ANÁLISE DO ANO DE 2003 E CÁLCULO DOS AJUSTAMENTOS A REPERCUTIR EM PORTUGAL-

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1 ANÁLISE DO ANO DE 2003 E CÁLCULO DOS AJUSTAMENTOS A REPERCUTIR EM PORTUGAL- ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS Novembro 2004

2 Rua Dom Cristóvão da Gama n.º 1-3.º Lisboa Tel: Fax:

3 Índice ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO ANÁLISE DO BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA Balanço de energia eléctrica no Continente Balanço de energia eléctrica na Região Autónoma dos Açores Balanço de energia eléctrica na Região Autónoma da Madeira DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DAS EMPRESAS REGULADAS REN EDP Distribuição EDA EEM AJUSTAMENTOS NO CONTINENTE Aquisição de Energia Eléctrica Custos fixos dos CAE imputados à Tarifa de Energia e Potência Custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa UGS Custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa URT Custos com aquisição de energia eléctrica a Produtores em Regime Especial, imputados à tarifa de Energia e Potência Outros custos do exercício associados à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Proveitos facturados no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Ganhos comerciais Custos com a promoção da qualidade ambiental Correcção de Hidraulicidade Decomposição do desvio da componente fixa dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Gestão Global do Sistema Custos associados à gestão do sistema, ao acerto de contas e à gestão das relações comerciais entre o SEP e o SENV Custos decorrentes dos CAE imputados à actividade de GGS Custos com a aquisição de energia a produtores em regime especial imputados à actividade de Gestão Global do Sistema Outros proveitos da entidade concessionária da RNT Custos relacionados com a promoção da qualidade do ambiente Decomposição do desvio dos proveitos permitidos na actividade de Gestão Global do Sistema...49 i

4 Índice 4.3 Transporte de Energia Eléctrica Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Outros custos (OCT) e Proveitos (ST) na actividade de Transporte de Energia Eléctrica Custos com a promoção da qualidade ambiental Decomposição do desvio e dos proveitos permitidos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica Distribuição de Energia Eléctrica Energia eléctrica entregue pelas redes de distribuição Nível de perdas nas redes de distribuição Incentivo à melhoria da Qualidade de Serviço Fixação dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço e metodologia de cálculo da ED Determinação do incentivo à melhoria da qualidade de serviço em Custos com a promoção da qualidade ambiental Comercialização de Redes Comercialização no SEP Custos com Programas de Gestão da Procura Actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica Proveitos a proporcionar por actividade no Continente AJUSTAMENTOS NA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Custos com a aquisição de energia eléctrica ao SEIA Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Custos anuais de exploração Custos com os combustíveis Outros custos de exploração Outros proveitos no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do sistema Ajustamento da aditividade tarifária Distribuição de Energia Eléctrica Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Custos anuais de exploração Outros proveitos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Custos anuais de exploração ii

5 Índice Outros proveitos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Proveitos a proporcionar por actividade na Região Autónoma dos Açores AJUSTAMENTOS NA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA EEM Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Custos de exploração da EEM Outros proveitos da EEM Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Custos com aquisição de energia eléctrica Custos com a aquisição de energia eléctrica ao SEPM Custos com aquisição de energia eléctrica ao SEIM Custos de exploração afectos à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Decomposição dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Custos de exploração afectos à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Outros proveitos afectos à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Decomposição dos proveitos permitidos na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Amortizações e valor médio dos activos a remunerar Custos de exploração afectos à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Outros proveitos afectos à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Decomposição dos proveitos permitidos na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Proveitos a proporcionar por actividade na Região Autónoma da Madeira PEDIDO DE ESCLARECIMENTOS ÀS EMPRESAS REN Compatibilização dos valores REN e EDP Distribuição Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Cálculo da Reserva Girante Custo com a aquisição de energia eléctrica a Produtores em Regime Especial Proveitos extraordinários Ganhos Comerciais Actividade de Gestão Global do Sistema iii

6 Índice Proveitos da rede de segurança Actividade de Transporte de Energia Eléctrica Imobilizado Proveitos extraordinários EDP Distribuição Balanço de Energia de Eléctrica Compatibilização dos valores REN e EDP Distribuição Regularização de provisões entre actividades Rubricas de imobilizado Regularizações de imobilizado entre actividades Regularizações das Amortizações Acumuladas Transferências de imobilizado para exploração Compatibilização dos balanços com os mapas de imobilizado Acréscimos e Diferimentos na actividade de Comercialização de Redes Acréscimos e Diferimentos na actividade de Comercialização no SEP Outros proveitos na actividade de Comercialização no SEP Custos do Plano de Apoio à Reestruturação (PAR) EDA Vendas de energia eléctrica e compensações Vendas de energia eléctrica e energia a facturar Mapas de imobilizado Mapas de subsídios ao investimento Trabalhos para a própria empresa EEM Custo, consumo e preços médios de combustíveis Produção por central Movimento nas Provisões de Clientes de Cobrança Duvidosa Imobilizado e Capitalização de Juros Acréscimo de Proveitos Empréstimos a Médio e Longo Prazo Dívidas de Terceiros de Curto Prazo Estudo Actuarial Movimentos dos Capitais Próprios Facturação teórica Vendas de Energia Eléctrica Movimentos nas Provisões do exercicio de "Outras Provisões para Riscos e Encargos" Balanço de Energia Eléctrica iv

7 Índice Custos Operacionais Investimentos realizados v

8 Índice ÍNDICE QUADROS Quadro Consumo referido à emissão...4 Quadro Balanço de energia eléctrica da REN...4 Quadro Balanço de energia eléctrica da EDP Distribuição...5 Quadro Balanço de Energia Eléctrica da EDA...7 Quadro Balanço de energia eléctrica da EEM...9 Quadro Balanço da REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. em Quadro Demonstração de Resultados da REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. em Quadro Balanço da EDP Distribuição em Quadro Demonstração de Resultados da EDP Distribuição em Quadro Balanço da EDA em Quadro Demonstração de Resultados da EDA em Quadro Balanço da EEM em Quadro Demonstração de Resultados da EEM em Quadro Cálculo do ajustamento da componente fixa dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica em Quadro Custos com a Aquisição de Energia Eléctrica...26 Quadro Comparação do Encargo de Potência implícito nas tarifas 2003 e o Encargo de Potência ocorrido em 2003 (preços correntes)...27 Quadro Factores de disponibilidade verificados e previstos em 2003 no cálculo dos encargos de potência das centrais do SEP...28 Quadro Cálculo da reserva girante...30 Quadro Custos com compensação síncrona...31 Quadro Cálculo dos custos de aquisição de energia eléctrica aos PRE, imputados à TEP...32 Quadro Produção em Regime Especial entre 2001 e Quadro Outros custos...34 Quadro Outros proveitos da AEE...34 Quadro Ganho Comercial em Quadro Custos de política ambiental a considerar nas actividades desenvolvidas pela REN (síntese)...36 Quadro SGA - grau de execução orçamental em Quadro SGA - distribuição dos custos pelas actividades da REN...38 Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade GGS em Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar...46 Quadro Outros custos...47 Quadro Custos dos CAE...48 Quadro Outros proveitos...49 Quadro Cálculo do ajustamento na actividade TEE...53 Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar...55 vi

9 Índice Quadro Outros Custos (OCT) e Proveitos (ST) na actividade TEE...57 Quadro Protecção da avifauna - grau de execução orçamental em Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica...62 Quadro Energia entregue pelas redes da distribuição...63 Quadro Incentivo à redução de perdas...64 Quadro Valores dos parâmetros de qualidade de serviço a vigorarem para 2003 e Quadro Determinação do valor de energia distribuída e da energia não distribuída, em Quadro Valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço para Quadro Custos de política ambiental a considerar na actividade de distribuição (síntese)...71 Quadro P1 - Gestão de lâmpadas usadas - Grau de execução orçamental em Quadro P2 - Gestão de postes usados - Grau de execução orçamental em Quadro P3 - Adequação à nova legislação do ruído - Grau de execução orçamental em Quadro P4 - Inventário de emissões de SF6 - Grau de execução orçamental em Quadro P5 - Eliminação de resíduos de equipamento e consumíveis de informática - Grau de execução orçamental em Quadro P6 - Impactes das linhas aéreas na avifauna - Grau de execução orçamental em Quadro P7 - Formação em ambiente - Grau de execução orçamental em Quadro P8 - Integração paisagística de linhas - Grau de execução orçamental em Quadro P9 - Integração paisagística de instalações da rede de distribuição - Grau de execução orçamental em Quadro Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização de Redes, em Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Comercialização de Redes...80 Quadro Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização no SEP, em Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Comercialização no SEP...82 Quadro Equiparação entre as acções do relatório de execução de 2003 e as acções do PGP...84 Quadro Custos do PGP referentes a 2003, por acção e por nível de tensão...85 Quadro Proveitos relativos a acções de gestão da procura de 2003 (Valores das variáveis da fórmula 36 do n.º 3 do artigo 78 do Regulamento Tarifário)...86 Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica...88 Quadro Proveitos permitidos em 2003 e ajustamento em Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema...92 Quadro Custos com aquisição de energia eléctrica ao SEIA...92 Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar...93 Quadro Custos de exploração na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema...95 vii

10 Índice Quadro Comparação entre o custo com o fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano...97 Quadro Custos unitários do fuelóleo consumido em 2003 por central...97 Quadro Comparação entre os custos unitários do fuelóleo estimados para 2002 e previstos para 2003 e os custos unitários verificados em Quadro Comparação entre o custo com o gasóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano...99 Quadro Custos unitários do gasóleo consumido em 2003 por central Quadro Custos com Lubrificantes Quadro Outros proveitos da AGS Quadro Calculo do ajustamento para tarifas aditivas Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar Quadro Custos de exploração na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Quadro Outros proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar Quadro Custos de exploração na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Quadro Outros proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Quadro Proveitos permitidos em 2003 e ajustamento em 2005, na RAA Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Quadro Custos de exploração da EEM Quadro Outros Proveitos da EEM Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Quadro Custos com a Aquisição de Energia Eléctrica ao SEPM Quadro Custos Permitidos com a Aquisição de Energia Eléctrica ao SEIM Quadro Aquisição de Energia Eléctrica ao SEIM Quadro Custos de exploração afectos a AGS Quadro Peso dos custos de exploração de AGS nos custos de exploração da EEM Quadro Comparação entre o custo com o fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano Quadro Custos unitários do fuelóleo consumido em 2003 por ilha Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Quadro Custos de exploração afectos a DEE Quadro Peso dos custos de exploração da DEE nos custos de exploração da EEM Quadro Outros Proveitos afectos a DEE Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica viii

11 Índice Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Quadro Custos de exploração afectos a CEE Quadro Peso dos custos de exploração de CEE nos custos de exploração da EEM Quadro Outros proveitos afectos a CEE Quadro Proveitos permitidos em 2003 e ajustamento em Quadro Facturação da REN à EDP Distribuição Quadro Valores enviados pela REN Quadro Valores enviados pela EDP Distribuição Quadro Diferença entre os valores enviados pela REN e pela EDP Distribuição Quadro Novos valores enviados pela REN Quadro Diferenças no cálculo da Reserva Girante Quadro Diferença no cálculo do sobrecusto de aquisição aos PRE Quadro Importações, Exportações e Compra e Venda a entidades do SENV (inclui desvios ) 152 Quadro Quadro do resumo anual Quadro Facturação da REN à EDP Distribuição Quadro Valores enviados pela EDP Distribuição Quadro Valores enviados pela REN Quadro Diferença entre os valores enviados pela EDP Distribuição e pela REN Quadro Novos valores enviados pela EDP Distribuição Quadro Regularizações nas Provisões activas Quadro Regularizações nas Provisões passivas Quadro Regularizações de Imobilizado Quadro Regularizações de Imobilizado (valores corrigidos) Quadro Regularizações entre actividades das amortizações acumuladas Quadro Regularizações entre actividades das amortizações acumuladas (valores corrigidos) Quadro Transferências para exploração Quadro Valores enviados pela EEM Quadro Valores enviados pela EEM Quadro Valores enviados pela ERSE Quadro Saldo da rubrica de accionistas por empresa participada Quadro Facturação teórica por actividade Quadro Desagregação enviada pela ERSE Quadro Valores enviados pela EEM ix

12 Índice ÍNDICE FIGURAS Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de AEE (real 2003 e Tarifas 2003)...25 Figura Análise das diferenças entre o Encargo de Potência implícito nas tarifas 2003 e o Encargo de Potência verificado em Figura Evolução da PRE entre 2001 e Figura Decomposição do desvio na actividade de AEE em Figura Proveitos permitidos na actividade de Gestão Global do Sistema (milhares de euros)...42 Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de GGS (real 2003 e Tarifas 2003)...44 Figura Investimento na actividade de Gestão Global do Sistema...45 Figura Fornecimentos e Serviços Externos na GGS...47 Figura Decomposição do desvio dos proveitos permitidos da actividade de GGS em Figura Ajustamento na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (milhares de euros)...52 Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de TEE (real 2003 e Tarifas 2003)...54 Figura Investimentos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica...56 Figura Fornecimentos e Serviços Externos na TEE...58 Figura Decomposição do desvio na actividade de TEE em Figura Metodologia de cálculo do valor do incentivo à melhoria da qualidade de serviço...64 Figura Incentivo à melhoria da qualidade de serviço para Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de Credes (real 2003 e Tarifas 2003)...80 Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade CSEP (real 2003 e Tarifas 2003)...82 Figura Custos do PGP referentes a 2003, por acção e por nível de tensão...86 Figura Custos de exploração na AGS...94 Figura Evolução do preço médio semanal do fuelóleo em 2002 e em Figura Custos de exploração na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Figura Custos de exploração na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de AGS Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de DEE Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de CEE x

13 Introdução 1 INTRODUÇÃO Neste documento de análise do ano de 2003 e cálculo dos ajustamentos a repercutir em 2005, faz-se uma análise do balanço de energia eléctrica e das contas reguladas, por actividade, das empresas reguladas (REN, EDP Distribuição, EDA e EEM) e comparam-se os valores ocorridos com os que tinham sido considerados para o cálculo das tarifas a vigorar em Analisam-se e determinam-se as diferenças entre valores reais e provisórios e calculam-se os ajustamentos a considerar em cada actividade. O documento encontra-se estruturado da seguinte forma: No capítulo 2 compara-se o balanço de energia eléctrica verificado em 2003 com os valores previstos pela ERSE em 2002 para tarifas No capítulo 3 apresentam-se as demonstrações financeiras, por actividade, enviadas pelas empresas reguladas. Nos capítulos 4, 5 e 6 analisa-se e procede-se ao cálculo dos ajustes de cada uma das actividades reguladas em Portugal continental, na Região Autónoma dos Açores e na Região Autónoma da Madeira, respectivamente. Finalmente, no capítulo 7, anexam-se os pedidos de esclarecimentos às empresas de alguns valores respeitantes a 2003 e as respostas enviadas pelas empresas. 1

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15 Análise do Balanço de Energia Eléctrica 2 ANÁLISE DO BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA 2.1 BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA NO CONTINENTE A comparação do balanço de energia eléctrica verificado em 2003 com os valores previstos pela ERSE em 2002 para fixação das tarifas de 2003 evidência as seguintes diferenças: O consumo referido à emissão atingiu GWh situando-se 0,5% acima do valor previsto. As entregas dos produtores em regime especial (emissão PRE) situaram-se 8,6% acima do valor previsto. A energia eléctrica emitida pelo SENV e o saldo importador situaram-se, respectivamente, 71,2% e 40,3% acima do valor previsto, reflectindo a liberalização do mercado e as aquisições de energia eléctrica efectuadas pelo distribuidor vinculado em MT e AT, no âmbito da parcela livre. O desvio nas previsões da bombagem foi de cerca de 9,1%, consequência do ano hidrológico húmido que permitiu uma maior utilização da produção hidroeléctrica. Os consumos reais, entregues ao SENV (4 048 GWh) e os fornecimentos ao SEP ( GWh), atingiram GWh, o que significa que o desvio relativamente ao previsto foi quase nulo (0,6%). Contudo, por nível de tensão verificou-se um desvio no nível de tensão de MAT na ordem dos 47% (+358 GWh) relativamente ao previsto, enquanto que os consumos em BTE ficaram aquém do previsto em 4,7% (-150 GWh). O mercado liberalizado superou as estimativas tendo o consumo do SENV duplicado o valor estimado. A taxa de perdas 1 nas redes de distribuição ultrapassou o valor de referência em apenas 0,01 p.p.. 1 Taxa de perdas = Perdas / Fornecimentos de energia eléctrica x 100 3

