidores industriais


A composição do preço de energia elétrica (apresentada do gráfico 8) exclui

todos os impostos e taxas de que são alvo, a fim de analisar qual a percentagem do

preço que é devida ao fornecimento de energia e por outro lado aquela que resulta dos

custos de rede associados. Relativamente à composição do preço da energia elétrica (no

segundo semestre de 2012) para consumo industrial, verifica-se que tal como acontece

para o consumo de uso doméstico, também no que se refere ao consumo de uso

industrial o fornecimento de energia é responsável pela maior parcela no preço

praticado, à exceção da Lituânia (LT), da Dinamarca (DK) e da Eslováquia (SK).

18

O anexo 4 apresenta os preços de energia elétrica para consumo industrial no primeiro semestre de

2013 por país analisado.

2008s1 2008s2 2009s1 2009s2 2010s1 2010s2 2011s1 2011s2 2012s1 2012s2 2013s1

EU-28 0,098 0,103 0,107 0,103 0,104 0,105 0,110 0,112 0,115 0,119 0,120

EA 0,101 0,104 0,111 0,107 0,108 0,109 0,116 0,118 0,122 0,126 0,127

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14


40

Para Portugal, 65,32% do preço de energia para consumo industrial (sem

impostos) resulta do fornecimento de energia elétrica e 34,68 % é originado pelos

custos de rede. O Chipre (CY) é o país onde os custos de fornecimento de energia

representam o maior peso no preço, ao invés do que acontece na Lituânia (LT) que

apresenta o maior peso dos custos de rede.

Gráfico 7. Composição do preço da energia elétrica para consumo industrial


Composição dos preços de energia: comparação das taxas de imposto

Depois de analisar a variação de preços entre os diversos países que compõem a

UE, surge agora a necessidade de perceber que componentes formam os respetivos

preços, nomeadamente a percentagem de impostos, custos de rede entre outros. A

International Energy Agency (IEA), no seu documento “World Energy Outlook para

2013”, considera que as discrepâncias nos preços da energia entre regiões têm um

impacto na competitividade (IEA, 2013). Acrescenta ainda que as variações de preços

da energia afetam necessariamente a competitividade industrial, influenciando as

decisões de investimento e as estratégias das empresas.

Portugal apresenta um preço base para o primeiro semestre de 2013 (0,121 euros

por KWh) inferior ao da média da UE. No entanto, quando se inclui o IVA e outras

taxas o preço final (0,199 euros por KWh) é maior que o da média da UE (0,092 euros

por KWh). A Dinamarca é dos países onde o preço base é mais baixo mas por outro

lado é também onde o valor das outras taxas e do IVA é maior (cf. gráfico 8).


41

Gráfico 8. Composição dos preços da energia elétrica para consumo doméstico


Por sua vez para consumidores industriais, Portugal apresenta um valor

consideravelmente elevado de impostos e taxas não recuperáveis, só ultrapassado pela

Alemanha (DE), Áustria (AT) e Grécia (EL). Por sua vez, o Chipre (CY), a Itália (IT) e

Malta (MT) são aqueles onde o preço da energia elétrica (em euros por quilowatt-hora)

para consumidores industriais é maior. Em Portugal em 2012 aproximadamente 14% do

preço da energia elétrica foi resultante de impostos e taxas não recuperáveis (cf. tabela

2).

Tabela 2. Composição dos preços da energia elétrica para consumidores industriais19

Composição dos preços da energia elétrica para consumidores

industriais (em €/ KWh)

Percentagem no preço, sem

impostos e taxas (%)

Preço Total Fornecimento

de energia

Custos de

rede

Impostos e

taxas não

recuperáveis

Fornecimento

de energia

Custos de

rede

Portugal (PT) 0,115 0,065 0,034 0,016 65,32% 34,68%

Dinamarca (DK) 0,099 0,038 0,047 0,014 44,86% 55,14%

Grécia (EL) 0,122 0,086 0,017 0,019 83,85% 16,15%

Espanha (ES) 0,120 0,074 0,040 0,006 65,00% 35,00%

França (FR) 0,079 0,042 0,021 0,016 67,09% 32,91%

Itália (IT) 0,199 0,106 0,038 0,055 73,50% 26,50%

Chipre (CY) 0,234 0,201 0,025 0,008 88,95% 11,05%

Malta (MT) 0,180 0,158 0,022 0 87,78% 12,22%

Áustria (AT) 0,112 0,063 0,026 0,022 71,06% 28,94%

Alemanha (DE) 0,130 0,063 0,025 0,042 71,64% 28,36%


19

No anexo 4 é possível observar a tabela da composição dos preços da energia elétrica para os

consumidores industriais no ano 2012 (em EUR / KWh) para todos os países da UE.

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

BG RO EE LT HR LV HU FR PL CZ EL FI SI LU SK MT UK NL EU-

28

EU-

27

PT AT SE BE ES IT IE CY DE DK

Preço base Outras taxas IVA

Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas

42

Capítulo 4.

Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas

4.1. Metodologia aplicada

O ponto de partida da presente investigação foi a discussão relativa às

metodologias de estimativa do custo de capital e a importância do cálculo adequado da

taxa de remuneração do capital investido. A estimativa do custo de capital é um

elemento crucial no processo regulatório. Quando os reguladores estabelecem limites de

preços, devem procurar determinar uma taxa de retorno "justa" sobre o capital investido

na produção dos serviços regulados. Nesse sentido, os reguladores devem avaliar o

retorno que os investidores esperam obter num mercado competitivo (IRG, 2007).

Este capítulo pretende interligar os conceitos já referenciados nos capítulos

anteriores como é o caso da regulação económica nas atividades reguladas do setor em

estudo e um ponto muito específico da regulação, os custos de capital. Tendo isso em

conta, a revisão de literatura foi realizada não só com o propósito de compreender

porque acontece a intervenção do regulador nas atividades de transporte e distribuição

de eletricidade e, mas também conhecer os princípios e metodologias que estão na base

da estimativa do respetivo custo de capital.

Estabelecer uma metodologia adequada na estimativa da taxa de remuneração do

capital para cada atividade regulada é um assunto de particular importância, tanto para

os reguladores como para as empresas reguladas. A correta determinação do custo de

capital é, portanto, um elemento crucial no processo de regulação, uma vez que tem um

impacto sobre as receitas das empresas reguladas, bem como sobre as tarifas (IRG,

2007). A atração de investimentos para infraestruturas é essencial para permitir o

crescimento económico sustentado e manter a sustentabilidade e a expansão do serviço

público (Alexander e Harris, 2005). Segundo isto, é necessário que a regulação alinhe

de forma consistente com a taxa de remuneração de capital, estabelecida nos processos

de revisão tarifária, e o custo de oportunidade efetivo do setor (ETP, 2007). Nesse

contexto, deve ser dada especial atenção à estimação do custo médio ponderado de

capital.


43

Objetivos e questões de investigação

Este estudo tem adjacente uma investigação de natureza experimental, onde se

pretende fazer teste as seguintes questões de investigação:

(I) Deverão os custos de capital ser estimados antes ou depois de imposto sobre os

lucros?

(II) Como se alteram os proveitos permitidos para a atividade de distribuição de

energia elétrica quando os custos de capital são determinados numa abordagem

antes de impostos e todos os outros parâmetros se mantêm inalterados?

Em concreto, este trabalho visa compreender qual a abordagem mais adequada, e

se existe mesmo uma abordagem mais adequada ao nível da aplicação de impostos

sobre os lucros no cálculo de custos de capital. Para esse efeito é realizada uma

simulação dos proveitos permitidos na atividade de distribuição de energia elétrica, de

modo a formular considerações sobre qual será a abordagem que conduz a um maior

bem-estar social.

Tal como já foi referido na revisão de literatura, o investidor, quando aplica os

seus recursos num determinado investimento, determina o custo de capital desta

aplicação (Koller et al., 2010). No contexto regulatório, a perceção que os agentes de

mercado fazem do custo de capital de uma atividade regulada e a remuneração do seu

ativo devem coincidir, para que a atividade atraia os recursos financeiros necessários.

