O transporte de gás natural: estará o preço regulado próximo do custo marginal?

i O transporte de gás natural: estará o preço regulado próximo do custo marginal? por Elsa Cristina Correia Almeida Dissertação para obtenção do grau de Mestre em Economia pela Faculdade de Economia do Porto Orientada por: Maria Paula Vicente Sarmento setembro, 2016 ! ! ! ! i Nota biográfica Elsa Cristina Correia Almeida nasceu a 5 de maio de 1993 em Oliveira de Azeméis, distrito de Aveiro. Ingressou na Faculdade de Economia do Porto em 2011, onde obteve a licenciatura em Economia com uma média de 15 valores. Em 2014, iniciou o Mestrado em Economia também na Faculdade de Economia do Porto, tendo no presente momento uma média de 16 valores. Em simultâneo com o segundo ano do Mestrado em Economia, frequentou o primeiro ano do Mestrado em Contabilidade da Escola de Economia e Gestão da Universidade do Minho, tendo obtido no mesmo uma média de 16 valores. ! ! ! ! ! ii Agradecimentos Agradeço à minha orientadora, a professora Maria Paula Vicente Sarmento, todo o apoio, dedicação e incentivo que me deu ao longo da realização da dissertação. Agradeço também à professora Joana Rita Pinho Resende todos os conselhos. Aos meus pais, pela oportunidade que me deram de realizar o meu percurso académico e por todo o carinho que me transmitiram. Aos meus irmãos e ao Bruno, agradeço a tolerância, o apoio e a força. ! ! ! ! ! iii Resumo No mercado de gás natural, em Portugal, existem algumas fases da cadeia de valor que estão liberalizadas, enquanto outras, como o transporte de gás, estão sujeitas a regulação. Assim, os consumidores pagam um preço final que inclui as tarifas dos vários segmentos, ou seja, tarifas formadas de acordo com diferentes mecanismos. Neste contexto, é relevante perceber como é formada a tarifa de cada segmento bem como compreender em que medida cada tarifa está próxima do custo marginal da atividade em causa. O presente trabalho investiga estas questões para a tarifa de transporte de gás natural. Para tal, foi realizada uma análise estatística e estimado um modelo econométrico destinado a avaliar em que medida os proveitos permitidos pelo regulador à única empresa do segmento, a REN Gasodutos, estavam ao nível do custo marginal, durante o período 2007 – 2016, conluindo-se, para um nível de significância de 5%, que os preços da atividade de transporte de gás natural não se encontravam neste nível ótimo. Códigos-JEL: L43, L51, L95 Palavras-chave: Regulação Económica, Gás Natural, Transporte, Custo Marginal ! ! ! ! ! iv Abstract In the natural gas market, in Portugal, there are some stages of the value chain that are liberalised, while others, such as gas transportation, are subject to regulation. Thus, consumers pay a final price that includes the tariffs of the various segments, i.e., tariffs determined according to different mechanisms. In this context, it is important to understand how the charge of each segment is determined and to understand to what extent each charge is close to the marginal cost of the activity concerned. This paper investigates these issues as far as the tariff of natural gas transportation is concerned. To this end, a statistical analysis was carried out to and an econometric model was estimated to assess the extent to which revenues allowed by the regulator to the only company of the segment, REN Gasodutos, were at the level of the marginal cost, during the period 2007 – 2016, concluding, to a level of significance of 5%, that the prices of natural gas transportation activity were not at the optimal level. JEL-codes: L43, L51, L95 Key-words: Economic Regulation, Natural Gas, Transmission, Marginal Cost ! ! ! ! v Índice Nota biográfica .................................................................................................................. i Agradecimentos ................................................................................................................ ii Resumo ............................................................................................................................ iii Abstract ............................................................................................................................ iv Índice de Tabelas ............................................................................................................ vii Índice de Figuras ............................................................................................................. vii Índice de Gráficos .......................................................................................................... viii 1. Introdução ..................................................................................................................... 9 2. A Regulação Económica ............................................................................................. 11 2.1 Preço orientado para o Custo Marginal ................................................................. 15 2.2 Instrumentos Regulatórios .................................................................................... 17 2.2.1 Rate of Return ................................................................................................. 17 2.2.2 Price Cap ........................................................................................................ 20 2.2.3 Yardstick Regulation ....................................................................................... 24 3. O Mercado de Gás Natural ......................................................................................... 27 3.1 O Mercado de Gás Natural nos Estados Unidos da América ............................... 29 3.2 O Mercado de Gás Natural na União Europeia ..................................................... 31 3.2.1 O Mercado de Gás Natural em Portugal ........................................................ 33 3.2.1.1 Descrição das Fases da Cadeia de Valor ................................................. 35 3.2.1.1.1 Importação ........................................................................................ 35 3.2.1.1.2 Receção, Armazenamento e Regaseificação .................................... 36 3.2.1.1.3 Transporte ......................................................................................... 37 3.2.1.1.4 Distribuição ...................................................................................... 39 3.2.1.1.5 Comercialização ............................................................................... 40 ! ! ! ! vi 3.2.1.2 Definição de Proveitos e Tarifas ............................................................. 43 4. Metodologia ................................................................................................................ 46 4.1 Dados .................................................................................................................... 49 4.2 Resultados ............................................................................................................. 52 4.2.1 Resultados da Estimação Prévia ..................................................................... 53 4.2.2 Resultados da Estimação ao Modelo .............................................................. 