16 Análise do Balanço de Energia Eléctrica Quadro Consumo referido à emissão 2002 (real) 2003 (real) 2003/2002 Previsto em 2002 para Tarifas (real - previsto) GWh GWh % GWh GWh % Emissão SEP , ,0 0,1% , ,1-3,2% CPPE , ,0 9,8% , ,8 4,6% Tejo Energia 4 794, ,1-13,1% 4 363,3-195,2-4,5% Turbogás 7 125, ,9-24,2% 7 581, ,7-28,7% Emissão SEI 5 215, ,5 41,7% 5 917, ,4 24,9% EDIA 0,0 1,8 1,8 PRE 2 819, ,6 30,8% 3 396,5 291,1 8,6% SENV 497,3 907,4 82,5% 530,0 377,4 71,2% Saldo importador (1) 1 898, ,7 47,1% 1 990,6 803,1 40,3% Energia Entrada na Rede , ,5 5,3% ,2 261,3 0,6% Bombagem 670,3 485,4-27,6% 444,9 40,5 9,1% Emissão , ,1 5,9% ,3 220,8 0,5% Quadro Balanço de energia eléctrica da REN 2002 (real) 2003 (real) Previsto em 2002 para Tarifas (real - previsto) GWh GWh GWh GWh % Compras ao SEP , , , ,9-3,2% CPPE , , , ,0 4,6% Tejo Energia 4 794, , ,3-195,2-4,5% Turbogás 7 125, , , ,7-28,7% Compras ao SEI 5 149, , , ,4 95,3% EDIA 0,0 1,8 1,8 PRE 2 826, , ,5 266,3 7,8% SENV 424,2 912,6 250,0 662,6 265,0% Saldo importador (1) 1 898, ,7 127, ,7 2099,8% Total da energia entrada , , , ,5 5,8% Consumos Próprios da REN 9,5 10,0 9,5 0,5 5,3% Bombagem 670,3 485,4 444,9 40,5 9,1% Compensação Sincrona 37,5 31,5 40,0-2,5-6,3% Distribuidores , , ,3 289,3 0,8% Vendas SEI 993, , , ,3 98,9% Total de energia saída , , , ,1 6,0% Perdas 717,2 737,7 761,3-23,6-3,1% Perdas/ Emissão 1,7% 1,7% 1,9% -0,16 p.p. (1) Importações - exportações (inclui as importações a pedido do SENV 4

17 Análise do Balanço de Energia Eléctrica Quadro Balanço de energia eléctrica da EDP Distribuição 2002 (real) 2003 (real) Previsto em 2002 para Tarifas (real - previsto) GWh GWh GWh GWh % Compras para o SEP REN e PRE ,1% Parcela livre (1) ,9% Compras para o SENV ,5% Total de energia entrada ,6% Fornecimentos ao Grupo EDP (2) Distribuidores ,6% CPPE ,0% Entregas ao SENV ,4% MAT AT ,1% MT ,4% Fornecimentos ao SEP ,0% MAT ,0% AT ,1% MT ,7% BTE ,7% BTN ,0% IP ,7% Total de energia saída ,6% Perdas ,2% Perdas/ Fornecimentos de Energia 8,20% 8,61% 8,60% 0,01 p.p. 5

18 Análise do Balanço de Energia Eléctrica 2.2 BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA NA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES A comparação do balanço de energia eléctrica verificado em 2003 com os valores previstos em 2002 para fixação das tarifas de 2003 evidência as seguintes diferenças: O consumo referido à emissão, na Região Autónoma dos Açores atingiu os 625,9 GWh situandose 1,1% abaixo do valor previsto. As aquisições a produtores do SENVA registaram, em 2003, um desvio negativo de 15,3 GWh. Este diferencial é explicado em 73% pelo desvio registado na aquisição de energia à SOGEO, S.A., que produziu abaixo da sua capacidade máxima, na central da Ribeira Grande. Os fornecimentos ao SEPA atingiram 559,3 GWh, o que significa que o desvio relativamente ao previsto foi inferior a 1%. Contudo, por nível de tensão verificou-se um desvio no nível de tensão de MT na ordem dos -6,0%% (-12,6 GWh) relativamente ao previsto, enquanto que os consumos em BT superaram as previsões em 2,1% (+7,5 GWh). Parte deste desvio é justificado por uma alteração da classificação dos consumos de MT para BT. Com efeito, os actuais fornecimentos em BTE eram anteriormente classificados como fornecimentos em MT. Esta transferência, de fornecimentos de MT para BT, representa cerca de 2,5% dos fornecimentos totais (cerca de 14 GWh). A taxa de perdas 2 foi inferior ao valor previsto, em 0,28 pontos percentuais. 2 Taxa de perdas = Perdas na rede / Fornecimentos x 100 6

19 Análise do Balanço de Energia Eléctrica Quadro Balanço de Energia Eléctrica da EDA 2002 (real) 2003 (real) % 2003/2002 Previsto em 2002 para Tarifas (real - previsto) MWh MWh % MWh MWh % Produção Centrais da EDA ,4% ,1% Consumo e perdas nas centrais ,8% Emissão própria ,6% Outros produtores do SEPA Produtores do SENVA ,7% ,6% Consumo referido à emissão ,7% ,1% Fornecimentos ,4% ,9% Fornecimentos SENVA Fornecimentos SEPA ,4% ,9% MT ,5% ,0% BT ,8% ,1% Energia saída da rede ,4% ,9% Perdas na rede ,6% ,2% Taxa de perdas [1] 11,57% 11,92% 0,35 p.p. 12,20% 0,28 p.p. Notas:[1] Taxa de perdas = perdas na rede / fornecimentos x 100 7

20 Análise do Balanço de Energia Eléctrica 2.3 BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA NA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA A análise do balanço de energia eléctrica da EEM, nomeadamente dos valores previstos e aceites pela ERSE em 2002 para fixação das tarifas de 2003 e dos valores verificados em 2002 e em 2003, permite evidenciar as seguintes diferenças: O consumo referido à emissão na rede do SEPM de 2003 apresentou um decréscimo de 3,3% face aos valores previstos para tarifas de 2003, tendo-se situado em MWh. Entre 2002 e 2003, o consumo referido à emissão cresceu 5,6% quando, em 2002 se estimava um crescimento de 9,2%. O valor de perdas nas redes e em consumos próprios atingiu em 2003 o valor de MWh, apresentando um desvio de MWh (em termos relativos, um decréscimo de 27%), face aos valores previstos para tarifas de Entre 2002 e 2003 verificou-se uma redução no nível de perdas (de MWh para MWh). O valor de fornecimento de energia eléctrica ao SEPM apresentou um ligeiro desvio em 2003 face aos valores previstos em 2002 para tarifas de 2003 (-0,7%), situando-se em MWh. Em 2003, os fornecimentos em BT atingiram o valor de MWh, situando-se 1,6% abaixo do valor previsto para tarifas de Os fornecimentos em MT/AT apresentam um acréscimo de 3,0% face aos valores previstos para tarifas de 2003, representando um consumo de MWh. As taxas de crescimento previstas para os consumos face aos de 2002 não se verificaram. A EEM estimava um crescimento de 8,5% dos fornecimentos ao SEPM tendo-se verificado um crescimento inferior em 0,8 pontos percentuais. Este desvio global é explicado pelos desvios por nível de tensão, tendo os fornecimentos ao SEPM em BT registado um crescimento de 7,7% quando, em 2002, se estimava um crescimento de 9,5%, e os fornecimentos em MT/AT superado as previsões de 2002, que cresceram 7,9% em vez de 4,7%, previstos inicialmente. A taxa de perdas 3 verificada em 2003 foi de 8,1%, reduzindo-se em 2,9 pontos percentuais face ao valor previsto em 2002 para tarifas de 2003 (11,0%). Em 2002, a EEM previa para 2003 um aumento na taxa de perdas de 0,7 pontos percentuais, face a No Quadro 2-5 apresenta-se o balanço de energia eléctrica da EEM. 3 Taxa de perdas = Perdas / Fornecimentos x 100 8

21 Análise do Balanço de Energia Eléctrica Quadro Balanço de energia eléctrica da EEM 2002 (real) 2003 (real) Previsto em 2002 para Tarifas (real - previsto) MWh MWh MWh MWh % EMISSÃO PARA A REDE DO SEPM ,3% (2003/2002) 5,6% 9,2% - Perdas nas redes e consumos próprios (1) ,0% (perdas/fornecimentos) 10,3% 8,1% 11,0% - 2,9 p.p. = FORNECIMENTOS AO SEPM ,7% (2003/2002) 7,7% 8,5% BT ,6% (2003/2002) 7,7% 9,5% MT/AT ,0% (2003/2002) 7,9% 4,7% Nota: (1) exclui consumos próprios das centrais 9

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23 Demonstrações financeiras das empresas reguladas 3 DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DAS EMPRESAS REGULADAS 3.1 REN Dando cumprimento ao estipulado no Regulamento Tarifário e ao estabelecido na Norma Complementar n.º 1 emitida pela ERSE, a REN enviou à ERSE um relatório financeiro sumário das actividades reguladas, bem como diversa informação adicional, relativamente a A REN enviou igualmente o relatório de gestão e os documentos de prestação de contas referentes ao exercício de Os Balanços e Demonstrações de Resultados que se apresentam nos quadros seguintes representam os valores que a REN considerou para cada uma das actividades reguladas e para o global da empresa, tendo-se calculado os valores das actividades não reguladas por diferença. 11

24 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Balanço da REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. em 2003 ACTIVO REN Aquisição de Energia Eléctrica Gestão Global do Sistema Transporte de Energia Eléctrica Unid EUR Actividades não Reguladas IMOBILIZADO LIQUIDO Imobilizações Incorpóreas Imobilizações Corpóreas em Exploração Imobilizado em Curso Investimento Financeiro CIRCULANTE Existências Materiais Diversos e Produtos e Trabalhos em Curso Dívidas de Terceiros - médio e longo prazo Clientes (v. líquido) Outros Devedores Dívidas de Terceiros - curto prazo Clientes (v. líquido) Estado e Outros Entes Públicos Outros Devedores (v. líquido) Depósitos Bancários e Caixa ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Proveitos Custos Diferidos TOTAL DO ACTIVO CAPITAL PRÓPRIO E PASSIVO REN Aquisição de Energia Eléctrica Gestão Global do Sistema Transporte de Energia Eléctrica Actividades não Reguladas CAPITAIS PRÓPRIOS Capital, Reservas e Resultados Transitados Resultado Liquido do Exercício TOTAL DO CAPITAL PRÓPRIO PASSIVO Provisão para riscos e encargos Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos Outros Credores Dívidas a Terceiros - Curto prazo Empréstimos Dívidas a Instituições de Crédito Fornecedores c/c Estado e Outros Entes Públicos Outros Credores ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Custos Proveitos Diferidos TOTAL DO PASSIVO TOTAL CAPITAL PRÓPRIO e do PASSIVO Fonte: REN 12

25 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Demonstração de Resultados da REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. em 2003 Rubricas Unid EUR PROVEITOS E GANHOS (A) Vendas De energia eléctrica inclui ajustamento de 2001 e Prestações de serviços Trabalhos para a própria empresa (exclui encargos financeiros) Outros proveitos e ganhos operacionais Proveitos e ganhos financeiros - rendas Proveitos e ganhos extraordinários CUSTOS E PERDAS (B) Custo das mercadorias vendidas e consumidas Energia Eléctrica Materiais diversos Fornecimentos e serviços externos Custos com o pessoal Amortizações Provisões Outros custos e perdas operacionais Custos e perdas extraordinárias REN Aquisição de Energia Eléctrica Gestão Global do Sistema Transporte de Energia Eléctrica Actividades não Reguladas RESULTADOS P/ EFEITOS DE REGULAÇÃO (C) = (A) - (B) PROVEITOS E GANHOS (D) Vendas (inclui ajuste previsional) Trabalhos para a própria empresa (encargos financeiros) Outros proveitos e ganhos operacionais Proveitos e ganhos financeiros Proveitos e ganhos extraordinários CUSTOS E PERDAS (E) Impostos 1 1 Amortizações Custos e perdas financeiras Custos e perdas extraordinárias IRC RESULTADOS NÃO ACEITES P/ EFEITOS DE REGULAÇÃO (F) = (D) - (E) RESULTADOS LÍQUIDOS (G) = (C) + (F) Fonte: REN 3.2 EDP DISTRIBUIÇÃO Dando cumprimento ao estipulado no Regulamento Tarifário e ao estabelecido na Norma Complementar n.º 1 emitida pela ERSE, a EDP Distribuição enviou à ERSE um relatório financeiro sumário das actividades reguladas, bem como diversa informação adicional, relativamente a Nos quadros seguintes apresentam-se o Balanço e a Demonstração de Resultados das actividades reguladas no âmbito da distribuição vinculada de energia eléctrica. 13

26 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Balanço da EDP Distribuição em 2003 Unidade: 10 3 EUR ACTIVO EDP - Distribuição Actividades Reguladas Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Redes Comercialização no SEP Compra e Venda de Energia IMOBILIZADO Imobilizações Incorpóreas Imobilizações Corpóreas Imobilizado em Curso Investimento Financeiro CIRCULANTE Existências Materiais Diversos Dívidas de Terceiros Clientes C/ Corrente Empréstimos Grupo (1) Estado e Outros Entes Públicos Outros Devedores Títulos Negociáveis 0 Depósitos Bancários e Caixa ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Proveitos Valor para ajustamento Outros Proveitos Custos Diferidos Grandes Reparações Impostos diferidos 0 0 Outros Custos TOTAL DO ACTIVO PASSIVO E CAPITAIS PRÓPRIOS EDP - Distribuição Actividades Reguladas Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Redes Comercialização no SEP Compra e Venda de Energia CAPITAIS PRÓPRIOS Capital Resultado Liquido do Exercício Total do Capital Próprio PASSIVO Provisão para riscos e encargos Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos Grupo (1) Outros Credores Imobilizado (DL 344-B/82) Dívidas a Terceiros - Curto prazo Fornecedores Empréstimos Grupo (1) Estado e Outros Entes Público Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente Outros Credores ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Custos Remunerações a Liquidar Valor para ajustamento Outros Proveitos Diferidos Subsídios para Investimento Impostos diferidos 0 0 Outros Total do Passivo TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO Nota: (1) Empréstimos Grupo = Sistema financeiro Holding + Empréstimos entre Actividades. Fonte: EDP Distribuição 14

27 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Demonstração de Resultados da EDP Distribuição em 2003 Unidade: 10 3 EUR CUSTOS E PERDAS EDP - Distribuição Actividades Reguladas Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Redes Comercialização no SEP Compra e Venda de Energia Custo das Mercadorias Vendidas e das Matérias Consumidas TEP Parcela livre UGS URT Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Custos com Pessoal Amortizações do Exercício Provisões do Exercício Impostos Outros Custos Operacionais Rendas de Concessão Outros A - CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS Custos e Perdas Financeiras Juros e Custos Similares Diferenças de Câmbio 0 Outros Custos e Perdas Financeiras C - CUSTOS E PERDAS CORRENTES Custos e Perdas Extraordinárias Outros E - CUSTOS E PERDAS DO EXERCÍCIO Imposto sobre o rendimento do exercício G - CUSTOS TOTAIS RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO PROVEITOS E GANHOS EDP - Distribuição Actividades Reguladas Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Redes Comercialização no SEP Compra e Venda de Energia Energia eléctrica/prestações de Serviços TEP UGS URT URD CREDES CSEP De Materiais Diversos Outras Prestações Serviços Ajustamentos Variação da Produção 0 Trabalhos para a própria empresa Materiais Diversos e Outros Encargos Financeiros Proveitos Suplementares Subsídio à Exploração Outros Proveitos Operacionais Outros B - PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS Proveitos e Ganhos Financeiros Compensação por atrasos de pagamento Outros D - PROVEITOS E GANHOS CORRENTES Proveitos e ganhos extraordinários Subsídios para investimento Redução de provisões Outros F - PROVEITOS TOTAIS RESULTADOS OPERACIONAIS (B) - (A) RESULTADOS FINANCEIROS [(D)-(B)]-[(C)-(A)] RESULTADOS CORRENTES (D) - (C) RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (F) - (E) RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO (F) - (G) Fonte: EDP Distribuição 15