Por conseguinte, o custo de capital de uma empresa reflete o risco da sua atividade,

assim como a sua estrutura de capital. Uma estrutura de capital ótima será,

teoricamente, a estrutura que maximiza o valor da empresa. O regulador setorial, ao

definir o custo de capital de uma atividade regulada, deverá incentivar a empresa a

escolher a melhor estrutura de capital (Brealey et al., 2010).

Numa primeira fase do presente estudo será estimado o custo de capital numa

abordagem depois de impostos, mantendo todos os outros fatores inalterados (ceteris

paribus) relativamente ao modelo de cálculo da ERSE no referido período para a

atividade de distribuição de energia elétrica. Já numa segunda fase, será realizada a

comparação dos proveitos resultantes da simulação efetuada (numa abordagem depois

de impostos) mantendo tudo o resto constante, com os resultados dos proveitos


44

permitidos aplicados pela ERSE no período de 2012 a 2014 à atividade de distribuição

de energia elétrica (EDP distribuição).

Instrumento de recolha de dados

Dado que a investigação tem como finalidade compreender de que forma a

adoção de uma abordagem de custo de capital depois de impostos altera os proveitos

permitidos para a atividade em estudo e que consequências podem advir da respetiva

alteração, importa analisar como são determinados os custos de capital pelo regulador.

Para alcançar os objetivos propostos, a recolha dos dados para os casos de

estudo foi efetuada através do documento da ERSE denominado “Parâmetros de

regulação para o período de 2012 a 2014”, bem como da informação disponibilizada

pela ERSE referente às tarifas transitórias de venda a clientes finais de energia elétrica

em Portugal continental e regiões autónomas, que serão tratadas de forma a responder

às questões levantadas.

Os dados necessários, em particular os parâmetros necessários para determinar

o custo de capital são: a taxa de juro sem risco; o prémio de risco de mercado; o prémio

de risco da dívida; o beta do capital próprio; o beta do capital próprio da EDP

distribuição.

4.1.1. Estimativa do custo de capital

Em Portugal, a ERSE estima o custo de capital com recurso à metodologia do

custo médio ponderado de capital (WACC) antes de imposto, de acordo com o segundo

postulado de Modigliani e Miller, que indica que existe uma vantagem fiscal resultante

do endividamento, e por outro lado, o facto de os impostos sobre os rendimentos não

serem considerados no cálculo dos proveitos permitidos às atividades reguladas (ERSE,

2012; Costa et al., 2012).

Estimativa do custo de capital usando a metodologia WACC

Como apontado na revisão de literatura, presente no segundo capítulo desta

dissertação, a metodologia do custo médio ponderado de capital representa o custo de

oportunidade que um investidor enfrenta ao investir os seus recursos num ativo em


45

detrimento de investir em outro com rico semelhante (Koller et al., 2010; Brealey et al.,

2011; Damodaran, 2001).

Segundo Gentzoglanis (2004) a estimativa do custo de capital é uma parte

importante da decisão regulatória. Estimar a WACC de uma empresa envolve o cálculo

do custo do capital próprio e o custo da dívida.

Alguns reguladores, incluindo a ERSE, recorrem a uma estimativa do custo

médio ponderado de capital antes de imposto. Desta forma, os impostos sobre os

rendimentos não são considerados como custos para efeitos regulatórios.

Nesse sentido, calcular-se-á o custo de capital antes de impostos, de acordo com

a seguinte expressão:

(4.1)

Onde é o custo de médio ponderado capital, corresponde ao custo de

capital próprio, é o Gearing ou peso da dívida no ativo , é o imposto sobre os lucros

e é o custo da dívida depois de imposto.

WACC antes de imposto Vs. WACC depois de imposto

Existem várias formulações da WACC, em particular dependendo do facto de

ser expresso antes ou depois de impostos e ainda em termos reais ou nominais. NECG

(2013) indica que não há uma única formulação correta para transformar uma WACC

antes de impostos numa WACC depois de impostos.

A conversão da WACC post-tax para a WACC pre-tax é complexa e envolve o

risco de entendimento das peculiaridades inerentes à tributação de empresas reguladas e

um entendimento profundo do planeamento fiscal da empresa analisada (IPART, 2012).

A regra geral de conversão da WACC post-tax em pre-tax será a seguinte:

(4.2)

Onde é o custo médio ponderado de capital antes de imposto,

é o custo médio ponderado de capital depois de imposto e a taxa

de imposto sobre os lucros.


46

WACC nominal Vs. WACC real

O custo médio ponderado de capital pode ser determinado numa abordagem

nominal ou real. Na determinação dos proveitos permitidos de uma empresa regulada, o

regulador deve em todo o caso compensar a empresa pelos efeitos inflacionários e

permitir-lhe o seu custo de imposto. Teoricamente, a prática de um regime nominal ou

real deve produzir o mesmo resultado quando a indexação é aplicada de forma correta e

consistente (Dobes e Phan, 2012).

A compensação da inflação é relativamente menos controversa, quando

comparado com as metodologias adotadas para compensar o custo do imposto. Para o

custo de capital nominal, os ativos são avaliados ao custo de aquisição, incorporando a

desvalorização monetária (NECG, 2013).

Tabela 3. Tabela resumo das abordagens disponíveis para determinar o WACC

Abordagem Descrição

WACC Pre-tax

WACC Vanilla20

WACC Post-tax

Fonte: Elaboração própria

20

Na sua forma usual (vanilla WACC), o custo de capital é expresso em termos nominais e após

impostos, conforme apresentado abaixo.


47

4.2. Comparações internacionais de abordagem de cálculo do WACC

Nesta secção é realizada uma comparação entre a forma de regulação e de

aplicação do custo de capital pelos diversos reguladores. Como avançado anteriormente,

os vários reguladores europeus determinam o custo de capital, com recurso a diferentes

abordagens, nomeadamente no que se refere à incorporação ou não dos impostos, e

ainda tendo ou não em conta a inflação.

As questões relativas ao custo de capital em indústrias reguladas têm sido alvo

de investigação. Miller e Modigliani (1966) abordaram a estimativa do custo de capital

em indústrias de interesse público. Wright et al., (2003) estudaram o custo de capital

para indústrias reguladas no Reino Unido. Rocha et al., (2007) apresentaram evidência

sobre os custos de capital para a distribuição de energia elétrica na América do Sul.

Myers (1972) sumarizou como uma taxa de retorno regulada pode ser baseada na teoria

das finanças.

No entanto, a literatura permanece relativamente inconclusiva em relação a qual

deverá ser efetivamente a melhor abordagem relativa aos impostos sobre os lucros para

determinar o custo de capital e mesmo se existe realmente uma abordagem correta.

Alguns comentadores, incluindo Marquarine Bannk, no seu relatório de 1999,

defendem a WACC antes de impostos, como forma de evitar o tratamento das

especificações fiscais da empresa. Por sua vez, os defensores da WACC depois de

impostos argumentam que uma vez que a formulação padrão para estimar o custo de

capital próprio produz uma WACC depois de imposto (nominal), não há nenhum

benefício real em redimensioná-lo uma vez que este imposto é conhecido.

IPART (2011 e 2012) indica que o modelo post-tax é o mais indicado em

empresas reguladas. Na mesma linha de argumentação NECG (2013) considera que a

melhor abordagem, pelo menos do ponto de vista teórico, é aplicar a WACC nominal

depois de impostos. No entanto, se o regulador considerar que esta abordagem introduz

complexidade e se, por outro lado, as questões tributárias não são suscetíveis, pode

preferir adotar uma abordagem antes de impostos.

No mesmo sentido, clarificam que as obrigações tributárias devem ser sempre

devidamente avaliadas, não havendo nenhuma vantagem evidente na escolha de uma

formulação antes ou depois de impostos de WACC.


48

ANACOM (2010) indica que a principal vantagem da metodologia pre-tax, face

à metodologia post-tax, consiste no facto de a primeira incorporar o custo do imposto

sobre o rendimento, levando a que esse mesmo custo seja alocado aos produtos e

serviços por via do custo de capital. Por contraponto, a utilização de uma metodologia

post-tax, tende a imputar o imposto sobre o rendimento via custos comuns.

Segundo Oliver (2013) é impossível estimar o verdadeiro e único valor teórico

da WACC. Existem vários métodos de estimação que conduzem a valores diferentes.

Por outro lado, mesmo que sejam feitos esforços para homogeneizar as práticas para

definir a WACC, algumas dificuldades permanecem (IRG, 2007).