55 5. Conclusão ................................................................................................................... 57 Referências Bibliográficas .............................................................................................. 59 Anexos ............................................................................................................................ 73 ! ! ! ! vii Índice de Tabelas ! Tabela 1 - Número de Estados americanos que aplicam os regimes regulatórios no sector das telecomunicações ......................................................................... 23 Tabela 2 - 10 Maiores reservas de gás natural do mundo ............................................... 27 Tabela 3 - Fases do processo de liberalização europeu .................................................. 32 Tabela 4 - Operadores no segmento do Terminal de GNL e Armazenamento Subterrâneo ................................................................................................... 37 Tabela 5 - Operadores no segmento da Distribuição ...................................................... 39 Tabela 6 - Operadores no segmento da Comercialização ............................................... 42 Tabela 7 - Pressupostos no cálculo dos proveitos ........................................................... 43 Tabela 8 - Análise descritiva das variáveis ..................................................................... 51 Tabela 9 - Correlação entre as variáveis ......................................................................... 52 Tabela 10 - Resultados da estimação prévia ................................................................... 53 Tabela 11 - Resultados do teste de significância individual ........................................... 54 Tabela 12 - Resultados da estimação ao modelo ............................................................ 55 Tabela 13 - Resultados do teste de significância individual ao modelo ......................... 55 ! ! Índice de Figuras ! Figura 1 - Interligações da Rede de Transporte de gás natural portuguesa .................... 38 Figura 2 - Constituição do preço pago pelos consumidores em mercado livre .............. 45 Figura 3 - Constituição do preço pago pelos consumidores em mercado regulado ....... 45 ! ! ! ! viii Índice de Gráficos ! Gráfico 1 - Produção de gás por países em percentagem da produção total de gás da União Europeia (28) ...................................................................................... 31 Gráfico 2 - Repartição do aprovisionamento de gás natural ........................................... 35 Gráfico 3 - Evolução da importação de gás natural (em 103Nm3) .................................. 36 Gráfico 4 - Evolução do número de clientes em mercado livre ..................................... 41 ! ! ! ! 15 2.1 Preço orientado para o Custo Marginal A eficiência alocativa exige que os preços sejam iguais ao custo marginal (Hall, 1988), na medida em que, desta forma, se obtém o máximo de bem-estar social. No entanto, esta solução, denominada First Best, não será alcançável se as empresas registarem prejuízos em resultado da sua estrutura de custos (Neves, 2012). Uma solução para o problema referido seria praticar preços Ramsey. Apresentados como Second Best Solution, os preços Ramsey são preços que possibilitam a maximização do bem-estar social sujeito à ressalva de o monopolista obter lucros não negativos (Church e Ware, 2000). Caso se esteja na presença de uma empresa com um único produto, o preço Ramsey equivale ao custo médio. Caso se esteja na presença de uma empresa multiproduto, o preço Ramsey é definido num montante inversamente proporcional à elasticidade da procura do produto em causa (Viscusi et al., 2005), pelo que, Laffont (1994) considera que a carga informativa na prática de preços Ramsey sobre o regulador é enorme. Assim, segundo Neves (2012), existe alguma dificuldade na aplicação destes preços. Outra possibilidade é a prática de tarifas em duas partes. Esta é composta por uma componente fixa, ou seja, por um preço fixo de acesso ao serviço (A), e por uma componente variável, que resulta da multiplicação de um preço pela quantidade utilizada (p * Q), ou seja: Em termos ótimos, a componente variável da tarifa deveria conseguir cobrir os custos variáveis ao passo que a componente fixa deveria cobrir os custos fixos (Church e Ware, 2000). Puller e West (2013) defendem, precisamente, que a componente fixa da tarifa deveria cobrir os custos fixos e a componente variável da tarifa os custos variáveis, contudo, para que esta solução e, consequentemente, a solução First Best Solution se verificasse, seria necessário conseguir apurar cada componente da tarifa em tempo real. Tarifa = A + p * Q! ! ! ! ! 16 Na realidade, a correspondência entre tarifa e custos não é perfeita, uma vez que existem valores em constante alteração. No caso particular da indústria do gás natural, é comum usar uma tarifa em duas partes onde o preço é orientado para o nível do custo marginal (Puller e West, 2013). Ao longo do tempo, vários autores têm refletido sobre o facto de as taxas que se praticam tenderem a causar desvios dos preços relativamente aos custos marginais (Rosenberg, 1967). Um dos primeiros estudos a refletir sobre as razões para a diferença entre o preço e o custo marginal foi realizado por Baumol e Bradford (1970), onde os autores caracterizavam os desvios como o melhor que é possível fazer. Nos Estados Unidos da América (EUA), vários autores têm refletido sobre esta questão, nomeadamente Guldmann (1986), ao conceber um modelo de preços orientados para o custo marginal para a distribuição de gás, numa altura em que o autor considerava que havia pouca pesquisa sobre esta questão. Também Davis e Muehlegger (2010), ao estudarem os preços do mesmo segmento, através de um modelo de dados em painel para o período de 1991 a 2007, concluíram que os preços se distanciavam do custo marginal numa proporção de 40% no caso dos consumidores residenciais e comerciais de gás natural, dando origem a centenas de milhões de dólares de perda de bem-estar anual. Puller e West (2013) estudaram as tarifas em duas partes na indústria de eletricidade e de gás natural no Texas, comprovando que os preços de retalho se distanciavam do custo marginal tanto antes como depois da desregulação da indústria. Também a Comissão Europeia revela preocupação por esta questão, particularmente para o segmento do transporte de gás natural, como é evidenciado pelos estudos que têm sido encomendados. A título exemplificativo, em 2002, foi realizado um estudo por Arriaga et al. (2002) para a Comissão Europeia em parceria com a DG TREN, onde se pretendia descrever e analisar a pauta tarifária de transporte de eletricidade, para 17 países da União Europeia. Com o referido estudo, os autores concluíram que as tarifas de transporte não deveriam ser harmonizadas naquele momento, porque existiam realidades diferentes em ! ! ! ! 