28 Demonstrações financeiras das empresas reguladas 3.3 EDA Dando cumprimento ao estipulado no Regulamento Tarifário e ao estabelecido na Norma Complementar n.º 7 emitida pela ERSE, a EDA enviou à ERSE um relatório financeiro sumário das actividades reguladas, bem como diversa informação adicional, relativamente a Nos quadros seguintes apresentam-se o Balanço e a Demonstração de Resultados das actividades reguladas no âmbito da distribuição vinculada de energia eléctrica. 16

29 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Balanço da EDA em 2003 Unidade: 10 3 EUR ACTIVO EDA Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica IMOBILIZADO Imobilizações Incorpóreas Imobilizações Corpóreas Imobilizado em Curso Investimento Financeiro CIRCULANTE Existências Materiais Diversos, Produtos e Trabalhos em Curso Dívidas de Terceiros Clientes (valor líquido) Estado e Outros Entes Públicos Outros Devedores (valor líquido) Depósitos Bancários e Caixa ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Proveitos Custos Diferidos TOTAL DO ACTIVO CAPITAL PRÓPRIO e PASSIVO EDA Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica CAPITAIS PRÓPRIOS Capital, Reservas, Resultados Transitados Resultado Liquido do Exercício Total do Capital Próprio PASSIVO Provisão para riscos e encargos Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos Outros Credores Dívidas a Terceiros - Curto prazo Empréstimos Fornecedores c/c Estado e Outros Entes Público Fornecedores de Imobilizado Outros Credores ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Custos Proveitos Diferidos Total do Passivo TOTAL do CAPITAL PRÓPRIO e do PASSIVO Fonte: EDA 17

30 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Demonstração de Resultados da EDA em 2003 Unidade: 10 3 EUR Rubricas Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Total das actividades reguladas PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) Vendas De energia eléctrica Compensação tarifária Ajustamento 0 Materiais diversos 0 Prestações de serviços Variação da produção 0 Trabalhos para a própria empresa (exclui enc. Financeiros) Proveitos suplementares Subsídios à exploração 0 Outros proveitos e ganhos operacionais CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) Custo das mercadorias vendidas e consumidas Compras de Energia Eléctrica Combustíveis Materiais Diversos Fornecimentos e serviços externos Custos com o pessoal Amortizações Provisões 9 9 Impostos Outros custos e perdas operacionais RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) Proveitos e ganhos financeiros (D1) Encargos financeiros imputados ao investimento (D2) Custos e perdas financeiras (E) RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D1 + D2) - (E) RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) Proveitos e ganhos extraordinários (H) Custos e perdas extraordinários (I) RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) IRC (L) RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) Fonte: EDA 18

31 Demonstrações financeiras das empresas reguladas 3.4 EEM Dando cumprimento ao estipulado no Regulamento Tarifário e ao estabelecido na Norma Complementar n.º 10, a EEM enviou à ERSE um relatório financeiro sumário das actividades reguladas, bem como diversa informação adicional, referente ao ano de Nos quadros seguintes são apresentados os valores enviados pela EEM para as três actividades reguladas, relativos às contas do Balanço e da Demonstração de Resultados. O valor apurado para a EEM resulta da soma das actividades reguladas. 19

32 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Balanço da EEM em 2003 Unidade: 10 3 EUR ACTIVO EEM Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica IMOBILIZADO Imobilizações Incorpóreas Imobilizações Corpóreas em exploração Imobilizado em Curso Investimento Financeiro CIRCULANTE Existências Matérias Primas e Materiais Diversos Dívidas de Terceiros Médio e Longo Prazos Protocolos com Entidades Oficiais Dívidas de Terceiros Clientes C/ Corrente Clientes Cobrança Duvidosa Accionistas Estado e Outros Entes Públicos Outros Devedores Títulos Negociáveis Depósitos Bancários e Caixa ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Proveitos Compensação Tarifária ( ) Valor para ajustamento Outros Proveitos Custos Diferidos Grandes Reparações Impostos diferidos Outros Custos TOTAL DO ACTIVO PASSIVO E CAPITAIS PRÓPRIOS EEM Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica CAPITAIS PRÓPRIOS Capital + Reservas + Resultados Transitados Resultado Líquido do Exercício Total do Capital Próprio PASSIVO Provisão para riscos e encargos Provisão para pensões e actos médicos Outras provisões Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo Dívida a Instituições de Crédito Outros Credores Dívidas a Terceiros - Curto prazo Fornecedores c/c Dívida a Instituições de Crédito Estado e Outros Entes Públicos Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente Outros Credores ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS Acréscimos de Custos Remunerações a Liquidar Valor para ajustamento Outros Proveitos Diferidos Subsídios para Investimento Impostos Diferidos Outros Total do Passivo TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO Fonte: EEM 20

33 Demonstrações financeiras das empresas reguladas Quadro Demonstração de Resultados da EEM em 2003 Unidade: 10 3 EUR Rubricas EEM Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) Vendas De energia eléctrica Convergência tarifária Ajustamento Materiais diversos Prestações de serviços Variação da produção Trabalhos para a própria empresa Proveitos suplementares Subsídios à exploração Outros proveitos e ganhos operacionais CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) Custo das mercadorias vendidas e consumidas Combustíveis, lubrificantes e outros Compras de Energia Eléctrica Materiais diversos Fornecimentos e serviços externos Custos com o pessoal Amortizações Provisões Impostos Outros custos e perdas operacionais RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) Proveitos e ganhos financeiros (D) Custos e perdas financeiras (E) RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) Proveitos e ganhos extraordinários (H) Custos e perdas extraordinários (I) RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) IRC (L) RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) Fonte: EEM 21

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35 Ajustamentos no Continente 4 AJUSTAMENTOS NO CONTINENTE Comparam-se de seguida os custos e proveitos verificados no ano 2003 com os valores que tinham sido previstos em 2002 para a determinação das tarifas de energia eléctrica de Esta análise tem por objectivo: Avaliar o desempenho das empresas reguladas. Determinar, para cada actividade, o ajustamento relativo ao ano de 2003 a repercutir nas tarifas de 2005, de acordo com as regras definidas no Regulamento Tarifário. 4.1 AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o artigo 72.º do Regulamento Tarifário, os proveitos permitidos à entidade concessionária da RNT para 2005, no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, são ajustados pela diferença entre a componente fixa dos proveitos facturados em e os que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 72.º do RT aos valores verificados em 2003 com a soma de algumas rubricas aceites a posteriori (ganhos comerciais, custos com interruptibilidade e custos com a promoção da qualidade do ambiente). O Quadro 4-1 permite comparar os valores verificados em 2003 ( 2003 ) com os proveitos permitidos em 2002 no cálculo das tarifas de 2003 ( Tarifas 2003 ) e calcular o ajuste a repercutir nas tarifas de O ajuste aos valores de 2003 pode ser decomposto em duas parcelas: Uma, no montante de 9,1 milhões de euros, é dada pela diferença entre os valores reais (1 380,8 milhões de euros) e os valores previstos (1 371,7 milhões de euros) da componente fixa dos proveitos permitidos à entidade concessionária da RNT no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica. A outra, no montante de 26,6 milhões de euros, é dada pela soma dos valores das rubricas de custos aceites a posteriori: ganhos comerciais (14,6 milhões de euros), custos com a interruptibilidade (26,7 milhões de euros), custos com promoção da qualidade ambiental (0,1 milhões de euros) e, ainda, do valor de Correcção de Hidraulicidade não considerado no cálculo dos ajustes trimestrais (-14,8 milhões de euros). Este ajuste, no montante de 35,7 milhões de euros é actualizada para 2005, pela aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual e deduzida do valor do ajuste provisório da componente fixa, calculado em 2003 e integrado nos proveitos 4 Valor que corresponde ao montante definido para Tarifas 2003, facturado pela REN à EDP Distribuição, em duodécimos. 23

36 Ajustamentos no Continente permitidos para cálculo das Tarifas de 2004 (30,8 milhões de euros), actualizado para 2005 pela aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. O ajustamento da parcela fixa dos proveitos relativos à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica em 2003 a repercutir nas tarifas de 2005 é de -6,0 milhões de euros. Quadro Cálculo do ajustamento da componente fixa dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica em Tarifas 2003 Diferença 2003-tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % 1 E R ~ fixo t =(A+B+C+D+E-F-G-H) COMPONENTE FIXA ,7% ACAE CAE UGS URT CAE 2003 Custos fixos CAE, imputados à tarifa de Energia Potência ,7% CAE 2003 custos decorrentes dos CAE ,3% UGS CAE 2003 custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa de UGS ,7% URT CAE 2003 custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa de URT ,7% UGS B RE - RE Custos com aquisição de energia a produtores em regime especial, imputados à tarifa EP ,6% Re 2003 custos com aquisição de energia a produtores em regime especial ,1% UGS RE2003 custos com aquisição de energia a produtores em regime especial, imputados à tarifa de UGS ,3% C Ter 2003 Terrenos de centrais ,4% Ter Am 2003 amortizações de terrenos de centrais ,4% Ter Act 2003 valor médio do activo em terrenos de centrais, liquído de amortizações ,0% Ter r taxa de remuneração para o valor dos terrenos de centrais (%) 0,0% 0,0% 0 D Ter Liq 2003 mais-valia ou menos-valia da venda de terrenos de centrais, líquida de impostos Outros activos ,7% E Am 2003 amortizações de outros activos ,8% E Act 2003 valor médio dos outros activos liquídos de amortizações e comparticipações ,6% E r taxa de remuneração dos outros activos (%) 9,0% 9,0% 0 0,0% E E OC 2003 E F S 2003 E (2) G 2001 E (2) H 2002 Outros custos do exercício associados à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica ,4% Proveitos facturados no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica ,0% Ajustamento em 2003, dos proveitos relativos à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica em ,0% Ajustamento em 2003, dos proveitos relativos à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica em ,0% 2 (i + j + k - L) CUSTOS ACEITES A POSTERIORI I NVIMP 2003 Ganhos Comerciais NVIMP 2003 correspondentes a encargos de importação e de aquisições a produtores não vinculados decorrentes de proveitos de exportações e vendas a entidades do SENV NVEXPV2003 arranques -193 J Itr 2003 Encargos com contratos de interruptibilidade H Amb 2003 E Custos com a promoção da Qualidade do Ambiente 84 L GA 2003 Proveitos dos contratos de Garantia de Abastecimento 0 3 CH 2003 Ajuste ao valor anual do cálculo da Correcção de Hidraulicidade, em 2003 não considerado nos ajustes trimestrais R' 2003 E [(1) + (2) + (3)] Proveitos permitidos no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (componente fixa) R E fixo, 2003 Proveitos facturados com a tarifa de Energia e Potência R E R ' E 2003 Diferença entre os proveitos facturados e os proveitos permitidos i 2004 E Taxa de juro EURIBOR a três meses, Junho de 2004 acrescida de 0,5 pontos percentuais 2,62% 8 (R 2003 E -R ' 2003E ) x (1+i 2004 E ) 2 Diferença entre os proveitos facturados e os proveitos permitidos actualizado para ~ 9 Efixo 2004 Valor previsto do ajustamento da parcela fixa dos proveitos, em 2003, recuperado em ( ) ~ E 10 fixo E 1+ i 2004 Valor previsto do ajustamento da parcela fixa dos proveitos, em 2003 actualizado para E fixo 2003 [(8) - (10)] Ajustamento da parcela fixa dos proveitos relativos à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica em A Figura 4-1 permite identificar os valores das parcelas dos proveitos permitidos que serviram de base para o cálculo das tarifas para 2003 com os verificados em A diferença entre estes valores devese essencialmente aos custos de aquisição aos Produtores em Regime Especial e aos custos aceites a posteriori. 24

37 Ajustamentos no Continente Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de AEE (real 2003 e Tarifas 2003) Tarifas 2003 Custos c/ ambiente 0 Correcção Hidraulicidade -15 Interruptibilidade 27 Ganhos Comerciais 15 Ajustamento de Ajustamento de Outros Custos (v. líquido) 5 5 Amortizações e Remuneração Imobilizado Aquisições aos PRE CAE De seguida faz-se a análise do desvio, para cada rubrica que o compõe. 25

38 Ajustamentos no Continente CUSTOS FIXOS DOS CAE IMPUTADOS À TARIFA DE ENERGIA E POTÊNCIA No quadro que se segue é feita uma análise comparativa dos custos fixos relacionados com a aquisição de energia eléctrica às centrais do SEP. Quadro Custos com a Aquisição de Energia Eléctrica Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 Desvio 1 Custos fixos dos CAE ,3% CPPE ,1% Potência Arranques Compensação Síncrona Tejo Energia ,7% Potência Arranques Compensação Síncrona 0 0 Turbogás ,5% Potência Arranques Compensação Síncrona Custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa UGS ,7% Arranques ,7% Funcionamento em AGC 0 0 Reguladores das Centrais ,4% Custo da Reserva Girante ,6% 3 Custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa URT ,7% 4 Custos dos CAE Imputados à TEP (1) - (2) - (3) ,7% VARIÁVEIS QUE CONDICIONAM O ENCARGO DE POTÊNCIA No Quadro 4-3 comparam-se os valores do Encargo de Potência de 2003 implícito nas tarifas de 2003 com os respectivos valores verificados. Como se pode observar, em termos globais verifica-se um pequeno desvio de 0,3% entre os valores implícitos nas tarifas para 2003 e os valores verificados. Assim, os desvios negativos verificados nas centrais da Turbogás e da Tejo Energia foram mais do que compensados pelo desvio positivo que se registou no Encargo de Potência das centrais que pertencem à CPPE. 26

39 Ajustamentos no Continente Quadro Comparação do Encargo de Potência implícito nas tarifas 2003 e o Encargo de Potência ocorrido em 2003 (preços correntes) Valores implícitos nas tarifas de 2003 (1) Valores verificados em 2003 (2) Unidade: 10 3 EUR Evolução [(2)-(1)]/(1) CPPE ,1% Tejo Energia ,4% Turbogás ,8% Total SEP ,3% Com o objectivo de justificar as razões para os desvios registados avaliou-se o comportamento, observado em 2003, das principais variáveis que condicionam o valor do Encargo de Potência, nomeadamente das variáveis monetárias (taxas de inflação e taxas de juro) e da disponibilidade das centrais, tentando isolar o impacte provocado por cada variável. A Figura 4-2 evidencia esses impactes. Relativamente à Turbogás e à Tejo Energia, as variáveis monetárias são responsáveis por decréscimos dos valores do Encargo de Potência verificado em 2003 face ao previsto, em cerca de 6%. Contudo, a disponibilidade dos centros electroprodutores que lhes estão afectos influenciou de forma diferente a Turbogás e a Tejo Energia, ao aumentar o Encargo de Potência da Tejo Energia em cerca de 1%, tendo uma influência quase nula no Encargo de Potência da Turbogás. Pode-se também observar que, no caso da CPPE, tanto a taxa de disponibilidade das centrais, como a evolução das variáveis monetárias tiveram impactes no mesmo sentido, tendo contribuído para o acréscimo do Encargo de Potência observado em 2003 relativamente ao previsto. 27