Dobes e Phan (2012) clarificaram e discutiram os pontos favoráveis e

desfavoráveis à aplicação da WACC pre-tax ou post-tax. Consideram que a

metodologia post-tax suprime a complexidade associada à transformação de um custo

de capital numa abordagem depois de imposto para uma abordagem antes de imposto

para além de ser consistente com as práticas de mercado, o que não acontece com a

metodologia pre-tax que não é diretamente comparável com benchmarks de mercado e

por outro lado corre o risco de não providenciar proveitos suficientes para impostos.

O gráfico seguinte ilustra o valor do custo de capital (em percentagem),

calculado para indústrias de rede em diversos países de acordo com as várias

metodologias de cálculo.

Gráfico 9. Taxa de remuneração (WACC) de indústrias de rede em diversos países

Fonte: Elaboração própria com base em dados disponíveis em Schaeffler e Weber (2012)

0

2

4

6

8

10

12

pre-tax

“vanilla”

post-tax


49

Em todo o caso, é possível analisar que a aplicação de uma estimativa de custo

de capital antes de impostos conduz inevitavelmente a uma taxa de remuneração mais

alta quando comparada com a alternativa de aplicar uma abordagem depois de impostos.

Veja-se o caso de Portugal para o período regulatório de 2009 a 2012. Com uma

estimativa depois de impostos a taxa de remuneração exigida será de 5,1%, ao invés de

uma taxa de remuneração de 7,4% quando a abordagem de cálculo não incorpora

impostos na estimativa da WACC.

A tabela seguinte apresenta uma visão simplificada da forma de regulação por

país e por período regulatório.

Tabela 4. Abordagem de regulação por país em infraestruturas de rede

Agência

reguladora País Forma de regulação

21

Período

Regulatório

Valor

previsto

ERA Austrália WACC “vanilla” 2009-2014 8,80%

E-control Áustria WACC post-tax 2010-2013 5,30%

CREG Bélgica WACC 2007 -

CNE Espanha WACC pre-tax e post-tax 2009 8,7% / 6,1%

ECA Estónia WACC pre-tax 2010 7,80%

EMVI Finlândia WACC 2008-2011 -

CREG França WACC pre-tax 2010 7,30%

- Grã-Bretanha WACC “vanilla” 2012 -

HEO Hungria WACC 2009-2012 -

CER Irlanda WACC pre-tax e post-tax 2006-2010 5,6% / 4,9%

AEEG Itália WACC pre-tax 2008-2011 7,00%

ILR Luxemburgo WACC pre-tax 2009 7,70%

ERSE Portugal WACC pre-tax 2012-2014 9,5%

ERU República Checa WACC pre tax 2010-2014 7,90%

EI Suécia WACC pre-tax e post-tax 2008-2011 9,2% / 6,6%

UVEK Suíça WACC “vanilla” 2010 4,5

ECA Estónia WACC pre-tax 2010 7,80%

OFGEM Reino Unido WACC prost-tax e “vanilla” 2010-2015 4,0% / 4,7%

Fonte: Elaboração própria com base em dados de Schaeffler e Weber (2012) e ERSE (2012)

21

Para alguns países a abordagem relativa a impostos não é consensual entre setores de atividade. Assim,

optou-se por apresentar o valor para cada uma das abordagens utilizadas no período apresentado.


50

4.3. Estimativa do custo de capital para a EDP distribuição

Nesta subsecção é apresentada a metodologia aplicada no cálculo do custo de

capital das atividades reguladas respeitantes ao setor elétrico, nomeadamente, para a

EDP distribuição. São apresentados os parâmetros a que a ERSE recorre para

determinar a WACC e o CAPM da atividade. Num último ponto, é apresentada a

estimativa da taxa de retorno do custo de capital numa abordagem depois de impostos

para a EDP distribuição.

4.3.1. Estrutura de capital

O custo de capital deverá refletir o verdadeiro custo de oportunidade dos

investidores, com vista a garantir o equilíbrio económico-financeiro das empresas,

transmitir um sinal adequado para as empresas, para que, tomem as decisões mais

racionais em termos de obtenção e aplicação dos seus fundos, sem descurar o quadro

evolutivo da economia nacional (ERSE, 2012).

A ERSE determina a WACC com recurso à equação (4.1) e o custo de capital

próprio com base na metodologia do CAPM representado na equação (4.3) e o custo da

dívida na equação (4.4).

4.3.2. Estimativa dos parâmetros

Para uma adequada interpretação do cálculo do custo de capital, é fundamental

identificar os parâmetros que conduzem ao apuramento final do custo de capital para

cada uma das atividades reguladas. Esta análise torna-se ainda mais pertinente, tendo

em conta a situação económica que se verifica atualmente em Portugal e que afeta

naturalmente a estimativa dos respetivos parâmetros.

Para cada um dos parâmetros será apontada a forma de estimação por parte da

ERSE para o período regulatório em estudo (2012 a 2014) e para o período regulatório

anterior (2009 a 2011). São ainda analisadas algumas práticas regulatórias a que os

reguladores europeus recorrem aquando da estimação dos parâmetros e as respetivas

alterações.


51

Custo de capital próprio

É consensual que a remuneração exigida para um investimento deve ser

proporcional ao risco associado e que por conseguinte, os investimentos com riscos

maiores imponham remunerações esperadas superiores, por forma a atraírem capital

(Koller et al., 2010; Damodaran, 2001).

Depois de ponderadas as vantagens e desvantagens, principalmente associadas à

disponibilidade de dados, o CAPM foi a metodologia de cálculo utilizada para a

determinação do custo de capital próprio por parte da ERSE para o período de 2012 a

2014 (ERSE, 2012).

Segundo este modelo, o custo de capital dos ativos varia proporcionalmente com

o risco. Este é medido pela sensibilidade do ativo às variações do mercado: o beta do

ativo. Ao determinar a remuneração das ações, o modelo CAPM define o custo do

capital próprio da empresa cotada, que corresponde ao custo de oportunidade do capital

(Brealey et al., 2011).

Contudo, o que se pretende é o cálculo do custo de capital da totalidade dos

ativos da empresa e não apenas o custo do capital próprio. O CAPM contempla os

custos de capital das diferentes fontes de financiamento da empresa e pondera-os

segundo o peso destas fontes no valor da empresa. Esta é a metodologia seguida neste

trabalho.

O coeficiente do custo de capital próprio resulta da soma da taxa de retorno dos

ativos sem risco e do coeficiente de risco sistemático da empresa (beta), multiplicada

pela taxa de prémio relativo ao risco de mercado (Koller et al., 2010). Deste modo, o

custo do capital próprio (Ke) será dado pela seguinte expressão:

) (4.3)

Onde é o custo de capital próprio, é a taxa de remuneração de ativos sem

risco, é a taxa de remuneração da carteira de mercado e corresponde ao

coeficiente de risco sistemático (influenciado pela estrutura de capital).


52

Taxa de juro sem risco

O ativo isento de risco é, por definição, aquele para o qual o retorno esperado é

semelhante ao retorno observado. Isto é, o rendimento do ativo isento de risco possui

variância nula, detém um beta igual a zero. Segundo Damodaran (2001) o ativo isento

de risco não pode apresentar risco de incumprimento (default), ou seja, não deve

subsistir incerteza quanto à taxa de reinvestimento. Desta forma o retorno esperado é

conhecido no momento da realização do investimento.

Segundo Koller et al., (2011) a taxa de juro sem risco corresponderá à

remuneração que um investidor pode esperar de um ativo sem qualquer incerteza, ou

seja a remuneração que um investidor espera obter de uma aplicação em ativos

financeiros que proporcionam o mesmo fluxo financeiro independentemente da

ocorrência de qualquer instabilidade económica ou social (Oxera, 2002).

Lally (2002) acrescenta que a taxa isenta de risco deve ser determinada através

de um ativo sem risco ou de menor risco possível que tenha uma duração próxima à dos

projetos onde se insere a avaliação. É usualmente considerada como próxima de um

ativo sem risco as obrigações do Governo Americano a dez anos.

No contexto económico atual, influenciado pela crise da dívida soberana na

Europa, nem todos os títulos do Estado são considerados isentos de risco devido ao

risco de incumprimento, colocando em descrédito a existência de ativos isentos de risco.