17 diferentes países, por exemplo, ao nível regulatório e ao nível da definição das próprias variáveis energéticas. Ainda assim, os autores não se opunham ao processo de harmonização da tarifa da rede de transporte no mercado interno de eletricidade europeu, a longo prazo. Em 2014, um estudo sobre as mesmas tarifas para o mercado interno de eletricidade, para 34 países europeus, foi coordenado pela ENTSOE (2014). O estudo refere que sistemas de tarifas diferentes coexistem na Europa, conforme, por exemplo, as disposições regulamentares em vigor, pelo que uma comparação direta das tarifas de transporte pode ser traiçoeira. Os autores consideram que a experiência irá determinar a possibilidade de alcançar um grau de harmonização dos princípios subjacentes à fixação das taxas de transporte no futuro. Em ambos os estudos, a Comissão Europeia revelava a necessidade de harmonizar, entre os diversos países, os critérios de regulação de tarifas, que, segundo Ascaris (2011), poderá ser alcançada através de um processo de acompanhamento. A nível nacional, Neves (2012), seguindo Davis e Muehlegger (2010) e por via de um modelo com dados em painel, analisou os proveitos permitidos às empresas distribuidoras de gás natural, de 2008 a 2012, concluindo que não só os preços não estavam ao nível do custo marginal como isso se refletia numa perda de bem-estar social média anual de 66 milhões de euros. 2.2 Instrumentos Regulatórios 2.2.1 Rate of Return Vickers e Yarrow (1988, cfr Tahvanainen et al., 2012), a propósito do rate of return, afirmavam que quando os reguladores começavam a regular, faziam-no respondendo às condições que surgiam das decisões tomadas pelas empresas reguladas, e não propriamente indiferentes às mesmas. De facto, a ROR, em português taxa de retorno, é um tipo de instrumento em que o regulador se preocupa, essencialmente, com o retorno que os acionistas terão dos ! ! ! ! 18 capitais que investem, pelo que, o seu objetivo passa por garantir uma determinada taxa de remuneração aos mesmos (Currier e Jackson, 2008). Assim, a definição do preço através da ROR pretende assegurar a seguinte condição para a empresa regulada: onde os OPEX correspondem aos custos operacionais (custos da atividade corrente de que são exemplo os custos com o fornecimento de serviços externos e custos com o pessoal) e os CAPEX aos custos de capital (custos com a aquisição dos ativos), que resultam do produto da base de ativos pela taxa de retorno definida pelo regulador. A base de ativos resulta da soma dos valores dos investimentos previstos pela empresa para um determinado período de tempo, que sejam aceites pelo regulador. A taxa é, frequentemente, obtida pelo cálculo da taxa de remuneração de capital média ponderada (WACC – weighted average cost of capital), definida da seguinte forma: Custo de Capital = P/(P + CP) * rd + CP /( P + CP) * re onde P representa o Passivo, CP representa o Capital Próprio, rd corresponde à taxa de remuneração do capital alheio e re corresponde à taxa de remuneração do capital próprio. Segundo Cambini e Rondi (2010), este instrumento é pensado para fornecer às empresas fortes incentivos para desenvolverem novas infraestruturas, desde que a taxa de retorno sobre a base de ativos seja garantida e o risco enfrentado pela empresa consideravelmente reduzido. Tahvanainen et al. (2012) sustentam a mesma ideia ao estudarem a forma como as distribuidoras de eletricidade finlandesas responderam aos incentivos regulatórios da regulação pela taxa de retorno: as empresas tendem a sobre-investir se o regulador se comprometer com uma taxa de retorno fixa. Perrakis (1976, cfr Tahvanainen et al., 2012) chama a atenção para o facto de o sobre-investimento não se sustentar com incerteza: quando existe incerteza regulatória, as empresas alteram o seu comportamento a fim de reduzirem o risco esperado Receitas Totais = OPEX + CAPEX ! ! ! ! 19 (Teisberg, 1993, cfr Tahvanainen et al., 2012). Embora exista maior estabilidade em relação ao retorno que os acionistas terão dos capitais que investiram, algumas das críticas apontadas ao instrumento em análise passam pela morosidade e pela dispendiosidade que o processo implica (Laffont, 1994). A mesma ideia é sustentada por Sappington e Weisman (2016), ao afirmarem que, muitas vezes, os reguladores não são a favor deste instrumento regulatório uma vez que este implica uma supervisão regulamentar dispendiosa e demorada. Para além disso, este instrumento fornece fracos incentivos às empresas para que estas se tornem eficientes, já que à medida que as empresas se tornam mais eficientes, a taxa de retorno diminui. Assim, as empresas tendem a incorrer em custos acima dos ótimos pois esses montantes serão considerados na definição da taxa de retorno. Aliás, Hlasny (2008) menciona, precisamente, que as críticas ao instrumento em análise começaram na década de 1970, devido aos poucos esforços das empresas em reduzirem os custos. A par disso, a frequente existência do efeito Averch-Johnson (incentivo que as empresas reguladas têm para investir excessivamente na ampliação da sua base de ativos, pois a taxa de retorno incide sobre o capital e não sobre outros fatores de produção (Averch e Johnson, 1962)), constitui outra crítica apontada ao instrumento. Sappington e Weisman (2016) afirmam que as próprias empresas reguladas argumentam, frequentemente, que o instrumento fornece poucas recompensas caso exista um desempenho excecional por parte das mesmas. Por fim, Hlasny (2008) considerou que as utilities podem deixar passar oportunidades de redução de custos a longo prazo, pois temem que o seu investimento seja considerado imprudente: esse receio leva-as a desistirem de certos investimentos que poderiam ser úteis e até torná-las mais eficientes. ! ! ! ! 20 2.2.2 Price Cap O price cap, como o conhecemos hoje, surgiu pela primeira vez nos anos 1980 e foi sugerido por Littlechild (1983, cfr Vogelsang, 2002) ao governo britânico, como forma de regular a British Telecom. Segundo Currier e Jackson (2008), com o price cap o regulador estabelece um teto máximo em termos de preço que a empresa regulada pode praticar na prestação dos seus serviços ou venda de bens. Assim, o regulador fornece à empresa maior autonomia na escolha do preço efetivo que irá praticar. No caso de a empresa ser multiproduto, o price cap é, com frequência, fixado em termos médios, tendo a empresa a liberdade para, a posteriori, ajustar os preços. É tipicamente o que sucede na indústria das telecomunicações, segundo Eckenrod (2006), onde o price cap é implementado sobre a forma de um índice. Na definição do preço máximo são considerados vários elementos, em primeiro lugar, o preço do ano anterior, corrigido pela taxa de inflação (IPC), por um fator de eficiência (X) previsto para o ano em causa e, ainda, pelos custos fora do controlo da empresa (Z), conforme sugere a fórmula abaixo: Pt ≤ Pt-1 * ( 1 + IPC – X + Z) Um aspeto distintivo do price cap consiste na definição do fator de eficiência para um período superior a 1 ano (especificamente entre 3 a 5 anos consoante os sectores e os países), de modo a que a empresa regulada tenha incentivos para levar a cabo uma redução de custos e adotar tecnologias inovadoras. A redução de custos pode ter por base o aumento da eficiência decorrente de alterações na organização da empresa bem como a evolução tecnológica. Assim, sob a regulação pelo price cap, as empresas estão autorizadas a reter quaisquer lucros que consigam obter do mercado, desde que o seu preço não exceda o nível fixado pelo regulador. É esse potencial de obtenção de maiores lucros que encoraja as empresas a reduzir custos e, dessa forma, aumentar a sua margem de lucro (Eckenrod, 2006). Na opinião de Vogelsang (2002), o price cap tem sido bem-sucedido, porque ! ! ! ! 