40 Ajustamentos no Continente Figura Análise das diferenças entre o Encargo de Potência implícito nas tarifas 2003 e o Encargo de Potência verificado em % 2% 1% 0% -1% -2% -3% -4% -5% -6% -7% Impacte global Impacte da variação das variáveis monetárias Impacte da variação das taxas disponibilidades CPPE Tejo Energia Turbogás Total SEP O Quadro 4-4 apresenta o valor dos factores médios de disponibilidade das centrais do SEP considerados para efeitos de cálculo das tarifas para 2003 e os factores médios de disponibilidade das centrais do SEP que se verificaram e que foram utilizados para determinação da facturação dos encargos de potência mensais dos produtores à REN, bem como o desvio verificado, confirmando o que é evidenciado na figura anterior. Quadro Factores de disponibilidade verificados e previstos em 2003 no cálculo dos encargos de potência das centrais do SEP Pego Turbogás CPPE Total CPPE CPPE Térmica CPPE Hídrica Total das Centrais do SEP Factor médio anual de disponibilidade verificado 1, , , , , ,04901 Factor médio anual de disponibilidade previsto 1, , , , , ,04321 Diferença percentual entre os factores verificados e previstos 1,33% -0,14% 0,55% 0,28% 0,63% 0,56% O Quadro 4-3 apresenta o impacte das variáveis monetárias na diferença apurada entre os Encargos de Potência implícitos nas tarifas de 2003 e os Encargos de Potência verificados em

41 Ajustamentos no Continente Relativamente às taxas de juro consideradas nos cálculos dos encargos de Potência registaram-se valores inferiores em 2003 face aos valores considerados para esse ano. Este facto contribuiu para a diminuição dos Encargos de Potência da Tejo Energia e da Turbogás. Por outro lado, também se pode observar que a variação dos índices de preços no Continente (IPC total excepto habitação) em 2003, de grande importância na determinação dos Encargos de Potência das centrais da CPPE, foi superior em 2003 comparativamente ao valor implícito nas tarifas, contribuindo deste modo, para o aumento do Encargo de Potência dos centros pertencentes à CPPE. Quadro Variáveis monetárias utilizadas no cálculo dos Encargos de Potência Implícito nas tarifas 2003 Verificado em 2003 Evolução dos preços em Portugal continental ,8% 3,3% Variação da inflação na União Europeia em 2003 (Tejo Energia e Turbogás) 2,0% 2,0% Média taxas de juro euribor 1 e 3 meses em 2003 (Tejo Energia e Turbogás) 4,1% 2,4% Fontes: INE, Banco de Portugal CUSTOS DECORRENTES DOS CAE IMPUTADOS À TARIFA UGS Os valores previstos para o ano 2003 dos custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa UGS, e os verificados nesse ano, constantes do Quadro 4-2, foram obtidos pela adição das seguintes parcelas: Arranques o custo com arranques ficou aquém do previsto em 2002 em cerca de 29%. Reguladores das centrais este custo representa 1% dos custos de potência das centrais do SEP, o desvio relativamente ao previsto foi irrelevante. Custo da reserva girante o desvio deste custo situou-se na ordem dos 17,6%, consequência de se ter subestimado a ponta do consumo SEP, em cerca de 10% e de se passar a considerar a potência da TER, como potência de maior grupo. O método de cálculo deste custo encontra-se sintetizado no Quadro 4-5, e resulta da soma das seguintes parcelas: - Parcela de encargo fixo calculada como sendo o encargo de potência do SEP correspondente à potência da reserva girante. O valor da potência de reserva girante é dado pela soma da potência do maior grupo do SEN com 1% da ponta anual de consumo. A potência é valorizada pelos encargos do SEP referidos à potência líquida garantida (90% da potência referida à emissão). - Parcela variável correspondente ao sobrecusto de exploração, resultante de grupos em regime de funcionamento abaixo da sua potência máxima, obrigando à utilização de grupos 29

42 Ajustamentos no Continente adicionais (com custos variáveis superiores). O sobrecusto unitário de exploração considerado é de 0,9976 /MWh. Quadro Cálculo da reserva girante 2003 Tarifas Potência Térmica (ref. emissão) (MW) Potência Hídrica (ref. produção) (MW) Potência Líquida Garantida (MW) [(1) + (2) x (1-0,02)] x 0, Custo Fixo CAE's (10 3 EUR) Custo Unitário Potência Garantida ( /kw) (4) / (3) Potência maior Grupo SEN (MW) Ponta do consumo SEP (MW) Potência Reserva Girante (MW) (6) + 0,01x (7) Custo Variável Reserva Girante (10 3 EUR) (8) x 8760 x 0,9976 /MWh / Custo Fixo Reserva Girante (10 3 EUR) (8) x (5) Custo da Reserva Girante (10 3 EUR) (9) + (10) CUSTOS DECORRENTES DOS CAE IMPUTADOS À TARIFA URT Os custos com a compensação síncrona quadruplicaram os valores inicialmente previstos. Este desvio resulta de uma subestimação por parte da REN do valor desta rubrica, uma vez que o valor verificado em 2003, de 1,3 milhões de euros, ainda que inferior, situa-se na ordem de grandeza do ocorrido em 2002 (1,4 milhões de euros). No Quadro 4-6 apresentam-se os valores verificados entre 2001 e 2003 e os que foram previstos para as tarifas de 2003, permitindo observar que não foram previstos custos nas centrais do Carregado e Alto Mira, ao contrário do que se veio a verificar. 30

43 Ajustamentos no Continente Quadro Custos com compensação síncrona 2001 Real 2002 Real 2003 Tarifas 2003 Real Carregado 271,0 96,4 537,3 Alto Mira 969, ,7 534,5 Tunes 124,0 275,0 322,8 199, EUR 1 364, , ,7 GWh 34,1 37, ,5 /Mwh 40,00 36,64 8,07 40, CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA A PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL, IMPUTADOS À TARIFA DE ENERGIA E POTÊNCIA O custo com a aquisição de energia eléctrica a Produtores em Regime Especial (PRE) imputados à tarifa de Energia e Potência (TEP) é o custo equivalente da produção da mesma energia pelas centrais do SEP. Este custo resulta da aplicação da soma das tarifas de Energia e Potência e de Uso da Rede de Transporte em AT à energia eléctrica entregue à rede pelos PRE. A energia entregue à rede pelos PRE foi cerca de 5,6% superior ao valor previsto no cálculo das tarifas para 2003, tendo-se observado um aumento de 2,8% no valor do preço médio de aquisição ao SEP. Devido à conjugação destes factores, o custo com a aquisição de energia eléctrica à PRE imputado à TEP aumentou 8,6%, conforme se pode observar no Quadro 4-7. O custo real de aquisição de energia eléctrica aos PRE aumentou 18,1%, devido não só ao aumento das quantidades mas também do preço médio de aquisição desta energia pelo SEP, relativamente ao inicialmente previsto (+11,9%). A diferença entre este custo e o custo equivalente de aquisição desta energia ao SEP constitui um sobrecusto que é imputado à tarifa de Uso Global do Sistema (UGS). Este sobrecusto de aquisição de energia eléctrica aos produtores em regime especial foi cerca de 57,3% superior ao inicialmente previsto. 31

44 Ajustamentos no Continente Quadro Cálculo dos custos de aquisição de energia eléctrica aos PRE, imputados à TEP 2003 Tarifas 2003 Desvio Custos da PRE Imputados à tarifa EP (10 3 EUR) ,6% a Custo de Aquisição aos PRE (10 3 EUR) ,1% b Preço médio ( /MWh) [(a) / (c)] 77,19 69,00 11,9% Aquisições aos PRE ao custo SEP c Energia (GWh) 3 586, ,5 5,6% d Preço médio 57,07 55,49 2,8% Tarifa de Energia e Potência ( / MWh) 53,98 51,94 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT ( / MWh) 3,09 3,56 e Valor (10 3 EUR) [(c) x (d)] ,6% f Sobrecusto imputado à tarifa UGS (10 3 EUR) [(a) - (e)] ,3% No Quadro 4-8 apresenta-se a evolução dos custos e da energia facturada pelos produtores em regime especial entre 2001 e 2003, bem como os valores previstos considerados na determinação das tarifas de Quadro Produção em Regime Especial entre 2001 e Real EUR GWh /MWh EUR GWh /MWh EUR GWh /MWh EUR GWh /MWh Cogeração , ,7 55, , ,4 65, , ,0 62, , ,4 76,59 Resíduos Sólidos Urbanos e outros ,9 442,2 65, ,0 448,4 68, ,0 470,0 69, ,8 593,7 71,69 Hídrica ,7 670,9 65, ,1 705,4 75, ,5 923,6 74, ,6 980,7 77,79 Eólica ,6 232,5 61, ,8 340,1 80, ,4 383,0 84, ,9 464,6 84,96 Produtores em Regime Especial , ,2 60, , ,3 70, , ,6 68, , ,5 77, Real 2003 Tarifas 2003 Real Verifica-se que os custos unitários médios da energia entregue a partir de qualquer tipo de produção em regime especial registaram aumentos face ao que tinha sido considerado para as tarifas de 2003, em especial a cogeração. O desvio de 18% nos custos com cogeração, relativamente ao valor previsto para tarifas 2003, resulta de um decréscimo das quantidades de 4,5% conjugado com um acréscimo do custo médio na ordem dos 24%, consequência do aumento dos preços dos combustíveis. As centrais térmicas a partir de resíduos sólidos urbanos e outros resíduos registaram um aumento do custo de cerca de 30% devido, não só, ao aumento da energia eléctrica entregue que se cifrou em 26,3%, mas também do custo médio unitário que registou um acréscimo de 2,7% relativamente ao previsto para tarifas

45 Ajustamentos no Continente Quanto à energia eólica, manteve o seu custo médio praticamente inalterado (mais 0,2%), pelo que o acréscimo do custo em 21,5% resulta do aumento da energia eléctrica entregue na rede do SEP de 21,3%. Relativamente à aquisição de energia produzida pelas mini-hídricas registam-se os aumentos verificados na quantidade de energia eléctrica entregue e do custo unitário médio de 6,2% e de 4,7%, respectivamente. A conjugação destes dois factores implicou um acréscimo de 11,2%, ao nível da facturação. Todos estes acréscimos, bem como os que se registaram desde 2001, encontram-se representados na Figura 4-3. Figura Evolução da PRE entre 2001 e 2003 Variações em EUR Variações em GWh Variações em /kwh 100% 100% 100% 90% 90% Cogeração Resíduos Sólidos Urbanos e outros 90% 80% 80% Hídrica Eólica 80% 70% 70% 70% 60% 60% 60% 50% 50% 50% 40% 40% 40% 30% 30% 30% 20% 20% 20% 10% 10% 10% 0% 2002 Real / 2001 Real 2003 Real / 2002 Real 2003 Real / 2003 Tarifas 0% -10% 2002 Real / 2001 Real 2003 Real / 2002 Real 2003 Real / 2003 Tarifas 0% 2002 Real / 2001 Real 2003 Real / 2002 Real 2003 Real / 2003 Tarifas OUTROS CUSTOS DO EXERCÍCIO ASSOCIADOS À ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA O Quadro 4-9 refere-se apenas à parcela Outros custos (Oct) desta rubrica. Em termos globais o desvio verificado na rubrica de Outros custos foi quase nulo (-0,4%). Verificou-se contudo, um decréscimo das rubricas de outros custos operacionais e de provisões de 63,2% e de 48,1%, respectivamente, e da ocorrência de um custo extraordinário de 274 milhares de euros, que inclui 226 milhares de euros de desmantelamento da central de Alto Mira. 33

46 Ajustamentos no Continente Quadro Outros custos 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio ( Tarifas 2003) Valor % Fornecimentos e Serviços Externos [1] ,1% Custos com Pessoal ,0% Outros Custos Operacionais ,2% Provisões ,1% Custos e Perdas Extraordinários ,4% Total ,4% Nota: [1] Exclui custos com a promoção da qualidade do ambiente PROVEITOS FACTURADOS NO ÂMBITO DA ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Os desvios ocorridos nesta rubrica foram irrelevantes (Quadro 4-10). Quadro Outros proveitos da AEE 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio ( Tarifas 2003) Valor % Outros Proveitos Operacionais % Trabalhos Própria Empresa % Rendas de prédios % Proveitos e Ganhos Extraordinários [1] % Total % Nota: [1] Não foi considerado o montante de milhares de euros, uma vez que os mesmos dizem respeito a correcções a ajustamentos contabilizados pela REN GANHOS COMERCIAIS A REN, através do Agente Comercial do SEP, pode adquirir energia para abastecer o SEP, ou vender energia produzida pelo SEP, a agentes do sistema eléctrico não vinculado ou de outros sistemas. De acordo com o artigo 72.º do Regulamento Tarifário, a REN partilha com os consumidores de energia eléctrica do SEP os benefícios que obtém dessa actividade. Dos ganhos comerciais, 50% são repercutidos na tarifa de Energia e Potência. 34

47 Ajustamentos no Continente Os valores reais dos custos associados às transacções de energia eléctrica fora do SEP que foram aceites para efeito da determinação do ajustamento a considerar no cálculo das tarifas para 2005 têm em conta o documento Ganhos comerciais relativos à actividade de comercialização em 2003, de Maio de 2004, enviado à ERSE pela REN. O quadro seguinte apresenta o cálculo do ganho comercial da REN, em 2003, a considerar para efeitos das tarifas de Quadro Ganho Comercial em EUR GWh cent /kwh a Custos da Importação ,3 2,45 b Custo equivalente de produção vinculada ,3 3,46 1 Ganho comercial nas importações [(b)-(a)] x 0, c Proveitos de Exportação ,8 3,22 d Custo de produção vinculada ,8 2,40 e Custo da potência TEP 17 2 Ganho comercial nas exportações [(c)-(d)-(e)] x 0, f Proveito por arranques evitados 109 g Custo de arranques provocados Arranques [(f) - (g)] x 0, Ganhos Comerciais (1) + (2) + (3) O ganho comercial da REN é obtido pela soma das diferenças entre: O custo equivalente da produção vinculada e o custo da importação, no valor de = milhares de euros. O proveito das exportações e o custo equivalente da produção vinculada dessa energia (incluindo a parcela de potência), no valor de = milhares de euros. Os proveitos por arranques evitados e o custo de arranques provocados, no valor de = -385 milhares de euros. O ganho comercial obtido foi de milhares de euros, valor sobre o qual é permitida à entidade concessionária da RNT a retenção de 50%, ou seja, milhares de euros. 35

48 Ajustamentos no Continente CUSTOS COM A PROMOÇÃO DA QUALIDADE AMBIENTAL O Plano de Promoção da Qualidade Ambiental (PPQA) da REN para o período prevê as seguintes três medidas: Implementação e certificação do sistema de gestão ambiental (SGA) pela norma NP EN ISO14001:1999 e futuro registo EMAS 5. Protecção da avifauna, designadamente da cegonha branca. Nesta medida inclui-se a instalação de dispositivos dissuasores, plataformas de nidificação e transferência de ninhos. Requalificação ambiental de corredores de linhas. Nesta medida inclui-se a desmontagem de linhas fora de serviço, em especial quando se desenvolvem em áreas urbanas. Os custos com o PPQA da REN a considerar nas tarifas de 2005 encontram-se sintetizados no Quadro 4-12, distribuídos pelas três actividades desenvolvidas pela REN. A coluna relativa ao grau de aceitação apresenta a percentagem de custos aceites para efeitos tarifários no total dos custos de cada acção do PPQA. Atendendo ao carácter voluntário das acções desenvolvidas pela REN, a ERSE aceitou a totalidade dos custos considerados na execução do PPQA. Quadro Custos de política ambiental a considerar nas actividades desenvolvidas pela REN (síntese) Unidade: 10 3 EUR Acção Actividade AEE GGS TEE Aceitação 1 - Sistema de Gestão Ambiental 84,1 84,1 141,1 100% Implementação 72,3 72,3 72,3 100% Formação 8,0 8,0 8,0 100% Parcerias e projectos de I&D 0,0 0,0 57,0 100% Instrução do processo e auditorias certificação 3,8 3,8 3,8 100% 2 - Protecção da avifauna 0,0 0,0 122,7 100% 3 - Requalificação de corredores de linhas 0,0 0,0 0,0 - Total 84,1 84,1 263,8 100% Notas: actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (AEE); actividade de Gestão Global do Sistema (GGS); actividade de Transporte de Energia Eléctrica (TEE). 5 Sistema Comunitário de Ecogestão e Auditoria. 36