As taxas que melhor refletem este conceito são as obrigações do Estado de curto prazo.

Nos períodos regulatórios anteriores a 2012 a ERSE considerava que as taxas de

juro associadas às obrigações do tesouro (OT) de curto prazo satisfaziam esta condição.

Para o período regulatório 2009 a 2012 a ERSE definiu a abordagem mais adequada na

definição do custo de capital, a consideração da rendibilidade das taxas de juros das

obrigações de longo prazo, a 10 anos. No entanto, com o início da crise financeira

internacional, as yields das OT afastaram-se consideravelmente. Desta forma, a ERSE

deixou de considerar a taxa da OT portuguesa a 10 anos como a taxa de juro sem risco.

Neste sentido, para o período regulatório de 2012-2014 a ERSE definiu a taxa

de juro sem risco de 3,4%, de acordo com a média das yieds das obrigações a 10 anos

dos países europeus da zona euro com notação AAA, fixando este valor como um

parâmetro fixo para o período regulatório de 3 anos.


53

Prémio de risco de mercado

O prémio de risco de mercado, também denominado prémio de risco das ações, é

um dos parâmetros fundamentais em finanças, mas também um dos mais difíceis de

estimar (Fama e French, 2002). Corresponde à diferença entre a rendibilidade de uma

carteira de ativos financeiros representativos do mercado e a taxa de juro sem risco, ou

seja, o prémio que o investidor espera receber por deter um ativo com risco inserido em

determinado mercado, em vez de investir num ativo sem risco (ERSE, 2012; Claus e

Thomas, 2001).

A estimativa do prémio de risco do mercado tem gerado alguma discussão na

literatura uma vez que este parâmetro desempenha um papel primordial nas decisões de

alocação relativas a ativos de determinada carteira, assim como nas estimativas do custo

de capital, para além de se tratar de um parâmetro não observável.

Campbell (2007) indica que a dificuldade de estimar o prémio de risco de

mercado resulta do facto de não ser possível estimar com exatidão por não se tratar de

uma constante numérica, mas sim de uma variável desconhecida, podendo o seu valor

ser deduzido com base nos dados observáveis no momento.

Koller et al., (2010) consideram que pode ser estimado com base em dados

históricos, recorrendo ao modelo de crescimento de dividendos de Gordon e ainda com

base em pesquisas de especialistas.

Segundo Wright et al., (2003), ao avaliar médias históricas, do prémio de risco e

da taxa livre de risco, é essencial tratá-las de maneira consistente. Estes autores

consideram que são comuns os argumentos de que o prémio de risco histórico

sobrestima o verdadeiro prémio de risco ao passo que subestima a taxa livre de risco em

função do impacto de choques assimétricos. Períodos díspares entre essas duas variáveis

podem enviesar o resultado. O exemplo utilizado pelos autores para ilustrar esse tipo de

equívoco refere-se ao trabalho de Giles e Butterworth (2002), que assentava o prémio

de risco numa série longa e a taxa livre de risco numa série curta tendo como

consequência a inflação do resultado.

Em termos matemáticos o prémio de risco de mercado é determinado pela

seguinte expressão:

(4.4)


54

Sendo o prémio risco de mercado, o valor esperado do retorno de

mercado e a taxa de juro isenta de risco.

No cálculo do prémio de risco do mercado, a ERSE tem tido em consideração

benchmarkings internacionais baseados em séries históricas, tais como Siegel (1998) e

principalmente Dimson et al., (2002), o que configura a prática seguida pela maioria

dos reguladores europeus. No anterior período regulatório, a ERSE considerou as

médias geométricas da rendibilidade do mercado facultada por Dimson et al., (2006)

para um conjunto de economias ocidentais. No entanto, em resultado da atual crise

financeira esta metodologia não se revela prudente.

Em maio de 2011, Fernández et al., (2011), publicaram um inquérito, realizado

nos meses de março e de abril de 2011, que compila 6014 respostas de 56 países

diferentes. Neste inquérito questionaram-se académicos, analistas e empresas, sobre

qual o prémio de risco de mercado para o seu país. No caso português, o inquérito

obteve 33 respostas válidas, sendo o valor médio indicado para o prémio de risco em

Portugal de 6,5%.

A tabela 5 expõe o registo das respostas verificadas para Portugal de professores,

analistas e gestores.

Tabela 5. Prémio de risco de mercado em Portugal

Registo de respostas ao inquérito

Número de respostas Professores (6) Analistas (24) Gestores (3)

Média 8,00 6,00 7,2

Mediana 6,9 6,1 6,5

Desvio padrão 3,2 1,0 1,2

Média 6,5

Mediana 6,1

Desvio padrão 1,7

Fonte: Adaptado de Fernández et al., (2011)

Prémio de risco da dívida

O prémio de risco da dívida depende do risco sistemático da dívida, isto é, do

risco diversificável da dívida. Corresponde ao prémio associado ao risco de entrada em

default entre outros fatores como o custo de emissão da dívida ou o prémio de liquidez.


55

O prémio de risco da dívida é dado por:

(4.5)

Sendo que corresponde ao prémio de risco da dívida, à taxa de juro sem

risco, ao beta da dívida, o prémio de risco de mercado, o prémio de

entrada em default e corresponde a outros fatores.

A taxa de juro sem risco e o beta da dívida são apontados por Lally (2011),

como os fatores com maior peso no prémio da dívida. Por sua vez, a ERSE assim como

a generalidade dos reguladores assumiu em períodos regulatórios anteriores que o beta

da dívida é igual ou próximo de zero.

Desta forma, associou-se o prémio de risco da dívida ao beta da dívida, sendo a

relação entre o custo da dívida e o seu beta dada por:

(4.6)

Sendo o custo da dívida, a taxa de juro sem risco e o prémio de risco

do mercado.

Assim, o prémio de risco da dívida considerado pela ERSE é de 4,5%,

correspondendo o custo da dívida antes de impostos a 7,7% (soma da taxa de juro sem

risco 4,3% e do prémio da dívida 3,4%). O custo da dívida (Rd) é igual a 7,7%, a taxa

de juro sem risco (Rf) é igual a 3,4 % e o prémio de risco do mercado igual a 4,5%.

Assim, por diferença o beta da dívida corresponde a 0,66.

Beta do capital próprio (β)

Como exposto na secção anterior, na base da metodologia do CAPM está a

determinação de um risco sistemático do ativo com risco cotado na bolsa. Este risco está

associado à própria atividade, não diminuindo com a diversificação da carteira de títulos

dos detentores das respetivas ações. O risco sistemático da ação é calculado através do

cálculo do seu beta, que no contexto da definição do custo de capital da empresa,

corresponde ao beta do capital próprio. O beta de uma ação é determinado comparando

a evolução da cotação face ao rendimento do mercado.

Segundo Brealey et al., (2011) o beta reflete essencialmente dois tipos de risco:

o risco do negócio e o risco financeiro. O risco do negócio pode ser definido como o


56

grau de incerteza em relação à projeção do retorno sobre o ativo total inerente ao

negócio, que não pode ser eliminado por diversificação. O risco financeiro é o risco

adicional devido ao uso de capital de terceiros no financiamento do projeto. O cálculo

do beta a ser usado para determinação da taxa de retorno do CAPM envolve vários

passos. Os betas encontrados são os betas alavancados, isto é, os betas das empresas

considerando-se a estrutura de capital existente, que exprime os riscos de negócio e

financeiro da empresa.

Em termos matemáticos, o beta do capital próprio de uma empresa corresponde

ao rácio entre a covariância das rendibilidades esperadas do ativo e da carteira de ativos

e a variância da rendibilidade esperada da carteira de ativos. A rendibilidade de um

ativo pode ser expressa da seguinte forma:

(4.7)

Sendo é a rendibilidade esperada da ação j, é a taxa de juro sem risco,

o beta da ação j e a rendibilidade esperada do mercado.

É frequente o recurso a um modelo econométrico para estimar o β, baseado

diretamente na observação do mercado de capitais, o market model, matematicamente

apresentado como:

a ]+ t (4.8)

Sendo a rendibilidade da ação j, o termo de interceção e a

rendibilidade do mercado.