21 combina duas características que são essenciais para a regulação: os incentivos para reduções de custos e a liberdade e incentivos para o reequilíbrio dos preços. Joskow (2006, cfr Bottasso e Conti, 2009) observou que as empresas reguladas registam a maior parte dos ganhos de eficiência no início do período regulatório. Com a aproximação do novo período de revisão de preços, os esforços para reduzirem os custos de atividade parecem diminuir. Esta evidência surge, por exemplo, no caso do sector energético do Reino Unido e no caso do sector elétrico chileno (Dyck e Di Tella, 2002, cfr Bottasso e Conti, 2009), pelo que, o incentivo à redução de custos, ao longo do período regulatório, não é constante. Uma outra questão relevante diz respeito à duração dos ciclos regulatórios. Ciclos regulatórios longos reduzem a carga regulamentar e promovem o investimento em capital físico e humano, o que pode desencadear inovações de processos que levem à diminuição dos custos de produção, conforme analisou Casarin (2014). Assim, o price cap é um instrumento capaz de reduzir a necessidade de os reguladores averiguarem os custos e os preços a vigorar durante o período regulatório (Sappington e Weisman, 2016). Apesar da vantagem ao nível da melhoria da produtividade, existiu uma certa relutância em avançar com o price cap, daí que o instrumento tenha sido, no início e segundo Crew e Kleindorfer (1996, cfr Hlasny, 2008), implementado muito raramente e de forma não sistemática. Um dos desafios da aplicação da fórmula do price cap reside na determinação do valor apropriado para a componente X. Segundo Sappington e Weisman (2016), nos EUA, uma abordagem comum a este desafio é definir X igual a Xh, a taxa a que o crescimento da produtividade na indústria regulada ultrapassa o crescimento da produtividade na economia como um todo, em termos históricos. A utilização desta metodologia implica, desde logo, assumir que os diferenciais históricos de crescimento da produtividade são os melhores instrumentos de previsão de diferenciais futuros. Para além disso, é necessário algum cuidado relativamente à frequência com que o regulador ajusta os preços máximos. Se o regulador proceder a um ajustamento de preços cada vez que o lucro da empresa aumente, este mecanismo torna-se equivalente à regulação pela ROR, desaparecendo os incentivos à eficiência. Este efeito é designado de ratchet effect e desapareceria se o regulador, ! ! ! ! 22 credivelmente, se comprometesse a não usar a informação revelada pela empresa regulada (Bottasso e Conti, 2009). Vogelsang (2002) considera que o price cap é tanto mais aplicável quanto menores forem os custos específicos fora do controle da empresa, em relação ao fator X. Um caso extremo exemplificativo, na lógica apresentada pelo autor, de não funcionamento do instrumento é o do Reino Unido na década de 1990, onde os fatores fora do controlo da empresa cobriam mais de 90% do price-cap, sendo, por isso, maiores que o fator X. De todos os instrumentos possíveis, o price cap tornou-se o instrumento mais utilizado, não só nos EUA como na maioria dos países da OCDE (Organização de Cooperação e de Desenvolvimento Económico): por exemplo, o price cap foi utilizado pela primeira vez nas telecomunicações americanas em 1990, numa altura em que a maior parte dos Estados tinha outros instrumentos regulatórios. Contudo, este cenário alterou-se em 2000, altura em que poucos Estados tinham outro tipo de instrumento de regulação que não o price cap (Sappington, 2001, cfr Vogelsang, 2002). ! ! ! ! 23 Fonte: Elaboração Própria com base no artigo de Sappington e Weisman (2010, cfr Sappington and Weisman, 2016) ! Tabela 1 - Número de Estados americanos que aplicam os regimes regulatórios no sector das telecomunicações ! ! ! ! ! ! ! ! * Price Cap puro não coloca limites explícitos aos lucros das empresas reguladas e não requer que a empresa compartilhe quaisquer ganhos realizados com os seus clientes Sappington e Weisman (2016) justificam a redução do número de Estados que utilizavam o price cap, entre 2003 e 2007, pela tendência crescente (e ainda em curso) da desregulação dos serviços de retalho de telecomunicações. Ainda assim, os autores sustentam que apesar de no sector das telecomunicações, nos EUA, o price cap ter sido amplamente implementado, no sector elétrico, por exemplo, tal situação já não se verifica uma vez que segmentos como o transporte e a distribuição mantêm ligações explícitas entre preços e custos. Os autores colocam hipóteses para esta evidência, nomeadamente, a utilização de dados históricos de crescimento da produtividade da indústria para prever o provável crescimento da produtividade futura da mesma (o potencial para aumentar o crescimento da produtividade ao longo do tempo é relativamente limitado no sector elétrico), a possibilidade de os operadores nas telecomunicações terem aceite o price cap como instrumento regulatório para serviços de comunicação básicos, deixando Ano Taxa de Retorno Price Cap (puro)* ! ! ! 1985 50 0 1987 36 0 1990 23 1 1993 17 3 1995 18 9 1998 13 30 2000 7 39 2003 6 40 2007 3 33 !! !! !! ! ! ! ! 24 outros serviços de comunicação sujeitos a uma regulação limitada e, por fim, o maior potencial de concorrência no sector das telecomunicações. Eckenrod (2006), ao estudar o mercado das telecomunicações, especialmente os preços antes e depois da implementação da regulação pelo price cap de forma a medir os efeitos desta alteração no bem-estar dos consumidores, concluiu que o bem-estar dos consumidores melhorou acentuadamente com a implementação do price cap. Além disso, a redução dos custos associou-se a uma diminuição do preço médio. Contudo, Hlasny (2008), ao estudar o desempenho de diferentes programas de desregulamentação, entre eles o price cap e o sliding-scale (segundo Lyon (1996), o sliding-scale combina o price cap com a ROR de forma a captar os efeitos positivos de ambos os instrumentos), por comparação à taxa de retorno, no mercado da distribuição de gás natural nos EUA, concluiu que o instrumento price cap parece ter um desempenho ainda pior que a taxa de retorno, levando, por exemplo, a aumentos de preços residenciais entre 1,3 a 9,6%. O autor considerou que estabelecer uma hierarquia dos efeitos que o instrumento provoca em todas as classes de consumidores era difícil mas, apesar de tudo, a tarifa dos consumidores industriais era melhor sob price cap, uma vez que o instrumento conduziu, nesta categoria, a preços mais baixos (entre 2,3 a 4,2%). 2.2.3 Yardstick Regulation Para além do price cap, também a yardstick regulation é um instrumento do regime por incentivos, uma vez que também visa induzir a empresa regulada a melhorar tanto a sua eficiência alocativa como a sua eficiência produtiva (Reinhold et al., 2010). Este instrumento foi implementado em diversas áreas de diversos países, nomeadamente na indústria de abastecimento de água em Portugal (Marques, 2006 cfr Mizutani et al., 2009). Segundo Shleifer (1985), através deste instrumento, o regulador expressa os preços regulados com base não só nos resultados passados da empresa mas também com base nos custos de empresas comparáveis (ou seja, as empresas comparáveis são ! ! ! ! 