49 Ajustamentos no Continente Os custos relativos à implementação e certificação do SGA foram repartidos de igual modo pelas três actividades, com excepção dos custos relativos a projecto de investigação e desenvolvimento 6 imputados na totalidade à actividade de Transporte de Energia Eléctrica. Os custos com as restantes medidas do PPQA são imputados à actividade de Transporte de Energia Eléctrica. Esta informação será detalhada para cada actividade. Durante o ano de 2003 foram executadas as seguintes actividades no âmbito do Sistema de Gestão Ambiental da REN: Desenvolvimento de diversos programas de gestão ambiental, no âmbito do Plano Ambiental de 2003, destacando a REN os programas relativos ao licenciamento ou notificação de furos/poços e fossas sépticas, avaliação do desempenho ambiental da REN e gestão adequada de resíduos. Execução do Plano de Monitorização 2003, destacando-se as acções no domínio do ambiente sonoro em subestações, acompanhamento de fugas de SF6, monitorização de avifauna e medições de campo eléctrico e magnético em linhas e subestações. Acções de formação para colaboradores da REN e prestadores de serviços (foram abrangidas cerca de 200 pessoas). Realização de 10 auditorias internas a diversas instalações da empresa no âmbito do SGA. Revisão do SGA, tendo sido realizado um Plano de Melhoria do Sistema. Revisão do procedimento de Avaliação de Significância de impactes ambientais. Actividades de divulgação e promoção sobre matérias ambientais, destacando-se a participação em exposições, atribuição de patrocínios e publicação de documentação sobre a actuação da REN. Início da implementação do protocolo com o Instituto de Conservação da Natureza (ICN) relativo a avifauna. Continuação das negociações tendo em vista a publicação dos resultados da pesquisa arqueológica na construção da linha Alqueva-Ferreira do Alentejo e o início do estudo epidemiológico sobre campos electromagnéticos. No final de 2003, a REN obteve a certificação do seu SGA pela norma NP EN ISO14001:1999. Comparando as acções efectuadas com o previsto no PPQA, verifica-se algum atraso, em especial no que respeita a projectos de I&D. No Quadro 4-13 é possível avaliar os desvios verificados para as diversas rubricas de custos. 6 Dado que a maioria dos custos se referiam a projectos relativos ao transporte de energia eléctrica (Protocolo ICN para protecção da avifauna, estudo arqueológico relativo a um linha e estudo epidemiológico sobre campos electromagnéticos). 37

50 Ajustamentos no Continente Quadro SGA - grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Acção Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Implementação 275,0 216,8-58,2-21,17 Formação 22,3 24,0 1,7 7,82 Parcerias e projectos de I&D 280,0 57,0-223,0-79,64 Instrução processo e auditorias certificação 7,0 11,4 4,4 63,19 Total 584,3 309,2-275,1-47,08 O Sistema de Gestão Ambiental aplica-se a toda a empresa. No entanto, os projectos de investigação e desenvolvimento, conforme já referido, são essencialmente respeitantes à actividade de transporte de energia eléctrica. Deste modo, foi adoptada a seguinte repartição de custos entre as actividades desenvolvidas pela REN: Custos relativos à implementação, formação e instrução do processo e auditorias de certificação (252,2 milhares de euros): repartidos igualmente entre as três actividades desenvolvidas pela REN (Aquisição de Energia Eléctrica - AEE; Gestão Global do Sistema - GGS; Transporte de Energia Eléctrica - TEE). Custos relativos aos projectos de I&D (57 milhares de euros): incluídos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica. A proposta de distribuição de custos pelas três actividades desenvolvidas pela REN para efeitos tarifários consta do Quadro Quadro SGA - distribuição dos custos pelas actividades da REN Unidade: 1000 EUR Actividade Custos tarifas 2005 AEE 84,1 GGS 84,1 TEE 141,1 Total 309,2 Em síntese, na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica devem ser considerados 84,1 milhares de euros. 38

51 Ajustamentos no Continente CORRECÇÃO DE HIDRAULICIDADE Nos termos do nº 2 da Portaria n.º 987/2000, de 14 de Outubro, a REN enquanto entidade concessionária da RNT e como gestora exclusiva da conta de correcção de hidraulicidade, deve calcular anualmente o diferencial, os encargos e a parcela referidos respectivamente nas alíneas a), b) e c) do n.º 1 do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 338/91, de 10 de Setembro, podendo este cálculo ser fraccionado mensalmente, ao longo do ano, em função da hidraulicidade de cada mês e da consequente evolução do saldo da correcção de hidraulicidade previsível até ao final do ano. O justificativo do movimento global do ano será obrigatoriamente acompanhado de um relatório de um auditor independente. O n.º 4 da Portaria refere ainda que relativamente à alínea a) do n.º 1 do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 338/91 a EDP pagará mensalmente à REN os diferenciais positivos e receberá da REN os diferenciais negativos. Donde se conclui que relativamente ao movimento global poderá haver opção por cálculo mensal ou anual, sendo o cálculo do diferencial mensal. Contudo, dado não ser viável actualizar mensalmente a base de dados de caudais afluentes a cada albufeira, o cálculo mensal é efectuado afectando o custo da central marginal aos défices ou excessos de afluência hidro-energética. Por não se utilizar a mesma metodologia no cálculo anual e mensal da correcção de hidraulicidade a soma dos valores mensais difere do valor anual. Em 2003 obteve-se um diferencial positivo de milhares de euros. Pelo facto deste valor se referir a um ajuste relativo aos doze meses do ano e não a um trimestre em especial considerou-se que o mesmo seria considerado no cálculo dos ajustamentos de 2003 e repercutido nas tarifas de 2005, não tendo sido considerado nos ajustamentos tarifários trimestrais DECOMPOSIÇÃO DO DESVIO DA COMPONENTE FIXA DOS PROVEITOS PERMITIDOS NA ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA A soma algébrica de todos os desvios, no montante de milhares de euros (ver Quadro 4-1), representa o desvio entre os proveitos permitidos previstos e os recalculados com base em valores reais. Contudo, de acordo com o artigo 72.º do Regulamento Tarifário embora o ajustamento definitivo deste diferencial seja calculado com um diferimento de dois anos, está previsto um ajustamento provisório ao fim de um ano que foi calculado em 2003 e incorporado nas tarifas de 2004 no montante de milhares de euros, que tem de ser deduzido ao valor do ajuste definitivo. Da actualização destes dois valores pela aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual, resulta um ajustamento aos proveitos desta actividade a incorporar nas tarifas de 2005 no montante de milhares de euros (Figura 4-4). 39

52 Ajustamentos no Continente Figura Decomposição do desvio na actividade de AEE em ,6 0,1-7, ,2-14,8 40 1,9 37,6 31, EUR 30 26, ,0 0 Interruptibilidade Aquisições aos PRE Ganhos Comerciais O. Custos (v. Líq.) CAE Correcção de Hidraulicidade Actualização financeira Desvios actualizados Ajuste provisório actualizado Ajuste

53 Ajustamentos no Continente 4.2 GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA De acordo com o artigo 73.º do Regulamento Tarifário, os proveitos a proporcionar em 2005 pela tarifa de Uso Global do Sistema são ajustados pela diferença entre os proveitos efectivamente facturados em 2003 e os que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 73.º aos valores verificados em O Quadro 4-15 compara os valores verificados em 2003 ( 2003 ), com os previstos em 2002 para o cálculo da tarifa de 2003 ( Tarifas 2003 ). O desvio a repercutir nas tarifas de 2005 resulta da diferença entre os proveitos facturados pela entidade concessionária da RNT pela aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema fixada para 2003 ( milhares de euros) e os proveitos permitidos recalculados com os valores reais ( milhares de euros), adicionado dos custos com a promoção da qualidade ambiental (84 milhares de euros), no total de milhares de euros. Este montante é actualizado para 2005, por aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor em 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual e deduzido do valor previsto do desvio da recuperação do custo com a convergência tarifária das Regiões Autónomas, previsto em 2003 e pago em 2004 (745 milhares de euros) actualizado para 2005 pela aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor em 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. O ajustamento dos proveitos da actividade de Gestão Global do Sistema em 2003 a repercutir nas tarifas de 2005 é de milhares de euros. Esta situação está representada na Figura

54 Ajustamentos no Continente Figura Proveitos permitidos na actividade de Gestão Global do Sistema (milhares de euros) b) a) Proveitos permitidos calculados em 2004 para determinação do ajustamento de 2003 Proveitos facturados em 2003 Proveitos permitidos calculados em 2002 para o estabelecimento das tarifas de 2003 Quantidades 2003 Custos 2003 Quantidades 2003 Custos 2002 Quantidades 2002 Custos 2002 Notas: a) Diferença devida ao aumento das quantidades. b) Diferença devida ao aumento dos custos. 42

55 Ajustamentos no Continente Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade GGS em Tarifas 2003 Diferença 2003-tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % ,1% AGS t+go t + Ac t Custos associados à gestão do sistema, ao acerto de contas e à gestão das relações comerciais entre SEP e SENV UGS Am t amortizações líquidas ,7% UGS Act t valor médio dos activos liquído de amortizações e comparticipações ,0% UGS r t taxa de rendibilidade para o valor dos activos (%) 0 0 UGS OG t outros custos ,1% B CAE UGS Custos decorrentes dos CAE imputados à actividade de Gestão Global do Sistema ,7% C REG t Custos com a ERSE ,5% UGS D RE t UGS E S t UGS F t-2 Custos com aquisição de energia a produtores em regime especial, imputados à tarifa de UGS ,3% Outros proveitos da entidade concessionária da RNT ,5% Ajustamento em 2003, dos proveitos relativos à actividade de Gestão Global do Sistema, ,0% 1 R' t GGS (A + B + C + D - E - F) Proveitos permitidos no âmbito da actividade de Gestão Global do Sistema ,0% UGS G RAA t UGS H RAM t UGS I RAM t Custos com a convergência tarifária da Região Autónoma dos Açores ,0% Custos com a convergência tarifária da Região Autónoma da Madeira ,9% Valor transferido da TEP (ajustamento da parcela variável da TEP nas RAs) R t GGS (1) + G + H + I Proveitos a recuperar no âmbito da actividade de Gestão Global do Sistema ,5% 3 Amb t-2 UGS Custos com a promoção da qualidade do ambiente 84 4 Rf t UGS Proveitos facturados com a tarifa de Uso Global do Sistema Rf UGS -(R ' tugs + Amb t-2 UGS ) Diferença entre os proveitos facturados e a soma dos proveitos a recuperar com os custos com a promoção da qualidade do ambiente i 2004 UGS taxa de juro EURIBOR a três meses, Junho de 2004 acrescida de 0,5 pontos percentuais 2,62% 7 (5) x (1+i t-1 UGS ) 2 Diferença entre os proveitos facturados e os proveitos permitidos actualizado para UGS 8 prov 2004 Valor previsto, em 2003, do desvio da recuperação pela REN do custo com a convergência tarifária das RAs, recuperado em ( ) UGS UGS 9 p rov i 2004 Valor previsto do desvio, em 2003, actualizado para UGS (7) - (9) Ajustamento em 2005, dos proveitos da actividade de Gestão Global do Sistema facturados em

56 Ajustamentos no Continente Na Figura 4-6 apresentam-se os valores das parcelas dos proveitos permitidos que serviram de base para o cálculo das tarifas de 2003 e os que se verificaram em Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de GGS (real 2003 e Tarifas 2003) ,1 214, EUR Tarifas 2003 Custos c/ ambiente 0,1 0,0 Custos com a convergência tarifária nas RAS 53,7 53,7 Ajustamento de ,7 9,7 Remuneração Imobilizado 3,8 4,4 Outros Custos (v. líquido) 7,4 7,6 ERSE 4,0 4,0 Amortizações 8,7 8,4 Sobrecusto PRE 72,2 45,9 Custos CAE 90,5 81,0 Da análise da figura verifica-se que as rubricas que mais contribuíram para o desvio ocorrido foram as relacionadas com o sobrecusto com a aquisição aos Produtores em Regime Especial (PRE) e os custos dos CAE, nomeadamente, os custos com a reserva girante, rubricas analisadas nos pontos e 4.1.2, respectivamente. De seguida faz-se a análise do desvio, para cada rubrica que o compõe. 44

57 Ajustamentos no Continente CUSTOS ASSOCIADOS À GESTÃO DO SISTEMA, AO ACERTO DE CONTAS E À GESTÃO DAS RELAÇÕES COMERCIAIS ENTRE O SEP E O SENV O desvio de -13% no activo líquido a remunerar resulta não só de um menor investimento e de reclassificações de imobilizado em 2002 que afectaram os valores iniciais do activo líquido a remunerar relativamente aos valores provisórios utilizados no cálculo das tarifas de 2003, mas também do menor montante de transferências para exploração ocorridas durante o ano de 2003, conforme se pode verificar no Quadro O montante das transferências está directamente relacionado com o grau de realização do investimento que se situou nos 44,6% relativamente ao valor previsto para Tarifas Figura Investimento na actividade de Gestão Global do Sistema 12 10,6 10 1,2-55,4% 8 2, EUR 6 4 0,7 6,6 0,9 5,9 0,4 0,7 0,4 4,7 0,4 0,5 2 4,0 3,5 0 Tarifas em Nov Real Rede de telecomunicações de segurança Sistemas informáticos Remodelação do Despacho Nacional Diversos 45

58 Ajustamentos no Continente Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 (1) Tarifas 2003 (2) Desvio [(1) (2)] / (2) Investimento Custos Técnicos ,4% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) ,2% Investimento Directo Transferências p/ exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,5% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) ,5% Amortizações do Exercício Regularizações Saldo Final (4) ,8% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) ,8% Comparticipações do ano 0 0 Amortizações do ano Saldo Final (6) 0 0 Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) (3) (5) ,1% Valor de 2003 (8) = (2) (4) (6) ,2% Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,0% Relativamente à parcela Outros custos (OGUGS) (Quadro 4-17), no total verificou-se uma redução de 13%. 46

59 Ajustamentos no Continente Quadro Outros custos 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio ( Tarifas 2003) Valor % Materiais Diversos % Fornecimentos e Serviços Externos [1] % Custos com Pessoal % Outros Custos Operacionais % Provisões % Custos e Perdas Extraordinários Total % Nota: [1] Exclui os custos com a promoção da qualidade do ambiente. O maior desvio em termos absolutos ocorreu na rubrica de Fornecimentos e Serviços Externos, nas subcontas Conservação e Reparação e Trabalhos Especializados (Figura 4-8). O valor realizado em Conservação e Reparação foi de 33% do valor estimado, tendo-se verificado apenas na função de Acerto de Contas um valor superior ao estimado. O maior desvio na subconta Trabalhos Especializados verificou-se no Acerto de Contas onde o valor realizado representa 25% do valor previsto. Figura Fornecimentos e Serviços Externos na GGS 10 3 EUR ,8% ,7% ,4% Tarifas 2003 Real Tarifas 2003 Real Tarifas 2003 Real Conservação e reparação Trabalhos especializados Outros FSE Gestão do Sistema Acerto de Contas Relações Comerciais Telecomunicações Nota: Inclui os custos com a promoção da qualidade do ambiente 47