Outra questão que deve ser tida em conta aquando da estimação do beta do

capital próprio é a escolha do período de tempo dos dados utilizados uma vez que esta

influenciará diretamente a estimação do parâmetro. O período de tempo pode variar de

1 ano a 10 anos. O regulador ao decidir sobre qual período de tempo a utilizar deve ter

em conta que a escolha de períodos muito longos para o beta pode não ser adequada,

pois as características da empresa em análise podem ter-se alterado.

Por sua vez, a utilização de períodos de tempo demasiado curtos, pode levar a

que o beta seja calculado em períodos atípicos não refletindo as características reais da

empresa. Nesse sentido, Damodaran (1999) argumenta que o avaliador deve procurar

um beta que seja adequado para refletir o risco da empresa no futuro.


57

Beta capital próprio-EDP distribuição

Os betas do capital próprio da EDP distribuição são calculados pela ERSE com

referência nas cotações diárias dos últimos dois anos. Este exercício efetuou-se

igualmente considerando como mercado de referência o mercado bolsista alemão.

O valor da dívida no final de dezembro de 2010 correspondia a 18 265 milhares

de euros (deduzida dos créditos e das disponibilidades de curto prazo). O valor de

mercado do capital próprio da EDP na referida data, correspondia a 9108 milhares de

euros (dada pela sua capitalização bolsista). A taxa de imposto em 2010 foi considerada

como a taxa máxima de imposto efetiva, no valor de 29%.

A ERSE realizou o cálculo dos betas por atividade para separar as atividades

reguladas das restantes atividades. Neste sentido, o beta do capital próprio foi estimado

para a EDP distribuição e para o período de 2012-2014 no intervalo entre 0,65 e 0.67.

Gearing

O gearing corresponde à estrutura financeira da empresa e é determinado pelo

peso dos capitais alheios no total dos capitais investidos (IPART, 2012; NECG, 2013).

A determinação da estrutura financeira da empresa revela-se muito importante na

determinação da WACC. A escolha da relação ótima entre capitais próprios e capitais

alheios, de forma a otimizar a WACC é conhecida como a estrutura de capital ótima.

A fim de determinar o nível de alavancagem usada para calcular a WACC a

ERSE adota uma estrutura de capital de referência, e não a estrutura financeira real da

empresa, para garantir que os consumidores não suportam o custo associado a uma

estrutura de financiamento ineficiente. A ERSE define o valor do gearing como 0,5,

para o setor da energia elétrica e para o gás natural. A entidade reguladora tem aplicado

este valor de forma a não incentivar as empresas a aumentarem o seu custo de capital

(ERSE, 2012).

O gráfico 10 mostra o valor do gearing por período regulatório e país para

indústrias de rede.


58

Gráfico 10. Gráfico comparativo do Gearing por país

Fonte: Elaboração própria com base em dados disponíveis em Schaeffler e Weber (2012)

O gráfico seguinte expõe a composição do custo de capital repartido pelo custo

de capital próprio e do custo da dívida no custo médio ponderado de capital. É ainda

possível analisar como varia o contributo do capital próprio e da dívida para o setor do

gás natural e eletricidade para os dois últimos períodos regulatórios.

Gráfico 11. Decomposição dos componentes das taxas de remuneração antes de impostos

Fonte: ERSE (2013d, pp. 154)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

Gearing


59

4.3.3. Estimativa do custo de capital antes e depois de imposto

Neste ponto proceder-se-á à realização do cálculo da taxa de remuneração do

custo de capital antes de impostos e depois de impostos para a atividade de distribuição

de energia elétrica com base nos parâmetros referidos anteriormente.

A WACC foi determinada com recurso as metodologias de cálculo antes de

imposto com base na fórmula (4.1) e depois de imposto com recurso à fórmula (4.2). O

custo de capital próprio foi definido com recurso à metodologia CAPM traduzida na

fórmula (4.3) anteriormente apresentada.

A tabela 6 mostra a estimativa do custo de capital da EDP distribuição22

, bem

como os parâmetros que estão na base da sua aplicação. É apresentada a estimativa da

ERSE para o período regulatório de 2012-2014 e a estimativa de cálculo depois de

impostos discutida nesta dissertação.

A estimativa da taxa de remuneração do custo de capital depois de imposto (entre

6,46% e 6,52%) é consideravelmente mais baixa que a aplicada atualmente pela

entidade reguladora (entre 9,43% e 9,52%). A diferença verificada é de

aproximadamente três pontos percentuais. Assim, é expectável que a taxa de

remuneração do capital determinada depois de impostos conduza a proveitos permitidos

mais baixos.

Tabela 6. Custo de capital para a EDP distribuição

Custo de capital da EDP distribuição Valor mínimo Valor máximo

Taxa de juro nominal sem risco 3,41 %

Prémio da dívida 4,30 %

Custo da dívida antes de imposto 7,71 %

Custo da dívida depois de imposto 5,28 %

Gearing 0,5

Prémio de risco do capital próprio 6,50 %

Beta do capital próprio 0,65 0,67

Custo de capital próprio depois de impostos 7,64 % 7,77 %

Custo de capital próprio antes de impostos 11,15 % 11,34 %

22

No apêndice 1 são apresentados os passos para a obtenção da WACC antes de imposto determinado

pela ERSE para o período regulatórios de 2012-2014. São também apresentadas as metodologias e

cálculos da estimativa da WACC depois de impostos.


60

Taxa de imposto 31,50 %

Custo de capital antes de impostos

(WACC pre-tax) 9,43 % 9,52 %

Custo de capital depois de impostos

(WACC post-tax) 6,46 % 6,52 %

Variação do custo de capital ( Δ WACC) 2,97 % 3,00 %

Fonte: Elaboração própria a partir dos parâmetros estimados em ERSE (2012)


61

4.4. Análise do efeito da alteração na abordagem do custo de capital

Nesta subsecção pretende-se analisar o impacto nos proveitos permitidos na

atividade de distribuição de energia elétrica em 2014, resultante da escolha da

abordagem a nível de impostos nos custos de capital. Para esse efeito, proceder-se-á a

uma simulação de natureza experimental que pretende analisar como se alterariam os

proveitos permitidos na atividade de distribuição de energia elétrica se a taxa de

remuneração do custo de capital fosse determinada depois de impostos.

A simulação experimental diz respeito somente aos custos com capital afeto à

atividade de distribuição em AT, BT e MT23

(calculados no âmbito da rede

convencional e da rede inteligente). A estimativa do custo de capital antes de imposto

foi estimada pela ERSE para o período regulatório de 2012 a 2014. É resultado da

aplicação de uma taxa de remuneração dos custos com capitais (sem imposto)

calculados no âmbito da rede inteligente de 9,5% e de uma taxa de remuneração de 11%

para os custos com capital calculados no âmbito da rede inteligente.

Por sua vez, os custos com capital que incorporam impostos foram estimados no

ponto anterior da presente dissertação numa abordagem depois de impostos. Assim, a

taxa de remuneração dos custos de capital estimado anteriormente nesta dissertação foi

de 6,5% para os custos com capital calculados no âmbito da rede convencional. Para os

custos com capital calculados no âmbito da rede inteligente a taxa depois de impostos

aplicada foi de 7,5%.

As tabelas 7 e 8 mostram como foram determinados os custos com capital para a

atividade de distribuição em AT/MT e BT para 2014. Os custos com capital afeto à

atividade de distribuição são determinados pela soma dos custos com capital calculados

no âmbito da rede convencional e dos custos de capital calculados no âmbito da rede

inteligente.

23 AT – Alta Tensão (valores de tensão elétrica de fornecimento superiores a 45 kV). BT – Baixa Tensão

(valores de tensão elétrica de fornecimento de 230/400 V). MT – Média Tensão (valores de tensão

elétrica de fornecimento superiores a 1 kV).