31 Gráfico 1 - Produção de gás por países em percentagem da produção total de gás da União Europeia (28) 0,00%! 10,00%! 20,00%! 30,00%! 40,00%! 50,00%! 60,00%! 70,00%! 80,00%! 90,00%! 100,00%! UE28!0!União!Europeia!! Alemanha! Áustria! Bélgica! Bulgária! Chipre! Croácia! Dinamarca! Eslováquia! Eslovénia! Espanha! Estónia! Finlândia! França! Grécia! Hungria! Irlanda! Itália! Letónia! Lituânia! Luxemburgo! Malta! Países!Baixos! Polónia! Portugal! Reino!Unido! República!Checa! Roménia! Suécia! Noruega! 1990! 2014! 3.2 O Mercado de Gás Natural na União Europeia De todos os recursos energéticos, o gás natural assume uma posição de relevância na União Europeia dadas as diversas áreas em que é usado, como por exemplo, nas indústrias enquanto fator de produção e no aquecimento (Kanapinskas e Urmonas, 2011). O sector do gás natural encontra um maior avanço na Europa Ocidental face ao Sudoeste da Europa (Andrade, 2014) devido à maior densidade populacional e ao maior grau de urbanização na Europa Ocidental (Gasmi e Oviedo, 2010). Fonte: Elaboração Própria com base em dados da PORDATA (2016) Até aos anos 1980, a indústria de gás natural na União Europeia possuía características de oligopólio na importação e na produção de gás natural, com uma forte ! ! ! ! 32 presença de empresas públicas. A intervenção pública era muito acentuada e o grau de interconexão dos mercados nacionais elevado, o que se devia, em parte, à preocupação relativa ao fornecimento de gás por parte da União Soviética (Krause e Pinto, 1998). No início dos anos 1990, a indústria sofreu um processo de reestruturação, que passou pela tentativa de reduzir a presença do Estado e introduzir concorrência. Aliás, segundo Trebing (2008), o sector foi privatizado com vista a promover a eficiência e a inovação, através da maior confiança nas forças de mercado. Para além disso, o processo foi visto como um meio para atrair capitais privados. O processo de liberalização dos mercados de gás natural foi realizado por etapas (Ferreira et al., 2004), que serão analisadas em seguida com base na informação disponível em Magalhães (2010), Kanapinskas e Urmonas (2011) e ERSE (2015m). Tabela 3 – Fases do processo de liberalização europeu Fonte: Elaboração Própria Diretiva Conteúdo ! ! ! ! Diretiva 90/377/CEE de 29 de junho ! Definição de preços transparentes para que os consumidores Diretiva 91/296/CE de 31 de maio industriais pudessem escolher o seu fornecedor sem restrições !! Diretiva 98/30/CE de 22 de junho Definição de normas para constituição de um mercado único da energia Diretiva 2003/55/CE de 26 de junho !! Definição de regras mais precisas e claras de funcionamento e composição do mercado !! Diretiva 2009/73/CE de 13 de julho ! Separação entre a atividade de produção de gás natural e a atividade de transporte de gás natural ! !! !! ! ! ! ! 33 No início do processo de liberalização, no final dos anos 1990, no Reino Unido, muitas agências reguladoras nacionais substituíram a regulação pela taxa de retorno por mecanismos de incentivos, como os preços máximos (Cambini e Rondi, 2010). No processo de reestruturação da indústria, Krause e Pinto (1998) salientam que o Reino Unido é um país de exceção uma vez que se tornou autossuficiente na produção de gás e tentou diminuir o poder que a empresa monopolista British Gas detinha, de forma a encorajar o surgimento de novos operadores no mercado. Dessa forma, o país tornou-se pioneiro no contexto da liberalização dos mercados europeus estando hoje totalmente liberalizado (Ferreira et al., 2004). Embora todas estas etapas tenham como objetivo final a constituição de um mercado único de gás natural, existem obstáculos que impedem a sua concretização, como é o caso da diversidade regulatória entre países e dos elevados investimentos necessários ao início de atividade (MarketLine, 2014). 3.2.1 O Mercado de Gás Natural em Portugal O mercado nacional recebeu, pela primeira vez, gás natural em 1989 (Ferreira et al., 2004). Para possibilitar a sua comercialização foram necessários elevados investimentos. É o caso do investimento em infraestruturas que permitem o transporte de gás natural em todo o país, bem como do investimento em infraestruturas que permitem a receção do gás proveniente, essencialmente, da Nigéria e da Argélia. O consumo de gás natural iniciou-se em 1997, todavia, apenas cinco anos depois estabeleceu-se que a ERSE iria também ter competências no sector do gás natural. Em 2007, iniciou-se o estabelecimento de tarifas por atividade regulada pela ERSE (Ferreira et al., 2004 e ERSE, 2015k). A definição dos aspetos regulatórios faz-se com base no denominado ano gás, período que se inicia a 1 de julho de um determinado ano (t) e vigora até 30 de junho do ano seguinte (t+1). Atualmente, encontramo-nos no início do décimo ano gás (20162017). No primeiro ano gás, de julho de 2007 a junho de 2008, a atividade regulatória da ERSE abarcou as fases da receção, do armazenamento e da regaseificação de Gás ! ! ! ! 34 Natural Liquefeito, do armazenamento subterrâneo, da gestão técnica global do sistema e de transporte de gás natural (ERSE, 2015k). É por isso de notar que a atividade de transporte sempre foi regulada pela ERSE. Apenas com o início do segundo ano gás, de julho de 2008 a junho de 2009, as atividades de distribuição, de comercialização de último recurso de gás natural e de compra e venda de gás natural passaram a ser reguladas pela ERSE que, simultaneamente, deu início à fixação das tarifas de vendas a clientes finais (ERSE, 2015k). Até ao início do ano gás de julho de 2010 a junho de 2011, todas as atividades mencionadas anteriormente continuaram a ser reguladas. Contudo, neste período foi extinta a regulação das tarifas de venda a clientes finais dos comercializadores de último recurso para os fornecimentos anuais superiores a 10.000 m3 (ERSE, 2015k). Atualmente, o mercado apresenta a seguinte constituição: importação, receção, armazenamento, transporte, distribuição e comercialização de gás natural. Os progressos tecnológicos possibilitaram que os segmentos da importação e da comercialização fossem competitivos (Parker e Kirkpatrick, 2005), permanecendo os restantes sob regulação da ERSE. As competências da ERSE no sector passam por assegurar a racionalidade das atividades no que à transparência, concorrência e não discriminação diz respeito e, para tal, a entidade leva a cabo supervisões e inspeções contínuas. A entidade é, assim, responsável pela definição das tarifas e preços das atividades reguladas, responsável pela criação de um Mercado Ibérico de Gás Natural (o MIBGAS, que resulta da ligação dos sistemas espanhóis e portugueses do sector), responsável pela elaboração da regulamentação necessária ao sector e pela promoção da qualidade do serviço (ERSE, 2015j). Importa agora perceber em que consiste cada fase deste mercado. ! ! ! ! 