60 Ajustamentos no Continente CUSTOS DECORRENTES DOS CAE IMPUTADOS À ACTIVIDADE DE GGS O desvio no total dos custos dos CAE imputados à actividade de Gestão Global do Sistema, transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica foi de 12% relativamente ao valor estimado. Enquanto que os custos com arranques foram sobrestimados, os custos da reserva girante superaram as estimativas. Os desvios destas rubricas já foram objecto de análise no ponto Quadro Custos dos CAE 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio ( Tarifas 2003) Valor % Arranques % Reguladores das Centrais % Custo da Reserva Girante % Total % CUSTOS COM A AQUISIÇÃO DE ENERGIA A PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL IMPUTADOS À ACTIVIDADE DE GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA O valor do sobrecusto com aquisição de energia eléctrica a Produtores em Regime Especial imputados à tarifas de Uso Global do Sistema está calculado no ponto 4.1.4, na análise da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (Quadro 4-7) OUTROS PROVEITOS DA ENTIDADE CONCESSIONÁRIA DA RNT A rubrica que mais contribuiu em termos absolutos para o desvio verificado nos outros proveitos foi a de Proveitos da Rede de Segurança. Este menor valor de proveitos deve-se essencialmente à reformulação do contrato de prestação de serviços com a EDP Produção motivado pelo facto de as tarifas que estavam a ser cobradas pelos serviços terem sido actualizadas a valores do mercado cujas tabelas vem sofrendo reduções motivadas pela concorrência e porque aquela empresa abandonou a utilização de parte dos circuitos que vinha utilizando. O desvio verificado na rubrica de Trabalhos para a Própria Empresa está directamente relacionado com o menor investimento realizado nesta actividade relativamente ao previsto nas Tarifas de (ver comentário no ponto ) 48

61 Ajustamentos no Continente Quadro Outros proveitos 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio ( Tarifas 2003) Valor % Proveitos da Rede de Segurança % Outros Proveitos Operacionais % Trabalhos Própria Empresa % Rendas de Prédios % Proveitos e Ganhos Extraordinários % Total % CUSTOS RELACIONADOS COM A PROMOÇÃO DA QUALIDADE DO AMBIENTE De acordo com o Plano de Promoção da Qualidade Ambiental da REN em execução, existem custos relativos à implementação do sistema de gestão ambiental da REN que devem ser também atribuídos à Actividade de Gestão Global do Sistema, conforme já analisado em Deste modo, na Actividade de Gestão Global do Sistema devem ser considerados 84,1 milhares de euros relativos à execução do PPQA DECOMPOSIÇÃO DO DESVIO DOS PROVEITOS PERMITIDOS NA ACTIVIDADE DE GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA A Figura 4-9 representa a decomposição do desvio dos proveitos permitidos da actividade de Gestão Global do Sistema em Da análise desta figura verifica-se que o valor do desvio dos proveitos permitidos é de 35,4 milhões de euros. No entanto, devido ao aumento de consumos e aos custos aceites a posteriori com a promoção da qualidade ambiental, a REN teria a recuperar 34,4 milhões de euros que actualizados à taxa de juro EURIBOR atingiriam 36,2 milhões de euros. Contudo, devido ao valor previsto do desvio da recuperação do custo com a convergência tarifária, previsto em 2003 e pago em 2004, actualizado para 2005 à taxa de juro EURIBOR, o ajustamento de 2003 a repercutir nas tarifas de 2005 reduz-se para -35,4 milhões de euros. 49

62 Ajustamentos no Continente Figura Decomposição do desvio dos proveitos permitidos da actividade de GGS em ,5 0,3 0,0-0,2-0,6 35,3-1,0 0,1 1,8 36,2-0,8 35, , EUR Sobrecusto PRE Custos CAE Amortizações ERSE Outros Custos (v. líquido) Remuneração Imobilizado Desvio de proveitos permitidos Alteração de consumos Custos c/ ambiente Actualização financeira Desvio de 2003 Ajuste porvisório de 2003 actualizado Ajuste de 2003 a repercutir em

63 Ajustamentos no Continente 4.3 TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o artigo 74.º do Regulamento Tarifário, os proveitos permitidos a proporcionar em 2005 pelas tarifas de Uso da Rede de Transporte são ajustados pela diferença entre os proveitos efectivamente facturados em 2003 e os que resultam da aplicação da fórmula básica definida no n.º 1 do artigo 74.º aos valores verificados em O Quadro 4-20 compara os valores verificados em 2003 ( 2003 ) com os previstos em 2002 para o cálculo das tarifas de 2003 ( Tarifas 2003 ). O desvio a repercutir nas tarifas de 2005 resulta da diferença entre os proveitos facturados pela entidade concessionária da RNT pela aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte fixadas para 2003 ( milhares de euros) e os proveitos permitidos recalculados com os valores reais ( milhares de euros), adicionados dos custos com a promoção da qualidade ambiental (264 milhares de euros), no total de milhares de euros. Este montante é actualizado para 2005, por aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor em 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. Esta situação está representada na Figura

64 Ajustamentos no Continente Figura Ajustamento na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (milhares de euros) Ajustamento de 2003 a recuperar nas tarifas de 2005 b) a) Proveitos permitidos calculados em 2004 para determinação do ajustamento de 2003 Proveitos facturados em 2003 Proveitos permitidos calculados em 2002 para o estabelecimento das tarifas de 2003 Quantidades 2003 Custos 2003 Quantidades 2003 Custos 2002 Quantidades 2002 Custos 2002 Notas: a) Diferença devida ao aumento das quantidades. b) Diferença devida ao aumento dos custos. 52

65 Ajustamentos no Continente Quadro Cálculo do ajustamento na actividade TEE 2003 Tarifas 2003 Diferença 2003-tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % T Am t T OC t Act t T T r t T S t amortizações dos activos afectos à actividade de Transporte de Energia Eléctrica ,2% outros custos associados à actividade de Transporte de Energia Eléctrica ,6% valor médio dos activos afectos à actividade de Transporte de Energia Eléctrica, líquido de amortizações e comparticipações taxa de rendibilidade permitida para os activos afectos à actividade de Transporte de Energia Eléctrica (%) 9,0% 9,0% proveitos facturados no âmbito da actividade de Transporte de Energia Eléctrica e que não resultam das tarifas de URT ,4% t-2 T Ajustamento em 2003, dos proveitos relativos à actividade de Transporte de Energia Eléctrica de ,0% R' t T Proveitos permitidos com as tarifas de Uso da Rede de Transporte ,6% R t T Proveitos facturados com as tarifa de Uso da Rede de Transporte T R t - R ' T t T Amb t ι τ 1 Τ 2003 Τ Diferença entre os proveitos facturados e os proveitos permitidos Custos com a promoção da qualidade do ambiente 264 taxa de juro EURIBOR a três meses, Junho de 2004 acrescida de 0,5 pontos percentuais 2,62% Ajustamento em 2005, dos proveitos das tarifas de URT facturados em

66 Ajustamentos no Continente Na Figura 4-11 apresentam-se os valores das parcelas dos proveitos permitidos que serviram de base para o cálculo das tarifas em 2003 e os que se verificaram em Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de TEE (real 2003 e Tarifas 2003) , ,3 128, ,8 29, EUR ,0 44, ,4 61, ,8-6, Tarifas 2003 Remuneração Imobilizado Amortizações Outros Custos (v. líquido) Ajustamento de 2001 Custos c/ ambiente De seguida faz-se a análise do desvio, para cada rubrica que o compõe AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR O desvio no activo líquido a remunerar e nas amortizações resulta essencialmente do saldo inicial do activo bruto ter sido superior ao valor provisório utilizado nas tarifas de 2003, associado a uma redução das transferências para exploração. O quadro seguinte apresenta os movimentos das contas que constituem a rubrica de activos líquidos a remunerar. 54

67 Ajustamentos no Continente Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 (1) Tarifas 2003 (2) Desvio [(1) (2)] / (2) Investimento a custo técnicos ,0% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) ,0% Investimento Directo Transferência p/ exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,1% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) ,1% Amortizações do Exercício Regularizações e abates Saldo Final (4) ,1% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) ,2% Comparticipações do ano Amortizações do ano Saldo Final (6) ,7% Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) (3) (5) Valor de 2003 (8) = (2) (4) (6) Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,8% A taxa de realização do investimento do ano relativamente ao previsto foi de 97% conforme se pode verificar na Figura

68 Ajustamentos no Continente Figura Investimentos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica EUR ,7-3,0% 128,4 1,0 1,6 113,2 1,0 0,9 1,3 0,9 0,9 0,7 6,4 66,9 53,0 68, ,4 57,9 52,1 0 Tarifas em Junho Real Subestações Linhas Equipamentos Acessórios Equip. Administrativo (inclui Sistemas informáticos) Diversos OUTROS CUSTOS (OCT) E PROVEITOS (ST) NA ACTIVIDADE DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o Quadro 4-22, verifica-se uma redução dos Outros custos (OCT) em cerca de -4,6%. E da redução de proveitos em cerca de 8,4%. 56

69 Ajustamentos no Continente Quadro Outros Custos (OCT) e Proveitos (ST) na actividade TEE 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio ( Tarifas 2003) Valor % Custos Transferidos dos CAE % Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos [1] % Custos com Pessoal % Outros Custos Operacionais % Provisões % Custos e Perdas Extraordinários [2] % Outros Custos ,6% Tarifas Transfronteiriças % Prestações de Serviços % Outros Proveitos Operacionais % Trabalhos Própria Empresa % Rendas de Prédios % Proveitos e Ganhos Extraordinários % Outros Proveitos ,4% Notas: [1] Exclui custos com a promoção da qualidade do ambiente. [2] Exclui custos com donativos no montante de 421 milhares de euros. Para a redução dos custos contribuíram as rubricas de Fornecimentos e Serviços Externos, Provisões e Outros Custos Operacionais cujos custos ficaram aquém das estimativas. A subconta de Fornecimentos e Serviços Externos que mais contribuiu para esta redução foi a de Trabalhos Especializados (-60,6%). Em contrapartida, a rubrica de pessoal superou as estimativas em 2% (variação igual à que ocorreu nas outras actividades reguladas) e os custos transferidos dos CAE relacionados com a compensação síncrona quadruplicaram o valor previsto. Estes custos dos CAE transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica foram objecto de análise no ponto

70 Ajustamentos no Continente Figura Fornecimentos e Serviços Externos na TEE ,1% ,6% ,6% Tarifas 2003 Real Tarifas 2003 Real Tarifas 2003 Real Conservação e reparação Trabalhos especializados Outros FSE Nota: [1] Inclui custos com a promoção da qualidade do ambiente. A redução dos proveitos em cerca de 8,4% resulta por um lado, do proveito com as tarifas transfronteiriças, a qual foi objecto de uma redução durante o ano de 2003 e por outro lado, de um acréscimo de proveitos extraordinários relacionados com vendas de sucatas e indemnizações por sinistros CUSTOS COM A PROMOÇÃO DA QUALIDADE AMBIENTAL Durante o ano de 2003 a REN, de acordo com o previsto no Plano de Promoção da Qualidade Ambiental (PPQA), implementou três medidas cujos custos se reflectem na actividade de Transporte de Energia Eléctrica: protecção da avifauna; requalificação ambiental de corredores de linhas e sistema de gestão ambiental. PROTECÇÃO DA AVIFAUNA A actuação da REN consiste essencialmente na montagem de dispositivos dissuasores de nidificação da cegonha branca em pontos dos postes que podem trazer problemas graves à exploração das linhas (ex. sobre os isoladores), na colocação de plataformas nidificadoras noutros locais mais favoráveis e 58

71 Ajustamentos no Continente transferência de ninhos. Estas operações são realizadas com autorização do Instituto de Conservação da Natureza. A REN estima que do total de plataformas instaladas na rede (1250), cerca de metade estejam ocupadas com ninhos, estimando ainda em 75% a taxa de sucesso na transferência dos ninhos. No Quadro 4-23 é possível avaliar o nível orçamental verificado nas medidas de protecção da avifauna. Quadro Protecção da avifauna - grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Acção Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Controlo da nidificação da cegonha 110,0 122,7 12,7 11,58 Total 110,0 122,7 12,7 11,58 De acordo com a REN, o recurso intenso a fornecedores de serviços externos levou ao acréscimo de custos verificados relativamente ao valor inicialmente previsto no PPQA. Os custos com as acções de protecção da avifauna deverão ser considerados, para efeitos tarifários, na actividade de Transporte de Energia Eléctrica. REQUALIFICAÇÃO AMBIENTAL DE CORREDORES DE LINHAS Durante o ano de 2003, a REN não procedeu à desmontagem dos troços previstos, tendo sido apontada como justificação a não disponibilização de corredores alternativos. A concretização destas acções está prevista para Por esta razão, não se registaram custos afectos a esta medida. SISTEMA DE GESTÃO AMBIENTAL Tal como referido em é ainda necessário ter em consideração na actividade de transporte de energia eléctrica o custo relativo ao sistema de gestão ambiental, ou seja, 141,1 milhares de euros. Uma vez que as três medidas são de carácter voluntário, o custo total a considerar na actividade de Transporte de Energia Eléctrica é de 263,8 milhares de euros. 59

72 Ajustamentos no Continente DECOMPOSIÇÃO DO DESVIO E DOS PROVEITOS PERMITIDOS NA ACTIVIDADE DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA A Figura 4-14 representa a decomposição do desvio na actividade de Transporte de Energia Eléctrica no ano Da análise da figura verifica-se que o valor do desvio dos proveitos permitidos é de 4,7 milhões de euros. No entanto devido ao aumento dos consumos, -0,4 milhares de euros, e aos custos aceites com a promoção da qualidade ambiental de 0,3 milhões de euros, a REN tem a recuperar 4,8 milhões de euros, valor actualizado para 2005 pela aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor em 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. Figura Decomposição do desvio na actividade de TEE em ,8 4,7-0,4 0,3 0,2 4,8 4 3, EUR ,9 0 Amortizações Remuneração Imobilizado Outros Custos (v. líquido) Desvio de proveitos permitidos Alteração dos consumos Custos com ambiente Actualização financeira Desvio de

73 Ajustamentos no Continente 4.4 DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o n.º 4 do artigo 76.º do Regulamento Tarifário, o ajustamento dos proveitos permitidos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica é dado pela diferença entre os proveitos efectivamente facturados em 2003 e os que resultam da aplicação da fórmula básica definida no n.º 1 do artigo 76.º aos valores realmente verificados em 2003, deduzido dos custos com o incentivo à redução de perdas, à melhoria da qualidade de serviço e à promoção da qualidade do ambiente. O Quadro 4-24 compara os valores verificados em 2003 ( 2003 ) com os previstos em 2002 no cálculo das tarifas de 2003 ( Tarifas 2003 ). O desvio a repercutir nas tarifas de 2005 resulta da diferença entre os proveitos facturados pelos distribuidores vinculados pela aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição fixadas para 2003, de milhares de euros e a soma dos proveitos permitidos recalculados com os valores reais ( milhares de euros), com os incentivos aceites a posteriori (6 339 milhares de euros) no montante de milhares de euros. Esta diferença é actualizada para 2005 por aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor em 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. 61

74 Ajustamentos no Continente Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 D 1 F 1t D 2 P 1,t D 3 E 1,t D 4 1t-2 componente fixa dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em AT/MT 0 0 componente variável unitária dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em AT/MT ( /kwh) 0, , energia eléctrica entregue pela rede de distribuição em AT/MT a clientes vinculados e não vinculados (GWh) ajustamento no ano t, dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, no ano t-2 em AT/MT D 5 R = (1)+(2)x(3)/1000-(4) 1,t Proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em AT/MT D Rf 1,t Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição (URD) D D Rf = (6) - (5) 1, t R1, t Diferença entre os proveitos facturados e os proveitos permitidos em AT/MT RQS t Incentivo à melhoria da Qualidade de Serviço 0 8 Amb 1,t D 9 PP 1,t D Custos com a promoção da qualidade do ambiente, em AT/MT Incentivo à redução de perdas, em AT/MT -142 A AT/MT D = (7) - (8) - (9) Desvio dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em 2003 em AT/MT B AT/MT,2003 D = A x (1+i 2004 D ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, em 2003, em AT/MT D 10 F 2t D 11 P 2,t D 12 E 2,t D 13 2t-2 componente fixa dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em BT 0 0 componente variável unitária dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em BT ( /kwh) 0, , energia eléctrica entregue pela rede de distribuição em BT a clientes vinculados e não vinculados (GWh) ajustamento no ano t, dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, no ano t-2 em BT D 14 R 2,t = (10)+(11)x(12)/1000-(13) Proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em BT D Rf 2,t Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição (URD) D D 16 Rf = (15) - (14) 2, t R2, t Diferença entre os proveitos facturados e os proveitos permitidos em BT Amb 1,t D 18 PP 2,t D Custos com a promoção da qualidade do ambiente, em BT Incentivo à redução de perdas, em BT -121 C BT D = (16) - (17) - (18) Desvio dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, no ano t em BT -438 D BT,2003 D = C x (1+i 2004 D ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, em 2003, em BT -461 E 2003D = (B) + (D) Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, em i t-1 D i 2004 D taxa de juro EURIBOR a três meses, Junho, + 0,5 pp 2,62% A actividade de Distribuição de Energia Eléctrica é regulada por preço máximo com uma evolução indexada à taxa de inflação através de variáveis parametrizadas para cada período de regulação. Os proveitos a proporcionar nesta actividade dependem dos seguintes factores: Energia eléctrica entregue pelas redes de distribuição. Nível de perdas nas redes de distribuição. Energia não distribuída em MT. Eventuais custos de política ambiental. Seguidamente é apresentado, para cada um destes factores, o desvio verificado em