62

Tabela 7. Custos com capitais afetos à atividade de distribuição em AT/MT

Sem imposto Com imposto

A=B+C Custos com capital afeto à atividade de distribuição em

AT/MT 326 047 000 267 443 460

B=D+E*F-G Custos com capital calculado no âmbito da rede convencional 323 402 000 265 038 510

D Amortização dos ativos fixos 156 209 000 156 209 000

E Valor médio dos ativos fixos 1 945 454 000 1 945 454 000

F Taxa de remuneração dos ativos fixos 9,5% 6,5%

G Ajustamento t-1 CAPEX 17 625 000 17 625 000

C=H+I*J-L Custos com capital calculado no âmbito da rede inteligente 2 646 000 2 404 950

H Amortização dos ativos fixos 1 329 000 1 329 000

I Valor médio dos ativos fixos 6 866 000 6 866 000

J Taxa de remuneração dos ativos fixos 11,0% 7,5%

L Ajustamento t-1 CAPEX -561 000 -561 000


Tabela 8. Custos com capital afeto à atividade de distribuição em BT


A=B+C Custos com capital afeto à atividade de distribuição em

BT 210 876 000 176 842 085

B=D+E*F-G Custos com capital calculado no âmbito da rede convencional 209 563 000 176 127 760

D Amortização dos ativos fixos 115 508 000 115 508 000

E Valor médio dos ativos fixos 1 114 504 000 1 114 504 000

F Taxa de remuneração dos ativos fixos 9,5% 6,5%

G Ajustamento t-1 CAPEX 11 823 000 11 823 000

C=H+I*J-L Custos com capital calculado no âmbito da rede inteligente 11 823 000 714 325

H Amortização dos ativos fixos 3 472 000 3 472 000

I Valor médio dos ativos fixos 17 111 000 17 111 000

J Taxa de remuneração dos ativos fixos 11,0% 7,5%

L Ajustamento t-1 CAPEX 4 041 000 4 041 000



63

Os custos de capital resultam da aplicação da taxa de remuneração aos ativos

fixos mais amortizações e extraídos os ajustamentos.

Cálculo dos proveitos permitidos para a distribuição de energia elétrica

Os proveitos permitidos à distribuição de energia elétrica são, desde 1999

regulados por price cap, ou preço máximo24

(ERSE, 2012). No período de regulação de

2012-2014 surgiu a necessidade de melhorar a metodologia utilizada na atividade de

distribuição, no sentido de garantir a diminuição dos custos de exploração

(denominados de OPEX), sem prejudicar o necessário investimento. Desta forma, a

metodologia do tipo price cap passa a ser aplicada apenas ao OPEX, sendo os custos

com capital (CAPEX) analisados separadamente, o que implica remunerar os

investimentos aceites ao custo de capital da empresa, integrando as respetivas

amortizações nos proveitos permitidos da empresa.

O nível de preços máximos é definido pela entidade reguladora, após o

apuramento da eficiência da empresa regulada face a um nível ótimo, recorrendo

geralmente nesse exercício à comparação com empresas semelhantes. Deste modo,

replica-se uma situação característica de um mercado competitivo, no qual a empresa é

incentivada a reduzir os seus custos no mesmo sentido de uma empresa num mercado

concorrencial.

Para determinar os proveitos permitidos25

para a distribuição de energia elétrica

a ERSE optou por dividir os proveitos em proveitos de baixa e média tensão e em

proveitos de alta tensão. Assim, os proveitos permitidos à atividade de distribuição de

energia elétrica resultam da soma dos proveitos de baixa e média tensão e dos proveitos

de alta tensão.

24

A regulação do tipo price cap foi discutida na revisão de literatura. Na sua génese, assemelha-se a um

contrato entre a empresa regulada, geralmente um monopólio natural, e a entidade reguladora, no qual são

estabelecidos os preços máximos aplicados às atividades reguladas. 25

No anexo 7 e 8 é possível observar os proveitos determinados pela ERSE para o ano de 2013 e 2014 na

atividade de distribuição de energia em Portugal.


64

Dos proveitos de baixa e média tensão fazem parte os custos de exploração

líquidos aceites pela ERSE, os custos com capital, custos com planos de restruturação

de efetivos e ajustamentos. No cálculo dos proveitos em baixa tensão acresce ainda uma

parcela de custos com rendas de concessão.

A seguinte equação permite observar a fórmula tradicional de cálculo dos

proveitos permitidos.

Os proveitos para a atividade de distribuição antes e depois de imposto para

AT/MT no ano 2014 são apresentados na tabela 9. Por sua vez, a tabela 10 apresenta a

simulação dos proveitos para BT em 2014.

Tabela 9. Estimativa dos proveitos permitidos em AT/MT.


Custos de exploração Líquidos aceites pela ERSE 153 049 000,00 153 056 919,00

Custo com capital afeto à atividade de distribuição 326 047 000,00 267 443 460,00

Custo com capital calculado no âmbito da rede

convencional 323 402 000,00 265 038 510,00


inteligente 2 646 000,00 2 404 950,00

Custos com planos de reestruturação de efetivos 18 467 000,00 18 467 000,00

Custos com a promoção do desempenho ambiental 0 0

Ajustamento no ano t, dos proveitos da atividade de

Distribuição de Energia Elétrica, no ano t-2 -6 055 000,00 -6 055 000,00

Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica

em AT/MT 503 619 000,00 445 022 379,00

Variação (antes /depois de imposto) 58 596 621,00



65

Tabela 10. Estimativa dos proveitos permitidos em BT





convencional 209 563 000,00 176 127 760,00


inteligente 1 313 000,00 714 325,00


Custos com rendas de concessão 256 893 000,00 256 893 000,00

Custos com a promoção do desempenho ambiental - -


Distribuição de Energia Elétrica, no ano t-2 em BT -20 360 000,00 -20 360 000,00

Proveitos da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica em BT 750 228 000,00 716 194 085,00

Variação (antes /depois de imposto) 34 033 915,00


Os custos com capital afeto à atividade de distribuição representam um grande

peso no total dos proveitos. Aproximadamente 43% dos proveitos permitidos

determinados pela ERSE em 2014, para atividade de distribuição de energia elétrica,

são resultado de custos com capital afeto à atividade de distribuição.

A aplicação de uma taxa de remuneração de custos de capital mais baixa, depois

de impostos, origina proveitos permitidos para a atividade mais baixos na distribuição

de energia elétrica em AT/MT e também para os proveitos em BT. É possível observar,

para os proveitos permitodos no ano 2014, uma variação de 92 630 536€ resultante da

diferença da taxa de custo de capital aplicada.


66

4.5. Apresentação e discussão de resultados

Depois de apresentadas e discutidas as metodologias que estão na base da

estimativa do custo de capital por parte da ERSE, para a EDP distribuição no período

regulatório de 2012 a 2014 e da simulação de caráter experimental realizada nesta

dissertação, foi possível concluir que a estimativa do custo de capital depois de

impostos leva a que a taxa de remuneração do capital investido seja mais baixa que

aquela que é estimada pela ERSE.

A abordagem relativa à estimativa da WACC não é consensual ao nível dos

vários reguladores de infraestruturas de rede. No entanto, trata-se de uma questão de

particular relevância, no sentido em que é fundamental estabelecer uma metodologia

adequada na estimativa da taxa de remuneração do capital, e assim, permitir o

crescimento económico sustentado, manter a sustentabilidade e a expansão do serviço

público, para além da atração e viabilidade económica de investimentos para

infraestruturas.

A presente dissertação pretendia responder às seguintes questões de investigação:

(I) Deverão os custos de capital ser estimados antes ou depois de imposto?

Depois de analisadas as justificações dos reguladores na sua tomada de decisão

relativa à abordagem de estimativa da WACC antes ou depois de impostos foi possível

concluir que esta questão não é consensual na literatura, sendo apontadas vantagens e

desvantagens associadas às duas metodologias. Marcquarine Bank (1999), defende a

aplicação de uma WACC antes de impostos, como forma de evitar lidar com as

especificações fiscais da empresa. Por sua vez, IPART (2011 e 2012) e NECG (2013)

indicam que uma abordagem depois de imposto é a mais indicada em empresas

reguladas. Oliver (2013) acrescenta ainda que não é possível determinar o verdadeiro e

único valor teórico da WACC.

No entanto, é importante que esta questão seja analisada e considerada pelo

regulador como uma questão que merece cuidada discussão, devendo ser ponderada na

decisão relativa a custos de capital, porque como demonstrado tem consequências

significativas na determinação dos proveitos permitidos.


67

(II) Qual o impacto nos preços pagos pelos consumidores de energia elétrica,

em resultado dos custos de capital serem determinados numa abordagem

antes de impostos?