35 3.2.1.1 Descrição das Fases da Cadeia de Valor 3.2.1.1.1 Importação A atividade de importação, dependente sobretudo do fornecedor Sonatrach, fazse com recurso a contratos de longo prazo com os exploradores e produtores de gás natural, designados como contratos em regime Take-or-Pay. Nos contratos em regime Take-or-Pay, os compradores comprometem-se a adquirir sempre a mesma quantidade de gás, independentemente de esta ser vendida ou não. Desta forma, o fornecedor de gás está protegido de uma eventual situação em que o comprador se nega a aceitar o gás natural (Magalhães, 2010 e ERSE, 2015d). Ao ser importado, o gás natural entra no nosso país por via da interligação com Espanha (Campo Maior e Valença) e do terminal portuário de Sines (ERSE, 2015d). Historicamente, a repartição das importações de gás natural por Portugal ronda os 55% de GNL descarregado em Sines e os 45% de gás natural que chega ao país através da rede de gasodutos ibérica (REN, 2016). No entanto, o gráfico 2 mostra que o aprovisionamento por via do Terminal de Sines tem vindo a diminuir a sua importância. Fonte: ERSE (2015d) Gráfico 2 - Repartição do aprovisionamento de gás natural ! ! ! ! 36 Fonte: Elaboração Própria com base em dados da Direção Geral da Energia e Geologia (DGEG, 2015b) Da análise do gráfico 3, é percetível a quantidade de gás importada por Portugal. A evolução das quantidades importadas é consistente com o aumento da importância do gás natural, enquanto recurso energético, nos hábitos dos consumidores e enquanto recurso “substituidor” de outras fontes de energia. Todavia, a importação de gás natural tem registado uma ligeira diminuição desde 2011, o que se poderá atribuir à evolução recente das condições macroeconómicas. 3.2.1.1.2 Receção, Armazenamento e Regaseificação A receção, o armazenamento e a regaseificação do gás importado são operações efetuadas com recurso ao Terminal de GNL de Sines, que é composto por “(...) instalações portuárias de receção e descarga de navios metaneiros, dois tanques de armazenagem de GNL, instalações de processamento de GNL e de despacho de gás natural para o gasoduto que liga o Terminal de GNL de Sines à rede de transporte de gás natural (...)” (ERSE, 2015q). Gráfico 3 – Evolução da importação de gás natural (em 103Nm3) 0! 1000000! 2000000! 3000000! 4000000! 5000000! 6000000! 2004! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009! 2010! 2011! 2012! 2013! 2014! ! ! ! ! 37 Assim, o terminal recebe o gás natural, armazena-o e coloca-o na rede de transporte (Magalhães, 2010). Este terminal entrou em funcionamento no ano de 2004 e foi expandido no ano de 2009, o que passou, principalmente, pelo reforço da capacidade de regaseificação e pela construção de uma nova baía de enchimento de camiões cisterna (ERSE, 2015q). Desta forma, o terminal possui uma estação de acostagem para navios com uma capacidade de 35 000 a 165 000 m3 GNL, dois tanques de armazenamento com uma capacidade comercial de 120 015,5 m3 GNL e cinco vaporizadores destinados à regaseificação (ERSE, 2015q). Tabela 4 - Operadores no segmento do Terminal de GNL e Armazenamento Subterrâneo Fonte: Elaboração Própria com base em informação da ERSE (2015b) 3.2.1.1.3 Transporte O transporte é uma atividade que permite deslocar o gás natural do importador até aos distribuidores, incorporando-o numa rede interligada de alta pressão, ou até aos clientes finais ligados diretamente à rede de alta pressão. Neste segmento, inclui-se também o transporte de gás natural liquefeito até às unidades autónomas de gás e a sua entrega às empresas distribuidoras ou a grandes clientes (ERSE, 2015g). Até 2006, a atividade de transporte, assim como as atividades de importação, armazenamento e regaseificação de gás natural ou de GNL estavam sujeitas a uma única Fase da cadeia de Valor Operador (es) Terminal de GNL REN-Atlântico Armazenamento Subterrâneo REN-Armazenagem Transgás Armazenagem !! !! ! ! ! ! 38 Figura 1 - Interligações da Rede de Transporte de gás natural portuguesa concessão atribuída à Transgás (Galp, 2015). Atualmente, esta atividade explora a Rede Nacional de Transporte de Gás Natural, através de uma única concessão do Estado, sendo, por isso, um monopólio natural nacional (Magalhães, 2010 e ERSE, 2015r). O operador deste segmento é a REN Gasodutos, também responsável pela Gestão Técnica Global do Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN), que para além de explorar e desenvolver a rede de transporte de gás natural em alta pressão e as suas interligações com outras redes, assegura a capacidade da rede a longo prazo para atender a pedidos razoáveis de transporte de gás natural (REN, 2011). A atividade de transporte portuguesa faz-se por via de duas interligações da rede com a rede de transporte espanhola, designadamente, em Campo Maior (Badajoz) e em Valença do Minho (Tuy). A rede de transporte de gás natural é composta por sete gasodutos. Fonte: ERSE (2015r) ! ! ! ! 39 3.2.1.1.4 Distribuição A distribuição é constituída pelas atividades que permitem entregar o gás natural aos utilizadores finais por via de redes regionais e locais de gasodutos, sendo a atividade descrita como um monopólio natural de caráter regional, pois apesar de existirem vários operadores neste segmento do mercado, cada operador detém o monopólio da sua região. A fase de distribuição explora a Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural através “(...) de concessões de serviço público, exercidas em exclusivo e em regime de serviço público, bem como por licenças de distribuição em redes locais autónomas, não ligadas ao sistema interligado de gasodutos e redes, igualmente exercidas em exclusivo e em regime de serviço público” (ERSE, 2015a). Estas condições são atribuídas pelo Estado. Em termos da sua organização, o segmento da distribuição de gás natural é constituído por redes de média pressão e de baixa pressão. As redes de media pressão são aquelas que permitem a ligação entre as redes de alta e de baixa pressão, conduzindo o gás natural para estas últimas. As redes de baixa pressão são detidas pelas distribuidoras e ligam cada cliente específico à rede de média pressão (Galp, 2015). Tabela 5 - Operadores no segmento da Distribuição Fonte: Elaboração Própria com base em informação da ERSE (2015b) Fase da cadeia de Valor Operadores Distribuição Setgás Lisboagás Lusitaniagás Tagusgás Beiragás Edp Gás Distribuição Dianagás Duriensegás Medigás Paxgás Sonorgás !! !! ! ! ! ! 40 3.2.1.1.5 Comercialização Este segmento do sector de gás natural é constituído por uma componente regulada e por uma componente livre. Na componente regulada, os operadores têm obrigações de serviço público nas áreas abrangidas pela Rede Pública de Gás Natural (ERSE, 2015f). Assim, o comercializador adquire o gás natural conforme o que se encontra definido na legislação e a faculta-o a quem o solicitar. A tarifa que os consumidores finais pagam é regulada pela entidade reguladora que também desempenha funções no contexto do processo de liberalização, assegurando a facilidade na mudança de fornecedor (Neves, 2012). Na componente liberalizada, os operadores atuam sujeitos à atribuição de uma licença pela entidade administrativa competente. Nesta vertente existe, ainda, um regime transitório para abertura do mercado, em virtude da classificação do mercado português como emergente (Ferreira et al., 2004 e ERSE, 2015f). O processo de liberalização, iniciado em 2003 aquando da decisão de liberalizar parcialmente o sector (Neves, 2012), está completo pois as empresas podem entrar livremente neste segmento. Apesar de o número de clientes que são abastecidos pelo mercado livre ter vindo a aumentar ao longo dos anos, como mostra o gráfico 4, ainda existem consumidores que não passaram para o mercado liberalizado, muito embora essa hipótese esteja aberta desde janeiro de 2010, altura em que a mudança passou a estar disponível para todos os consumidores e não apenas para os centros electroprodutores e para a generalidade dos consumidores industriais, como era até então (ERSE, 2015h). Ainda assim, o consumo dos clientes no mercado liberalizado no final de junho de 2014 era cerca de 96% do consumo global, isto é, das duas vertentes do mercado (ERSE, 2015l). ! ! ! ! 