75 Ajustamentos no Continente ENERGIA ELÉCTRICA ENTREGUE PELAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO Verificou-se um desvio nas quantidades entregues pelas redes de AT/MT e de BT relativamente ao estimado em -0,4% e -0,5%, respectivamente (Quadro 4-25). Quadro Energia entregue pelas redes da distribuição 2003 Tarifas 2003 Unidade: GWh Desvio ( Tarifas 2003) Valor % Redes de AT/MT ,4% AT ,2% MT ,0% BT ajustada para rede de AT/MT ,6% Redes de BT ,5% Nota: O coeficiente de ajustamento para perdas utilizado para a BT é de 6,43%, tendo-se utilizado no cálculo das Tarifas 2003, 6,45% NÍVEL DE PERDAS NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO Considerando o balanço de energia eléctrica enviado pela EDP Distribuição apura-se um nível de perdas 7 superior em 0,01 pontos percentuais ao nível de perdas de referência (8,6%). O diferencial entre o nível de referência de perdas e o nível de perdas agora obtido é valorizado pelo preço médio de venda de energia eléctrica da entidade concessionária da RNT, aos distribuidores vinculados em Este aumento das perdas conduz a uma redução dos proveitos permitidos em 263 milhares de euros para a empresa. O quadro seguinte sintetiza a forma de cálculo do incentivo à redução de perdas. 7 Nível de perdas = perdas / energia entregue pela rede de distribuição a clientes vinculados e não vinculados. 63

76 Ajustamentos no Continente Quadro Incentivo à redução de perdas 1 Vp ( /MWh) = (a) + (b) + (c) 61,43 (a) TEP 53,24 (b) UGS 5,10 (c) URT AT 3,09 2 P* (%) 8,60 3 P (%) 8,61 4 ED (GWh) PP = (1)x [(2) (3)]/100 x (4) (103 EUR) -263 Para a repartição deste incentivo por nível de tensão, utilizou-se o ponderador dos ajustamentos para perdas (46% para BT e 54% para NT) INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO De acordo com a alínea b) do n.º 4 do artigo 76.º do Regulamento Tarifário, o valor do incentivo à melhoria da qualidade de serviço na rede de distribuição em MT depende do valor da energia não distribuída (END). Este incentivo tem uma actuação a posteriori com um desfasamento de dois anos e produz efeitos a partir do ano de Por esta razão, a sua introdução ocorre pela primeira vez no cálculo dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em MT em A Figura 4-15 apresenta esquematicamente a metodologia de cálculo do valor do incentivo à melhoria da qualidade de serviço na rede de distribuição em função da END. Figura Metodologia de cálculo do valor do incentivo à melhoria da qualidade de serviço Incentivo à melhoria da qualidade de serviço ( ) RQS máx RQS mín 0 END REF - V END REF END REF + V END (kwh) 64

77 Ajustamentos no Continente Os parâmetros envolvidos são: RQS max RQS min END END REF Valor máximo do prémio a atribuir como incentivo à melhoria da qualidade de serviço Valor máximo da penalidade a atribuir como incentivo à melhoria da qualidade de serviço Energia não distribuída em kwh Energia não distribuída de referência em kwh ± V Banda de valor da energia não distribuída em torno de END REF, a partir da qual é atribuído o incentivo / penalização à melhoria da qualidade de serviço VEND Valorização da energia não distribuída em / kwh. A representação permite visualizar a simetria do mecanismo em torno do valor de energia não distribuída de referência (END REF ) e em função do valor ocorrido para a END para o ano em causa. De forma sumária, a metodologia estabelece que: Para valores de END dentro do intervalo [END REF - V, END REF + V], o valor do incentivo é nulo, i.e., a parcela de ajustamento dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica não é afectada. Para valores de END inferiores a END REF - V, o incentivo tomará valores positivos sendo o ajuste dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica afectado até ao valor limite de RQS max, correspondendo a um aumento do valor dos proveitos permitidos. Até ao valor limite, uma variação do valor da energia não distribuída neste intervalo é valorizada pelo parâmetro VEND. Para valores de END superiores a END REF + V o incentivo tomará valores negativos sendo o ajuste dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica afectado até ao valor limite de RQS min, correspondendo a uma diminuição nos proveitos permitidos. Até ao valor limite, uma variação do valor da energia não distribuída neste intervalo é valorizada pelo parâmetro VEND. Para um determinado ano e uma vez fixados os valores para os parâmetros respectivos (RQS max., RQS min, END REF, V e VEND), o valor do incentivo à melhoria da qualidade de serviço em MT a incluir no cálculo dos proveitos permitidos depende do valor da END no ano em causa. O valor da energia não distribuída é calculado através da seguinte fórmula: END = ED TIEPI T em que: ED Energia entrada na rede de distribuição em MT durante o ano em causa, em kwh 65

78 Ajustamentos no Continente TIEPI T Tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em horas, calculado para toda a rede de distribuição em MT, de acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço Número de horas do ano. De acordo com o estabelecido no Regulamento da Qualidade de Serviço, o indicador de continuidade geral, TIEPI, define-se como sendo o quociente entre os seguintes valores: O somatório do produto da potência instalada nos postos de transformação de serviço público ou particular da rede de distribuição em MT pelo respectivo tempo de interrupção de fornecimento daqueles postos. O somatório das potências instaladas em todos os postos de transformação, de serviço público e particular, da rede de distribuição em MT. Este indicador traduz o tempo médio de duração de interrupção de toda a potência de transformação instalada na rede de distribuição em MT nesse ano FIXAÇÃO DOS PARÂMETROS DO INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO E METODOLOGIA DE CÁLCULO DA ED Em Dezembro de 2002, a ERSE publicou o documento "Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e Outros Serviços em 2003", no qual, após parecer do Conselho Tarifário sobre o documento "Proposta de Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e Outros Serviços em 2003, publicou os valores a vigorarem em Deste documento constava o valor dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço a vigorarem para 2003 e 2004, bem como a metodologia de cálculo da energia entrada na rede de MT, a aplicar na determinação do valor da variável ED. De acordo com o referido documento, os valores dos parâmetros da qualidade de serviço a vigorar em 2003 e 2004 previstos no Regulamento Tarifário são os constantes no Quadro Quadro Valores dos parâmetros de qualidade de serviço a vigorarem para 2003 e 2004 ENDREF V VEND 0,0004 ED END 0,12 REF 1,5 / kwh RQS max = RQS min 66

79 Ajustamentos no Continente O TIEPI conforme já referido, é calculado de acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço, considerando as interrupções acidentais com duração superior a 3 minutos, excluindo também as interrupções originadas na Rede Nacional de Transporte. A ED é calculada do seguinte modo: h -1 [( Wh RNT + Wh ) + ] + ( ) AT P (1 γ ) - Wh AT AT C Wh AT P Wh MT PBT ED = + h h Em que: Wh RNT AT Wh P AT Energia activa, no período horário h, das entregas da entidade concessionária da RNT ao distribuidor vinculado em MT/AT, medida no nível de tensão de AT Energia activa, no período horário h, das seguintes entregas em AT à rede do distribuidor vinculado em MT/AT: Entregas dos produtores em regime especial Aquisições do distribuidor vinculado em MT/AT no âmbito da parcela livre Entregas no âmbito do SENV γ h AT Factor de ajustamento para perdas, no período horário h, no nível de tensão AT Wh C AT Wh P MT Energia activa entregue, no período horário h, a clientes ligados em AT Energia activa, no período horário h, das seguintes entregas em MT à rede do distribuidor vinculado em MT/AT: Entregas dos produtores em regime especial Entregas no âmbito do SENV Wh P BT h Energia activa, no período horário h, das entregas em BT, dos produtores em regime especial, à rede do distribuidor vinculado em BT: Período horário (horas de ponta, horas cheias, horas de vazio normal e horas de super vazio) As tarifas e preços para a energia eléctrica e outros serviços em 2003 foram publicados em anexo ao Despacho n.º A/2002, de 4 de Dezembro (Diário da República - 2.ª série), da ERSE. 67

80 Ajustamentos no Continente DETERMINAÇÃO DO INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO EM 2003 A ERSE determinou o incentivo à melhoria da qualidade de serviço com base na informação que lhe foi disponibilizada e a mais adequada ao cálculo do valor de ED, i.e., atendendo à discriminação por período horário e nível de referência. O Quadro 4-28 apresenta o modo de determinação da END em 2003, com indicação dos valores de energia activa utilizados, cálculo das diversas parcelas que constituem a ED e valor de TIEPI obtido em 2003 nas condições estabelecidas para efeitos de cálculo do incentivo à melhoria da qualidade de serviço. 68

81 Ajustamentos no Continente Quadro Determinação do valor de energia distribuída e da energia não distribuída, em 2003 Período horário - h Total Ponta Cheias Vazio Normal (1) Super Vazio (1) Wh RNTAT SEP : entregas REN-DV considerando as entregas a clientes em MAT (MWh) , , , ,5 Wh CMAT SEP : vendas a clientes finais (MWh) , , , ,8 Wh RNTAT =Wh RNTAT SEP -Wh CMAT SEP (MWh) , , , ,8 Wh PAT SENV (MWh) , , , ,3 Wh PAT PRE (MWh) , , , ,5 Wh PAT PLIVRE (MWh) , , , ,4 Wh PAT =Wh PAT SENV +Wh PAT PRE + Wh PAT PLIVRE (MWh) , , , ,2 Wh RNTAT + Wh PAT (MWh) , , , ,9 γ AT 0,022 0,015 0,010 0, γ AT 1,022 1,015 1,010 1,010 (1 + γ AT ) -1 0,978 0,985 0,990 0,990 (Wh RNTAT + Wh PAT ) (1 + γ AT ) - 1 (MWh) , , , ,1 Wh CAT SEP : vendas a clientes finais (MWh) , , , ,4 Wh CAT SENV : vendas ao SENV no referencial de consumo (MWh) 9 620, , , ,3 Wh CAT =Wh CAT SEP + Wh CAT SENV (MWh) , , , ,8 (Wh RNTAT + Wh PAT ) (1+γ AT ) (Wh CAT ) (MWh) , , , , ,2 Wh PMT (2) (MWh) Wh PBT (2) (MWh) Wh PMT + Wh PBT (MWh) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 ED =[(Wh RNTAT + Wh PAT ) (1 + γ AT ) (Wh PAT )] + [Wh PMT + Wh PBT ] (MWh) ,2 TIEPI (min) 222,1 TIEPI (h) 3,7 T (h) END = ED * TIEPI / T (MWh) ,9 (1) Valores calculados na ERSE com base nos valores para o período Vazio ponderados de acordo com as horas de Vazio Normal e Super Vazio. (2) Incluído em W RNTAT SEP sendo por esta forma afectado por γ AT. 69

82 Ajustamentos no Continente O valor de energia distribuída em 2003 permite determinar o valor dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço. No Quadro 4-29 são apresentados os valores dos parâmetros da qualidade de serviço para definição do incentivo à melhoria da qualidade de serviço para Quadro Valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço para 2003 ED MWh ,2 END MWh ,9 END REF = 0, 0004 ED MWh ,1 V = 0, 12 END MWh 1 769,0 END REF V MWh ,0 END REF + V MWh ,1 Atendendo ao mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade de serviço, o valor de END em 2003 situa-se entre [END REF - V, END REF + V] e, portanto, o valor do incentivo a aplicar em 2005 é nulo. Na Figura 4-16 é possível visualizar a curva do incentivo à melhoria da qualidade de serviço para 2003, bem como o posicionamento do respectivo valor de END e incentivo associado. Figura Incentivo à melhoria da qualidade de serviço para EUR Curva do incentivo para 2003 END

83 Ajustamentos no Continente CUSTOS COM A PROMOÇÃO DA QUALIDADE AMBIENTAL Durante o ano de 2003, a EDP Distribuição, de acordo com o previsto no Plano de Promoção da Qualidade Ambiental (PPQA), continuou o desenvolvimento das actividades previstas nos programas indicados no Quadro Os custos a considerar para o cálculo das tarifas de uso da rede de distribuição em 2005 encontram-se sintetizados no Quadro A coluna relativa ao grau de aceitação apresenta a percentagem de custos aceites no PPQA no total dos custos do programa. Recorde-se que, para efeitos de cálculo das tarifas, são considerados 100% dos custos relativos a programas voluntários e 50% dos custos no caso dos restantes programas. Quadro Custos de política ambiental a considerar na actividade de distribuição (síntese) Unidade: 1000 EUR AT MT BT Total Aceitação (%) P1 - Lâmpadas usadas 0,0 0,0 24,2 24,2 50,00 P2 - Postes betão usados 0,0 186,6 80,0 266,5 50,00 P3 - Adequação leg. ruído 0,0 84,0 36,0 120,0 50,00 P4 - Inventário SF6 0,0 4,3 6,4 10,7 100,00 P5 - Resíduos equipamento e consumíveis informáticos 1,4 8,3 17,0 26,6 100,00 P6 - Avifauna 128,7 193,0 0,0 321,7 100,00 P7 - Formação ambiente 0,4 2,2 4,6 7,1 100,00 P8 - Integração paisagística linhas P9 - Integração paisagística instalações distribuição 3437,0 1123,3 906,4 5466,7 100,00 0,0 137,2 221,3 358,5 100,00 P10 - Recuperação PTs 0,0 0,0 0,0 0,0 - Total 3567,4 1738,8 1295,8 6602,0 94,14 De seguida apresenta-se uma análise resumida de cada um dos programas. 71

84 Ajustamentos no Continente P1 GESTÃO DE LÂMPADAS USADAS Durante o ano de 2003, a EDP Distribuição continuou o trabalho iniciado em 2002, desempenhando as seguintes tarefas: centralização de lâmpadas usadas em armazéns, acondicionamento por tipo de lâmpada e recolha por operador licenciado para posterior valorização dos resíduos. O PPQA previa a valorização de 23,4 toneladas de resíduos, tendo-se verificado que foram valorizadas 13,1 toneladas. Este grau de execução inferior ao previsto justifica, de acordo com a EDP Distribuição, a diminuição dos custos externos, motivada também pela contratação a um preço inferior ao estimado do serviço ao operador contratado. No quadro seguinte é possível avaliar os desvios verificados nos custos associados à concretização das acções previstas neste programa. Quadro P1 - Gestão de lâmpadas usadas - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 104,2 48,3-55,9-53,62 Custos internos 0,0 0,0 0,0 0,00 Total 104,2 48,3-55,9-53,62 Esta medida não apresenta um carácter voluntário pelo que, de acordo com a apreciação feita ao PPQA, para efeitos tarifários devem ser aceites somente 50% dos custos, ou seja, 24,2 milhares de euros. Por outro lado, uma vez que a grande maioria das lâmpadas é proveniente da rede de iluminação pública, estes custos devem ser considerados no cálculo das tarifas de uso da rede de distribuição em baixa tensão. P2 GESTÃO DE POSTES USADOS Durante o ano de 2003 foram executadas diversas tarefas relativas à gestão de postes de betão usados, nomeadamente: criação de procedimento internos relativos a centralização dos postes usados, recolha de postes em cinco depósitos e recolha dos resíduos por operador licenciado. No PPQA tinha sido prevista a recolha de 5 562,1 toneladas, tendo-se verificado que foram recolhidas ,4 toneladas. Este grau de execução, superior ao previsto, justifica o aumento de custos verificado. No Quadro 4-32 é possível avaliar os desvios verificados nos custos (externos e internos) associados à concretização das acções previstas neste programa. 72

