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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).
Capítulo 1. Introdução
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.
Capítulo 1. Introdução
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
Capítulo 1. Introdução
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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.
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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.
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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.
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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.
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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)
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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,
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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).
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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
Capítulo 2. Revisão de Literatura
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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
REN Redes elétricas
nacionais
Outras
Regime Especial
Produtores de fontes
renováveis e biomassa
Cogeração
Rede Nacional de
Transporte
Muito alta tensão
(concessão de serviço público)
REN Redes elétricas
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
(
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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.
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
38
Gráfico 4. Evolução do preço da energia elétrica para consumidores de uso doméstico
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
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
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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).
Capítulo 3. O setor da energia elétrica: Descrição do setor e sua regulação
41
Gráfico 8. Composição dos preços da energia elétrica para consumo doméstico
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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%
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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).
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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)
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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)
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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).
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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
Fonte: Elaboração própria
Tabela 8. Custos com capital afeto à atividade de distribuição em BT
Sem imposto Com imposto
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
Fonte: Elaboração própria
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Sem imposto Com imposto
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
Custo com capital calculado no âmbito da rede
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
Fonte: Elaboração própria
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
65
Tabela 10. Estimativa dos proveitos permitidos em BT
Sem imposto Com imposto
Custos de exploração Líquidos aceites pela ERSE 224 715 000,00 224 715 000,00
Custo com capital afeto à atividade de distribuição 210 876 000,00 176 842 085,00
Custo com capital calculado no âmbito da rede
convencional 209 563 000,00 176 127 760,00
Custo com capital calculado no âmbito da rede
inteligente 1 313 000,00 714 325,00
Custos com planos de reestruturação de efetivos 37 384 000,00 37 384 000,00
Custos com rendas de concessão 256 893 000,00 256 893 000,00
Custos com a promoção do desempenho ambiental - -
Ajustamento no ano t, dos proveitos da atividade de
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
Fonte: Elaboração própria
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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.
Capítulo 4. Cálculo dos custos de capital das atividades reguladas
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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14].
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
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
88
Anexo 3. Preços da energia elétrica para consumidores de uso doméstico, 2013 s1 (PPS/KWh)
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
Anexo 4. Preços da energia elétrica para os consumidores industriais em 2013, S1.
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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%
Fonte: Adaptado de EUROSTAT (2014c)
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
Taxa de juro sem risco
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
Taxa de juro sem risco
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
Custos de exploração Líquidos aceites pela ERSE 159 778 000,00 153 049 000,00
Custo com capital afeto à atividade de distribuição 333 370 000,00 326 047 000,00
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
Custos com planos de reestruturação de efetivos 21 944 000,00 18 467 000,00
Custos com a promoção do desempenho ambiental - -
Ajustamento no ano t, dos proveitos da atividade de
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
Custos de exploração Líquidos aceites pela ERSE 237 210 000,00 224 715 000,00
Custo com capital afeto à atividade de distribuição 222 653 000,00 210 876 000,00
Custo com capital calculado no âmbito da rede
convencional 216 624 000,00 209 563 000,00
Custo com capital calculado no âmbito da rede
inteligente 6 030 000,00 1 313 000,00
Custos com planos de reestruturação de efetivos 42 306 000,00 37 384 000,00
Custos com rendas de concessão 257 059 000,00 256 893 000,00
Custos com a promoção do desempenho ambiental - -
Ajustamento no ano t, dos proveitos da atividade de
Distribuição de Energia Elétrica, no ano t-2 em BT - 11 588 000,00 -20 360 000,00
Proveitos da atividade de Distribuição de Energia
Elétrica em BT 770 215 000,00 750 228 000,00
Fonte: ERSE (2014c, pp. 67)
Anexo 9. Proveitos permitidos à atividade de distribuição de energia elétrica
2013 2014
Proveitos da atividade de Distribuição de Energia
Elétrica em AT/MT 508 451 000,00 503 619 000,00
Proveitos da atividade de Distribuição de Energia
Elétrica em BT 770 815 000,00 750 228 000,00
Total dos proveitos 1 279 267 000 1 253 847 000
Fonte: ERSE (2014c, pp. 67)