47 composta por uma componente fixa (custos fixos) e por uma componente variável (custos variáveis), sendo o valor total o montante que a empresa arrecada. Na componente variável, o preço pago pode estar fixado ao nível do custo marginal ou não. Se o preço estiver ao nível do custo marginal, então a subtração em cada um dos lados da equação pela parcela cmg * Q leva-nos a: A subtração do produto entre o preço e quantidade ao produto entre o custo marginal e a quantidade (lado esquerdo da equação) será igual a zero se P = Cmg, isto é, se os proveitos cobrirem os custos fixos e o produto dos custos marginais pela quantidade. Assim, teremos: Ou seja, se o preço da componente variável for igual ao custo marginal, o rendimento líquido da empresa não dependerá da quantidade pelo que corresponderá somente ao montante de custos fixos. Se o preço se distanciar do custo marginal na componente variável, então o rendimento líquido depende da quantidade e não corresponderá apenas do montante de custos fixos. Rendimento da empresa = Componente Fixa + Componente Variável Rendimento da empresa = F + p * Q Rendimento da empresa – (cmg * Q) = F + p * Q – (cmg * Q) Rendimento da empresa – (cmg * Q) = F + p * Q – (cmg * Q) Rendimento da empresa – (cmg * Q) = F Rendimento líquido da empresa = F ! ! ! ! 48 Com vista a levar a cabo a metodologia acima proposta acerca do preço regulado praticado pela única operadora que existe no segmento do transporte de gás natural, em Portugal, para os 9 anos de regulação que existem deste segmento por parte da ERSE, apresenta-se em seguida a regressão temporal na qual a metodologia se baseia. PLt = α1 + α2 * Qt + 𝜀 t t =2007-2008, ... 2015-2016 em que PLt é o valor dos proveitos líquidos do produto entre o custo marginal e a quantidade de gás, para cada ano gás e Qt o valor da quantidade de gás transportada pela REN Gasodutos, para cada ano gás. Para efeitos da determinação da proximidade entre o preço e o custo marginal, foi realizado um teste de significância individual ao coeficiente α2 e analisada a correlação entre as duas variáveis. Previamente à estimação acima referida, tal como Neves (2012), foi estimado um modelo semelhante, porém, onde a variável dependente é apenas o valor dos proveitos permitidos à atividade do transporte, para cada ano gás, uma vez que é relevante proceder a esta análise no intuito de poder assegurar, com maior certeza, o resultado final encontrado. Se os proveitos permitidos líquidos do produto entre o custo marginal e a quantidade de gás transportada não estiverem correlacionados com as quantidades de gás, então o preço regulado encontrar-se-á ao nível do custo marginal, ao passo que, se os proveitos permitidos à atividade líquidos do produto entre o custo marginal e a quantidade de gás transportada estiverem correlacionados com as quantidades de gás, tal significa que o preço difere do custo marginal. Embora pretendesse que o período amostral fosse maior, a informação que a ERSE tem disponível apenas abarca 9 anos, iniciando-se o estudo no ano gás 2007-2008, o primeiro ano de regulação deste segmento do sector do gás natural. Para levar a cabo esta análise e recorrendo aos relatórios anuais disponíveis no website da ERSE, foram registados os valores de algumas variáveis consideradas relevantes. Para além disso, a presente secção também se debruça sobre uma análise estatística das variáveis utilizadas no modelo econométrico. ! ! ! ! 49 4.1 Dados Os dados relativos às variáveis mencionadas anteriormente foram inteiramente recolhidos do website da ERSE, encontrando-se classificadas da seguinte forma: • Proveitos que o regulador permite à atividade do transporte são os rendimentos da atividade – a sua descrição encontra-se no relatório “Tarifas e Preços de Gás Natural” de cada ano gás; • Custo marginal são os custos incrementais – a sua descrição encontra-se no relatório “Determinação da Estrutura Tarifária” de cada ano gás; • Quantidade é a quantidade de gás para a tarifa de uso da rede de transporte dos operadores das redes de distribuição - a sua descrição encontra-se no relatório “Caracterização da Procura de Gás Natural” de cada ano gás. É de notar que a medida usada para o custo marginal é o custo incremental como definido pela ERSE. Os dados foram obtidos numa perspetiva anual visto que é nessa perspetiva que a ERSE também os analisa e publica, apesar de Davis e Muehlegger (2010) o terem feito numa perspetiva mensal. Relativamente aos proveitos permitidos à atividade foi considerado o valor total, ou seja, o valor permitido à rede de transporte e o valor permitido à gestão técnica global do SNGN, porque o regulamento determina que a atividade de transporte de gás natural é constituída pela atividades de acesso à rede, de gestão técnica global do sistema e transporte de gás natural. Os valores respeitantes aos custos marginais são custos incrementais relativos à capacidade utilizada na entrada, pois os mesmos estão divididos em custos incrementais de entrada e custos incrementais de saída. A escolha recaiu na analogia ao trabalho realizado por Davis e Muehlegger (2010), onde os autores consideraram como custos marginais os city-gate prices – preços a que as empresas distribuidoras compram o gás. É ainda de realçar que, relativamente aos custos incrementais, para os anos gás onde foram definidas capacidades contratada e média como unidade de medida, as mesmas foram convertidas em capacidade utilizada através do fator de conversão indicado nos respetivos relatórios. ! ! ! ! 50 Os valores do custo incremental para os anos gás 2007-2008, 2008-2009 e 20092010 foram obtidos a partir de uma média simples, uma vez que nos relatórios da ERSE apenas estava disponível um valor agregado, isto é, o valor conjunto da entrada e da saída. O valor da quantidade de gás para o ano 2007-2008 foi obtido por uma regra de três simples, considerando que, para o ano gás 2007-2008, a quantidade para a tarifa de uso da rede de transporte dos operadores das redes de distribuição é uma proporção idêntica à que ocorreu em 2008-2009, uma vez que as informações publicadas não estavam na mesma linha de apresentação. Em termos de unidades, a variável PL encontra-se expressa em milhões de euros, a variável Q encontra-se expressa em milhões de Mwh e os custos marginais em euros/Mwh/dia. Os valores, à exceção dos referentes às quantidades, foram deflacionados pelas taxas de inflação disponibilizadas pelo PORDATA para os respetivos anos. A tabela 8 apresenta algumas estatísticas descritivas (como a média e o desvio padrão) das variáveis utilizadas. ! ! ! ! 