O objetivo principal na aplicação de uma taxa adequada de retorno é garantir que

a empresa regulada obtenha um retorno suficiente para recuperar o custo de

oportunidade do capital investido. Isto proporcionará sinais de preços eficientes para os

participantes do mercado e para os consumidores, oferecendo às empresas o incentivo

para investimentos eficientes em infraestruturas e serviços relevantes.

O aspeto central é que, apesar das dificuldades, o esforço de se calcular a

WACC de forma mais correta possível é essencial. No sentido em que, a estimativa de

uma taxa de remuneração mais alta pode prejudicar tanto a competição através de

preços excessivamente altos e, por outro lado, uma taxa de remuneração mais baixa

pode prejudicar os investimentos em inovação através do estabelecimento de tarifas que

não são atrativas para o investidor em infraestruturas de rede.

De todas as formas, tanto a estimativa da WACC demasiado alta como

demasiado baixa implicaria prejuízos para o bem-estar social. O regulador deverá assim,

ponderar estes efeitos na sua decisão e estimar uma taxa de retorno que por um lado

traduza um sinal adequado a novos investimentos e por outro lado zelar pelos interesses

dos consumidores.

Da simulação experimental realizada nesta dissertação, foi possível concluir que

quando os custos de capital afeto à atividade de distribuição são determinados aplicando

uma taxa de remuneração antes de impostos (mais baixa), os custos de capital

determinados são mais baixos (quando todos os parâmetros se mantêm inalterados).

Dado que, a estimativa dos proveitos permitidos com uma taxa de remuneração dos

custos de capital mais baixa conduz a proveitos permitidos para a atividade de

distribuição mais baixos (ceteris paribus) também os preços finais seriam menores.

No entanto duas questões devem ser consideradas:

(1) Por um lado, uma taxa de remuneração mais baixa (estimada numa abordagem

antes de impostos) conduz a proveitos permitidos mais baixos, tendo como

resultado um aumento do bem-estar dos compradores de eletricidade.


68

(2) Por outro lado, uma taxa de remuneração mais baixa pode prejudicar as

decisões futuras de investimento, gerando menores incentivos em investir no

setor. Os resultados da empresa baixam, e assim a remuneração do investimento

no setor seria menos atrativa. Em consequência, pode levar o investidor a

posicionar-se abaixo do nível requerido de investimento, resultando assim numa

possível redução da qualidade do serviço.

A definição do custo de capital num ambiente de incerteza e de instabilidade

financeira reveste-se de um desafio para o regulador. O regulador deve assim, ponderar

estes efeitos anteriormente discutidos na sua decisão e estimar uma taxa de retorno que,

por um lado traduza um sinal adequado a novos investimentos e por outro lado que vise

zelar pelos interesses dos consumidores assegurando o objetivo inicial da regulação de

reduzir tarifas e fomentar a competição. Não só a garantia do equilíbrio económico-

financeiro das empresas deve ser assegurada, como também deverá ser dado um sinal

adequado para as empresas, de forma a que estas tomem as decisões mais racionais em

termos de obtenção e aplicação dos seus fundos, sem descurar o quadro evolutivo da

economia nacional.

Capítulo 5. Conclusões e trabalhos futuros

69

Capítulo 5.

Conclusões e trabalhos futuros

5.1. Conclusões

Nesta dissertação salientou-se a importância da regulação económica no setor

elétrico. Procurou explicar-se a sua necessidade, descrever as teorias de regulação

disponíveis na literatura e os seus efeitos no bem-estar social. Foram também expostos

de forma crítica os diversos instrumentos regulatórios a que os reguladores recorrem

para regular atividades de monopólio natural, procedendo-se a uma comparação entre

eles com base na literatura existente e em concreto nos que são posteriormente

aplicados na formação das tarifas na eletricidade.

O objetivo central deste estudo foi chamar à atenção para a necessidade de

refletir sobre uma questão muito específica da regulação, os custos com capital. Trata-se

de um tema de grande discussão quer na literatura quer na atuação dos reguladores. No

entanto, o mesmo não acontece em relação à abordagem relativa a impostos aplicada na

metodologia de estimativa da WACC, que é usualmente a metodologia a que os

reguladores recorrem para determinar a taxa de remuneração dos capitais investidos.

Esta dissertação pretendia, particularmente, analisar quais os efeitos de uma

alteração na abordagem relativa a impostos nos proveitos permitidos da atividade de

distribuição de energia elétrica em Portugal e assim despoletar a atenção dos

reguladores sobre esta questão.

A simulação de caráter experimental realizada no capítulo quatro permitiu

destacar a importância da discussão sobre a metodologia de cálculo da taxa de custo de

capital, e evidenciar o seu peso no total dos proveitos permitidos para a EDP

distribuição. Para além disso, foi possível analisar que a aplicação de uma taxa de

remuneração dos capitais investidos origina proveitos permitidos mais baixos para a

distribuição de energia elétrica quando o custo de capital é determinado depois de

impostos (e tudo o resto se mantêm constante).

O regulador deve em todo o caso, ter em consideração dois aspetos na sua

tomada de decisão em relação a esta questão, no sentido em que o seu objetivo de

atuação será a maximização do bem-estar social. Por um lado, é importante que a taxa

de remuneração permita recuperar os capitais investidos e transmita um sinal correto

Capítulo 5. Conclusões e trabalhos futuros

70

aos investidores. Mas por outro, o usufruto, com caráter permanente, de uma

rentabilidade superior ao seu custo de capital induz a uma má alocação dos recursos e

assim origina uma diminuição do excedente do consumidor sem que desta diminuição

resulte qualquer ganho no setor ou fora dele.

5.2. Trabalhos futuros

A análise realizada neste estudo incidiu somente na atividade de distribuição de

energia elétrica em AT, MT e BT. Seria pertinente, no futuro, analisar as demais

atividades do setor, nomeadamente a atividade de transporte, por se tratar também de

uma atividade regulada. Por outro lado, com o intuito de analisar como se altera, ou se

se altera o preço da energia elétrica quando as tarifas são determinadas numa

abordagem depois de impostos, seria interessante, calcular o preço final em resultado da

aplicação da taxa de custo de capital depois de impostos.

A este nível seria também interessante verificar como se modificariam os

proveitos permitidos se existissem outras alterações ao nível dos parâmetros que

compõem a estimativa da taxa de custo de capital, como, por exemplo:

(1) Como se alterariam os proveitos permitidos se a taxa de imposto se

alterasse, com tudo o resto constante;

(2) Como se alteraria a taxa de custo de capital, e por sua via os proveitos

permitidos, se ocorressem alterações no prémio de risco de mercado (por exemplo,

quando Portugal sair da crise financeira é esperada uma redução desse prémio).

71

Apêndice A.

Passos para estimar o custo médio ponderado de capital para a EDP distribuição

Para facilitar a compreensão dos parâmetros que compõem a estimativa do custo

de capital são apresentados os passos do respetivo cálculo. É apresentado o cálculo da

remuneração do custo de capital alheio ( ), do custo de capital próprio ( ) e

finalmente da taxa de remuneração do custo de capital antes de impostos (

) e depois de imposto ( ).

Custo de capital antes de imposto

1. Determinar a remuneração do custo da dívida ( )

A remuneração da dívida é obtida pela soma da taxa livre de risco ( ) pelo prémio da dívida

( ).

;

2. Peso do capital alheio no capital total ou gearing ( )

O peso do capital alheio no capital próprio (Dívida/capital próprio+Dívida) é definido pela

ERSE como 0,5.

3. Determinar a remuneração do custo de capital próprio ( )

Custo de capital próprio depois de imposto

;

[7,635; 7,765]

Sendo a taxa livre de risco ( ), o prémio de risco do capital próprio

( e o beta do capital próprio ( definido entre 0,65 e 0,67 .

72

Custo de capital próprio antes de imposto

O custo de capital próprio depois de impostos é dado pela multiplicação do custo de capital

próprio antes de impostos por um menos a taxa de imposto.

;

]

4. Com recurso à fórmula número (4.1), substituir os parâmetros determinados para

estimar o WACC.

O custo médio ponderado de capital antes de impostos é igual à soma da média ponderada do

custo de capital após impostos e de dívida e do custo de capital próprio.

;

[9,43; 9,52]

Sendo o custo da divida ( = 7.71), o custo de capital próprio ( definido entre

11,146 e 11,336), é o gearing ( = 0,5) e t a taxa de imposto ( = 31,5%).

A taxa de remuneração do custo de capital deverá assim variar entre 9,43 e 9,52%.

Custo de capital depois de imposto

Para estimar o custo de capital depois de imposto faz-se uso da fórmula número (4.2)

que relaciona o custo médio ponderado de capital sem impostos com o custo de capital depois

de impostos.

;

Ou

73

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86

Anexos

Anexo 1. Mapa da rede de transporte de energia elétrica

Fonte: REN (2013)

87

Anexo 2. Preços de energia elétrica (por KWh), consumo de uso doméstico e industrial

Preços da energia elétrica (por KWh)

Consumo doméstico Consumo Industrial

2011 s1 2012 s1 2013 s1 2011 s1 2012 s1 2013 s1

UE-28 0,179 0,189 0,200 0,110 0,115 0,120

Bélgica (BE) 0,214 0,233 0,217 0,110 0,108 0,108

Bulgária (BG) 0,083 0,085 0,092 0,065 0,069 0,081

República Checa (CZ) 0,150 0,150 0,153 0,111 0,104 0,102

Dinamarca (DK) 0,291 0,300 0,300 0,099 0,097 0,105

Alemanha (DE) 0,253 0,260 0,292 0,125 0,128 0,143

Estónia (EE) 0,097 0,110 0,135 0,072 0,078 0,097

Irlanda (IE) 0,190 0,216 0,230 0,116 0,132 0,136

Grécia (EL) 0,125 0,139 0,156 0,105 0,118 0,125

Espanha (ES) 0,198 0,219 0,223 0,114 0,121 0,122

França (FR) 0,138 0,139 0,147 0,085 0,095 0,096

Croácia (HR) 0,114 0,121 0,137 0,091 0,090 0,095

Itália (IT) 0,199 0,213 0,229 0,152 0,165 0,168

Chipre (CY) 0,205 0,278 0,276 0,167 0,224 0,208

Letónia (LV) 0,117 0,138 0,138 0,098 0,110 0,113

Lituânia (LT) 0,121 0,126 0,137 0,105 0,114 0,123

Luxemburgo (LU) 0,168 0,170 0,165 0,100 0,105 0,110

Hungria (HU) 0,168 0,155 0,140 0,100 0,095 0,096

Malta (MT) 0,170 0,170 0,170 0,180 0,180 0,180

Holanda 0,174 0,186 0,196 0,098 0,097 0,096

Áustria (AT) 0,199 0,198 0,208 0,113 0,110 0,111

Polónia (PL) 0,147 0,142 0,148 0,101 0,092 0,093

Portugal (PT) 0,165 0,199 0,208 0,099 0,114 0,115

Romania (RO) 0,108 0,105 0,132 0,080 0,083 0,090

Eslovénia (SI) 0,144 0,154 0,161 0,099 0,095 0,097

Eslováquia (SK) 0,168 0,172 0,170 0,128 0,132 0,129

Finlândia (FI) 0,154 0,155 0,158 0,076 0,076 0,075

Suécia (SE) 0,209 0,203 0,210 0,089 0,081 0,080

Reino Unido (UK) 0,143 0,168 0,174 0,098 0,115 0,118


88

Anexo 3. Preços da energia elétrica para consumidores de uso doméstico, 2013 s1 (PPS/KWh)


Anexo 4. Preços da energia elétrica para os consumidores industriais em 2013, S1.


89

Anexo 5. Composição dos preços da energia elétrica para os consumidores industriais no ano

2012 (em EUR / KWh)

Composição dos preços da energia elétrica para consumidores

industriais (em €/ KWh)

Percentagem no preço, sem

impostos e taxas (%)

Preço Total Fornecimento

de energia

Custos de

rede

Impostos e

taxas não

recuperáveis

Fornecimento

de energia

Custos de

rede

Bélgica (BE) 0,111 0,067 0,029 0,015 69,41% 30,59%

Bulgária (BG) 0,078 0,057 0,019 0,001 74,93% 25,07%

República Checa (CZ) 0,103 0,064 0,038 0,001 62,57% 37,43%

Dinamarca (DK) 0,099 0,038 0,047 0,014 44,86% 55,14%

Alemanha (DE) 0,130 0,063 0,025 0,042 71,64% 28,36%

Estónia (EE) 0,082 0,034 0,034 0,014 50,29% 49,71%

Irlanda (IE) 0,140 0,098 0,039 0,003 71,54% 28,46%

Grécia (EL) 0,122 0,086 0,017 0,019 83,85% 16,15%

Espanha (ES) 0,120 0,074 0,040 0,006 65,00% 35,00%

França (FR) 0,079 0,042 0,021 0,016 67,09% 32,91%

Croácia (HR) 0,094 0,054 0,039 0,001 57,98% 42,02%

Itália (IT) 0,199 0,106 0,038 0,055 73,50% 26,50%

Chipre (CY) 0,234 0,201 0,025 0,008 88,95% 11,05%

Letónia (LV) 0,111 0,059 0,052 0 52,79% 47,21%

Lituânia (LT) 0,114 0,049 0,065 0,000 43,33% 56,67%

Luxemburgo (LU) 0,101 Sem dados Sem dados Sem dados Sem dados Sem dados

Hungria (HU) 0,100 0,068 0,034 0,006 66,37% 33,63%

Malta (MT) 0,180 0,158 0,022 0 87,78% 12,22%

Holanda 0,097 0,064 0,022 0,011 74,27% 25,73%

Áustria (AT) 0,112 0,063 0,026 0,022 71,06% 28,94%

Polónia (PL) 0,096 0,061 0,030 0,005 67,18% 32,82%

Portugal (PT) 0,115 0,065 0,034 0,016 65,32% 34,68%

Romania (RO) 0,076 0,047 0,030 0 61,13% 38,87%

Eslovénia (SI) 0,094 0,064 0,023 0,008 74,05% 25,95%

Eslováquia (SK) 0,127 0,061 0,062 0,004 49,39% 50,61%

Finlândia (FI) 0,074 0,049 0,018 0,007 72,66% 27,34%

Suécia (SE) 0,078 0,048 0,029 0,001 62,86% 37,14%

Reino Unido (UK) 0,121 0,086 0,030 0,005 74,05% 25,95%


90

Anexo 6. Esquema resumo da estimativa do custo médio ponderado de capital

Custo médio ponderado de

capital

(WACC)

WACC= kd*G+ ((ke*(1-G))/(1-T))

Custo da dívida (Rd)

Rd=Rf+Pd


Prémio da dívida

Gearing (G)

G=Dívida/(capital próprio+Dívida)

Dívida

Capita Próprio

Custo de capital

próprio antes de

impostos

(ke pre-tax)

ke pre-tax = ke post-tax

*(1-T)

Custo de capital

próprio depois de

imposto

(ke post-tax)

ke post-tax=

Rf+Pke*G


Prémio de risco do capital próprio

Gearing

(1-T)

Taxa de imposto sobre as empresas (T)

Fonte: Elaboração própria com base em ERSE (2012)

Anexo 7. Proveitos da atividade de distribuição de energia elétrica em AT/MT

2013 2014



Custo com capital calculado no âmbito da rede convencional 333 370 000,00 323 402 000,00

Custo com capital calculado no âmbito da rede inteligente - 2 646 000,00




Distribuição de Energia Elétrica, no ano t-2 6 641 000,00 - 6 055 000,00

Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica

em AT/MT 508 451 000,00 503 619 000,00

Fonte: ERSE (2014c, pp. 67)

91

Anexo 8. Proveitos permitidos à atividade de distribuição de energia elétrica em BT

2013 2014




convencional 216 624 000,00 209 563 000,00


inteligente 6 030 000,00 1 313 000,00


Custos com rendas de concessão 257 059 000,00 256 893 000,00



Distribuição de Energia Elétrica, no ano t-2 em BT - 11 588 000,00 -20 360 000,00


Elétrica em BT 770 215 000,00 750 228 000,00


Anexo 9. Proveitos permitidos à atividade de distribuição de energia elétrica

2013 2014


Elétrica em AT/MT 508 451 000,00 503 619 000,00


Elétrica em BT 770 815 000,00 750 228 000,00

Total dos proveitos 1 279 267 000 1 253 847 000