51 Tabela 8 - Análise descritiva das variáveis * Os valores referentes aos Proveitos e aos Proveitos líquidos encontram-se expressos a preços de 2007 ** Os proveitos líquidos resultam da subtração dos proveitos permitidos ao produto entre os custos marginais e as quantidades. Fonte: Elaboração Própria ! Dos dados acima apresentados é de realçar o valor máximo e mínimo dos proveitos líquidos do produto entre os custos marginais e as quantidades: apenas no último ano gás considerado na análise (2015-2016), esta variável assume um valor positivo, o que pode indicar que, durante o período 2007 a 2015, os proveitos que o regulador permitiu à atividade de transporte não foram suficientes para cobrir os custos. Para analisar a hipótese de as variáveis utilizadas seguirem uma distribuição normal, efetuou-se o teste de Jarque-Bera. Sob hipótese nula das variáveis seguirem uma distribuição normal a estatística de teste relevante é a seguinte: 𝐽𝐵 = 𝑁 6𝑆!+ 𝐾−3! 4 em que N é a dimensão da amostra, S é o coeficiente de assimetria e K é o coeficiente de kurtosis. Variável Proveitos Proveitos Líquidos** Quantidades (milhões de euros)* (milhões de euros)* (milhões de Mwh) ! ! ! ! Média 138,5632 -114,3188 25,55191 Máximo 166,3461 20,11636 28,0989 Mínimo 94,741 -286,7695 23,27072 Desvio Padrão 27,12252 120,7717 1,490804 Skewness -0,588784 -0,59519 0,322361 Kurtosis 1,745949 1,573413 2,332173 Jarque-Bera 1,109742 1,294558 0,323122 Probabilidade 0,574146 0,523468 0,850815 !! !! !! !! ! ! ! ! 52 Sob a hipótese nula das variáveis seguirem uma distribuição normal, a estatística de teste apresentada tem uma distribuição do qui-quadrado com 2 graus de liberdade. Uma análise aos p-value apresentados permite-nos concluir que todos eles são superiores aos níveis de significância convencionais (1%, 5% e 10%), pelo que, em todas as variáveis utilizadas, não se rejeita a hipótese de as mesmas seguirem uma distribuição normal. Isto significa que todas as variáveis utilizadas têm distribuição simétrica e mesocúrtica. 4.2 Resultados A tabela seguinte apresenta as correlações existentes entre as diferentes variáveis. Tabela 9 - Correlação entre as variáveis Fonte: Elaboração Própria Da tabela é possível constatar que proveitos e proveitos líquidos têm uma correlação elevada e positiva, próxima de 1, uma vez que o valor dos custos marginais (valor que os diferencia) é bastante baixo. As quantidades relacionam-se negativamente com ambas as variáveis, proveitos e proveitos líquidos. Variáveis Proveitos Proveitos Líquidos Quantidades Proveitos 1 ! ! ! ! Proveitos Líquidos 0,934565 1 ! Quantidades -0,57338 -0,739819 1 !! !! !! !! ! ! ! ! 53 4.2.1 Resultados da Estimação Prévia A tabela 10 apresenta os resultados obtidos da estimação econométrica prévia realizada, em que se testa se os proveitos (Pt) são significativamente explicados pela quantidade (Qt). Tabela 10 - Resultados da estimação prévia Modelo: Pt = α1 + α2 * Qt + 𝜀 t Fonte: Elaboração Própria ! ! O teste de significância individual realizado ao coeficiente α2, para ambos os modelos, partiu das seguintes hipótese: Ho: α2 = 0 H1: α2 ≠ 0 Analisando a tabela 11, conclui-se que para a primeira estimação (prévia) o pvalue associado a α2 é aproximadamente 10%, pelo que, para um nível de significância Estimação Prévia ! ! ! ! Constante 405,1111 ! ! Quantidades -10,43163 ! ! Observações 9 ! ! R2 0,328765 ! ! F-Statistic 3,428532 ! ! χ2 1,741789 !! ! ! ! ! 54 de 10%, não se pode rejeitar a hipótese de os proveitos dependerem das quantidades, pelo que se conclui pela rejeição de Ho. Tabela 11 - Resultados do teste de significância individual Variável dependente: Proveitos Permitidos à Atividade do Transporte Fonte: Elaboração Própria Coeficiente Desvio Padrão t-Statistic Probabilidade c 405,1111 144,1708 2,809939 0,0261 Q -10,43163 5,633754 -1,85163 0,1065 !! !! !! !! !! ! ! ! ! 55 4.2.2 Resultados da Estimação ao Modelo Uma vez efetuada a análise prévia, seguem agora os resultados da estimação ao modelo. Tabela 12 - Resultados da estimação ao modelo Modelo: PLt = α1 + α2 * Qt + 𝜀 t Fonte: Elaboração Própria Tabela 13 - Resultados do teste de significância individual ao modelo Estimação Modelo ! ! Constante 1417,099 ! ! Quantidades -59,93358 ! ! Observações 9 ! ! R2 0,547333 ! ! F-Statistic 8,463891 ! ! χ2 1,187135 !! !! Variável Dependente: Proveitos líquidos do produto dos Custos Marginais pelas Quantidades Coeficiente Desvio Padrão t-Statistic Probabilidade c 1417,099 527,1869 2,688038 0,0312 Q -59,93358 20,60085 -2,909277 0,0227 !! !! !! !! !! Fonte: Elaboração Própria ! ! ! ! 56 O p-value associado a α2 é inferior a 5%, pelo que, para um nível de significância de 5%, existe evidência que nos permita rejeitar Ho. Assim, conclui-se que os proveitos líquidos dependem das quantidades. Assim sendo, uma vez que os proveitos líquidos do produto entre os custos marginais e as quantidades dependem da quantidade de gás, isso significa que na explicitação da metodologia, existirá não só a componente fixa (F) mas também outra parcela para além dessa componente. Desta forma, não se encontra evidência de que o preço se encontre ao nível do custo marginal. Por conseguinte, não se verifica a seguinte expressão: A conclusão a que se chega com a presente dissertação é próxima da conclusão de Davis e Muehlegger (2010) e de Neves (2012). Em ambos os casos, no segmento da distribuição do mesmo sector, concluiu-se que o preço se distanciava do custo marginal, o que resultava em perdas de bem-estar. No caso do transporte, não se encontra evidência empírica para concluir que o preço se encontra ao nível do custo marginal. É de notar que as conclusões retiradas da análise econométrica são semelhantes para o caso em que foi utilizado como proxy das variáveis logaritmos e para o caso em que foram utilizados, como proxy dos custos marginais, o custo incremental de saída. Visto que não há evidência que o preço esteja ao nível do custo marginal, e relembrando que estamos perante um segmento de monopólio natural, a teoria económica sugere que, pelo facto de o preço não se encontrar ao nível teoricamente ideal, poder-se-á estar perante uma perda de bem-estar. ! Rendimento – (cmg * Q) = F ! ! ! ! 63 ERSE (2010b), “Determinação da Estrutura Tarifária no Ano Gás 2010-2011”, publicado em http://www.erse.pt/pt/gasnatural/tarifaseprecos/historico/treg10a11/Documents/ Estrutura%20Tarif%C3%A1ria%20GN%202010-2011.pdf [acedido em 05.04.16]. ERSE (2010c), “Tarifas e Preços de Gás Natural para o Ano Gás 2010-2011 e Parâmetros para o Período de Regulação 2010-2013”, publicado em http://www.erse.pt/pt/gasnatural/tarifaseprecos/historico/treg10a11/Documents/ Documento%20Tarifas%20e%20Par%C3%A2metros%20GN.pdf [acedido em 05.04.16]. ERSE (2011a), “Caracterização da Procura de Gás Natural no Ano Gás 2011-2012”, publicado em http://agnatural.pt/documentos/ver/caracterizacao-procura-gn2011-2012_b6ae0af315469de6864b0609e16c3670099f08f3.pdf [acedido em 04.04.16]. ERSE (2011b), “Estrutura Tarifária no Ano Gás 2011-2012”, publicado em http://www.erse.pt/pt/gasnatural/tarifaseprecos/historico/0711_0612/Documents/ Estrutura%20Tarif%C3%A1ria%20GN%202011-12.pdf [acedido em 05.04.16]. ERSE (2011c), “Liberalização do Mercado de Gás Natural”, publicado em http://www.erse.pt/pt/gasnatural/liberalizacaodosector/InfoMercadoLiberalizado /Documents/Relatorio_ML_GN_1S_2011.pdf [acedido em 02.03.16]. 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