85 Ajustamentos no Continente Quadro P2 - Gestão de postes usados - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 294,8 519,6 224,8 76,25 Custos internos 27,1 13,4-13,7-50,39 Total 321,9 533,0 211,1 65,59 Esta medida não apresenta um carácter voluntário pelo que, de acordo com a apreciação feita ao PPQA, para efeitos tarifários devem ser aceites somente 50% dos custos, ou seja, 266,5 milhares de euros. Os custos são repartidos entre a BT e MT na proporção de 30% e 70%, ou seja, 80,0 milhares de euros e 186,5 milhares de euros, respectivamente. P3 ADEQUAÇÃO À NOVA LEGISLAÇÃO DO RUÍDO Durante o ano de 2003 foram executados os seguintes tipos de acções relativas à adequação das instalações à nova legislação do ruído: acções de medição do ruído, estudos de consultoria técnica com vista a insonorização e insonorizações de subestações e postos de transformação. No Quadro 4-33 é possível avaliar os desvios nos custos (externos e internos) associados à concretização das acções previstas neste programa. Quadro P3 - Adequação à nova legislação do ruído - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 252,1 231,8-20,3-8,06 Custos internos 12,5 8,2-4,3-34,53 Total 264,6 240,0-24,6-9,31 Esta medida não apresenta um carácter voluntário pelo que, de acordo com a apreciação feita ao PPQA, para efeitos tarifários devem ser aceites somente 50% dos custos, ou seja, 120,0 milhares de euros. Os custos são repartidos entre MT e BT numa proporção de 70% e 30%, respectivamente. Deste modo, o custo a considerar na MT é 84,0 milhares de euros e na BT 36,0 milhares de euros. 73

86 Ajustamentos no Continente P4 INVENTÁRIO DE EMISSÕES DE SF6 Durante o ano de 2003 foi concluída a primeira fase do inventário de equipamentos com SF6 e implementada uma metodologia para apuramento e registo do SF6 emitido para a atmosfera em consequência de fugas ou avarias. O SF6 é um gás de efeito de estufa com um potencial de aquecimento global muito superior ao dióxido de carbono. Com este programa pretende-se não só efectuar a inventariação das fugas, a reportar por Portugal no âmbito da Convenção Quadro das Nações Unidas para as Alterações Climáticas, mas também a sua minimização. No Quadro 4-34 é possível avaliar os desvios nos custos (externos e internos) associados à concretização das acções previstas neste programa. Quadro P4 - Inventário de emissões de SF6 - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 26,3 0,0-26,3-100,00 Custos internos 6,1 10,7 4,6 74,77 Total 32,4 10,7-21,7-67,06 Apesar do desvio verificado, a EDP Distribuição informou que foi feito muito trabalho interno de carácter organizativo que terá impacte significativo no médio prazo relativamente à inventariação e monitorização de avarias e fugas de SF6. Tratando-se de uma medida voluntária, será aceite a totalidade dos custos (10,7 milhares de euros) nas tarifas de 2005, a distribuir por BT e MT, na proporção de 60% e 40%, respectivamente, conforme proposta da EDP Distribuição. P5 - ELIMINAÇÃO DE RESÍDUOS DE EQUIPAMENTO E CONSUMÍVEIS DE INFORMÁTICA Durante o ano de 2003 este tipo de resíduos continuou a ser recolhido por um operador licenciado contratado pela EDP Distribuição. O processo de valorização dos resíduos inclui as seguintes acções: Equipamento diverso com excepção dos monitores - recuperação, separação e tratamento de componentes como acumuladores, condensadores, plásticos e metais ferrosos. Monitores - aspiração e recuperação da camada luminosa (mercúrio) e separação dos diferentes tipos de vidro. 74

87 Ajustamentos no Continente Consegue-se assim o encaminhamento para reciclagem de diversas fracções e um destino final adequado para outro tipo de resíduos, nomeadamente a deposição em aterro. No Quadro 4-35 é possível avaliar os desvios nos custos (externos e internos) associados à concretização das acções previstas neste programa. Quadro P5 - Eliminação de resíduos de equipamento e consumíveis de informática - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 46,1 4,6-41,5-90,03 Custos internos 13,7 22,0 8,3 60,53 Total 59,8 26,6-33,2-55,53 O desvio de custos é justificado por uma recolha inferior à prevista, bem como pela adjudicação a um preço unitário significativamente inferior. Na apreciação feita ao PPQA, a ERSE considerou esta medida de carácter voluntário, pelo facto de o sistema integrado de gestão de resíduos eléctricos e electrónicos, já previsto na lei, ainda não ter sido regulamentado. Deste modo, o custo deverá ser aceite na totalidade (26,6 milhares de euros) nas tarifas de Tendo a quantidade de resíduos informáticos uma relação directa com os investimentos em novos equipamentos, optou-se por distribuir o montante total de custos pelos diferentes níveis de tensão em função dos investimentos efectuados em novos equipamentos informáticos. Tendo por base os valores previsionais para , os custos serão imputados do seguinte modo: AT 1,4 milhares de euros; MT 8,3 milhares de euros; BT 17,0 milhares de euros. P6 IMPACTES DAS LINHAS AÉREAS NA AVIFAUNA Neste programa foram executadas acções do seguinte tipo, com o objectivo de evitar a electrocussão ou a colisão de aves: Instalações de dispositivos anti-nidificação. Instalação de plataformas para nidificação. Instalação de dispositivos sinalizadores nas linhas (salva-pássaros). Alterações de traçado. 8 Repartição do investimento para 2003: AT 5%; MT 31%; BT 64%. 75

88 Ajustamentos no Continente O Protocolo entre a EDP Distribuição e ICN, Quercus, e SPEA foi assinado no primeiro semestre de 2003, estando a decorrer o estudo de dispersão e o estudo de impacte. Com estes estudos pretende-se definir áreas de maior risco para a avifauna e encontrar tipologias de rede com menores impactes. De referir que está a ser desenvolvido um significativo trabalho de campo, o qual consiste em percorrer diversos corredores de linhas, identificando aves mortas e respectiva causa de morte. Também no âmbito deste protocolo, está a ser feito o seguimento por satélite de 3 juvenis de águia real, projecto pioneiro na Europa. No âmbito deste programa, foi ainda organizado um workshop internacional relativo à temática do impacte das linhas eléctricas na avifauna. No Quadro 4-36 é possível avaliar os desvios nos custos (externos e internos) associados à concretização das acções previstas neste programa. Quadro P6 - Impactes das linhas aéreas na avifauna - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 460,0 304,1-155,9-33,90 Custos internos 0,0 17,6 17,6,00 Total 460,0 321,7-138,3-30,07 O atraso na celebração do Protocolo adiou a execução de algumas intervenções, com reflexos visíveis em termos de execução orçamental. Tratando-se de uma medida voluntária, será aceite a totalidade dos custos (321,7 milhares de euros) nas tarifas de 2005, a distribuir por MT e AT, na proporção de 60% e 40%, respectivamente, conforme proposta da EDP Distribuição. P7 - FORMAÇÃO EM AMBIENTE A formação em ambiente não foi iniciada em Deste modo, durante o ano de 2003, as actividades resumiram-se à preparação de conteúdos programáticos, executada com recursos da própria empresa. 76

89 Ajustamentos no Continente Quadro P7 - Formação em ambiente - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 187,2 0,0-187,2-100,00 Custos internos 0,0 7,1 7,1 Total 187,2 7,1-180,1-96,19 Tratando-se de uma medida voluntária, o custo deverá ser aceite na totalidade (7,1 milhares de euros) nas tarifas de Optou-se por imputar os custos aos níveis de tensão tendo por base os custos com pessoal afecto aos diferentes níveis de tensão. Assim, considerando os custos reais verificados em 2002, os custos associados a este programa deverão ser imputados do seguinte modo: AT 0,4 milhares de euros; MT 2,2 milhares de euros e BT 4,6 milhares de euros. P8 INTEGRAÇÃO PAISAGÍSTICA DE LINHAS Durante o ano de 2003 foram executadas diversas intervenções em linhas da rede de distribuição com vista a um melhor enquadramento paisagístico, nomeadamente por se encontrarem em áreas de valor natural ou patrimonial. No âmbito deste programa foram executadas acções do seguinte tipo: Desmontagem de linhas. Passagem de redes aéreas a subterrâneas. Reformulação de redes aéreas. No Quadro 4-38 é possível avaliar os desvios nos custos (externos) associados à concretização das acções previstas neste programa. Quadro P8 - Integração paisagística de linhas - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 7 461, , ,8-26,73 Custos internos 0,0 0,0 0,0,00 Total 7 461, , ,8-26,73 Tratando-se de uma acção voluntária, os custos serão aceites na totalidade nas tarifas de 2005 com a seguinte desagregação por nível de tensão: AT 3,4 milhares de euros; MT 1,1 milhares de euros e BT 906,4 milhares de euros. 77

90 Ajustamentos no Continente P9 INTEGRAÇÃO PAISAGÍSTICA DE INSTALAÇÕES DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO Durante o ano de 2003 foram executadas 37 intervenções em instalações da rede de distribuição (as relativas às linhas são consideradas no P8), as quais consistiram na alteração do tipo de postos de transformação e arranjos exteriores a postos de transformação. No Quadro 4-39 é possível avaliar os desvios nos custos (externos) associados à concretização das acções previstas neste programa. Quadro P9 - Integração paisagística de instalações da rede de distribuição - Grau de execução orçamental em 2003 Unidade: 1000 EUR Custos Orçamentado Executado Desvio Desvio (%) Custos externos 1 784,5 358, ,9-79,91 Custos internos 0,0 0,0 0,0,00 Total 1 784,5 358, ,9-79,91 Nas intervenções em que um posto de transformação é substituído por outro de outro tipo (ex. cabine alta por cabine baixa), existe equipamento do PT desactivado que pode ainda ter valor, podendo ser, nomeadamente, reaproveitado para outras instalações. A metodologia para apuramento de custos a incluir no PPQA prevê que o valor residual seja descontado ao valor a considerar no PPQA. Tratando-se de uma acção voluntária, a totalidade dos custos é aceite para efeitos de cálculo das tarifas de 2005.Tendo em conta as obras executadas, os custos são repartidos do seguinte modo: MT 137,2 milhares de euros e BT 221,3 milhares de euros. P10 RECUPERAÇÃO E VALORIZAÇÃO DE POSTOS DE TRANSFORMAÇÃO DESACTIVADOS Durante o ano de 2003 não foram desenvolvidos quaisquer trabalhos no âmbito deste programa, pelo que não há custos a considerar para efeitos de cálculo das tarifas de

91 Ajustamentos no Continente 4.5 COMERCIALIZAÇÃO DE REDES De acordo com o n.º 3 do artigo 77.º do Regulamento Tarifário, o ajustamento dos proveitos permitidos da actividade de Comercialização de Redes é dado pela diferença entre os proveitos efectivamente facturados em 2003 e os proveitos permitidos aos distribuidores vinculados no âmbito da actividade de Comercialização de Redes, por nível de tensão ou tipo de fornecimento, com base nos quais foi determinada a Tarifa de Comercialização de Redes para vigorar em A actividade de Comercialização de Redes é regulada por taxa de remuneração com custos aceites a priori pelo que o ajustamento a repercutir dois anos depois resulta exclusivamente da variação do número de clientes do SEP e do SENV relativamente ao estimado e que serviu de base para cálculo das tarifas em vigor. O Quadro 4-40 apresenta os proveitos obtidos na actividade de Comercialização de Redes, em 2003, por aplicação das tarifas em vigor pelo número de consumidores por nível de tensão: NT (que inclui MAT, AT e MT), BTE e BTN. Quadro Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização de Redes, em 2003 Tarifas 2003 Real 2003 Proveitos Permitidos Número de Clientes Tarifas CRedes Número de Clientes Facturação 10 3 EUR /mês/cliente 10 3 EUR (1) (2) (3) = [(1) / (2)]/12x1000 (4) (5) = (3) x (4) x 12 / 1000 NT , , ,9 Clientes SEP Clientes SENV BTE 9 248, , ,2 Clientes SEP BTN , , ,2 Clientes SEP Total , ,3 Da diferença entre o montante facturado em 2003, de ,3 milhares de euros, e o montante de proveitos permitidos, calculados em 2002 para tarifas 2003, de ,1 milhares de euros apura-se um desvio de ,2 milhares de euros o qual se encontra desagregado por nível de tensão no quadro seguinte. Este desvio é actualizado para 2005 por aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses, em vigor em 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. 79

92 Ajustamentos no Continente Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Comercialização de Redes Unidade: 10 3 EUR 2003 CR Rf 1,t 1 Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização de Redes em NT CR R 1,t 2 Proveitos permitidos em NT, calculados em 2002 para Tarifas A CR NT,T = (1) - (2) Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes em 2003 em NT 304 B CR NT,2003 = A x (1+i CR 2004 ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes, em 2003, NT 320 CR Rf 2,t 3 Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização de Redes em BTE CR R 2,t 4 Proveitos permitidos em BTE, calculados em 2002 para Tarifas C CR BTE,T = (3) - (4) Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes em 2003 em BTE -305 D CR BTE,2003 = C x (1+i CR 2004 ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes, em 2003, BTE -322 CR Rf 3,t 5 Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização de Redes em BTN CR R 3,t 6 Proveitos permitidos em BTN, calculados em 2002 para Tarifas E CR BTN,T = (5) - (6) Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes em 2003 em BTN F CR BTN,2003 = E x (1+i CR 2004 ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes, em 2003, BTN G Α + C + E Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes em H 2003 CR = B + D + F Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Redes, em i t-1 CR i 2003 CR Taxa de juro EURIBOR a três meses, em 30 de Junho de 2004, + 0,5 pp 2,62% Na Figura 4-17 apresentam-se os proveitos permitidos que serviram de base para o cálculo das tarifas em 2003 e os que se verificaram em 2003, desagregados por nível de tensão. Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de Credes (real 2003 e Tarifas 2003) 180,0 160,0 157,7 159,0 140,0 120, EUR 100,0 80,0 125,1 126,4 60,0 40,0 20,0 0,0 8,9 9,2 23,6 23, Tarifas 2003 NT BTE BTN 80

93 Ajustamentos no Continente 4.6 COMERCIALIZAÇÃO NO SEP De acordo com o n.º 3 do artigo 78.º do Regulamento Tarifário o ajustamento dos proveitos permitidos da actividade de Comercialização no SEP é dado pela diferença entre os proveitos efectivamente facturados em 2003 e a soma dos proveitos permitidos aos distribuidores vinculados no âmbito da actividade de Comercialização no SEP, por nível de tensão, com base nos quais foi determinada a Tarifa de Comercialização no SEP para vigorar em 2003, com os custos afectos a programas de Gestão da Procura. A actividade de Comercialização no SEP é regulada por taxa de remuneração com custos aceites a priori sendo o ajustamento a repercutir dois anos depois resultante não só da variação do número de clientes do SEP relativamente ao estimado e que serviu de base para cálculo das tarifas em vigor, mas também dos custos relacionados com programas de gestão da procura. O Quadro 4-40 apresenta os proveitos obtidos na actividade de Comercialização no SEP, em 2003, por aplicação das tarifas em vigor pelo número de consumidores. Quadro Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização no SEP, em 2003 Tarifas 2003 Real 2003 Proveitos Permitidos Número de Clientes Tarifas CSEP Número de Clientes Facturação 10 3 EUR /mês/cliente 10 3 EUR (1) (2) (3) = [(1) / (2)]/12x1000 (4) (5) = (3) x (4) x 12 / 1000 NT , , ,2 BTE 3 032, , ,7 BTN , , ,5 Total , ,4 Da diferença entre o montante facturado em 2003, de ,4 milhares de euros, e o montante de proveitos permitidos, calculados em 2002 para tarifas 2003, de ,0 milhares de euros adicionados dos custos aceites a posteriori com Programas de Gestão da Procura, de 442,7 milhares de euros apurase um desvio de ,3 milhares de euros. Este desvio é actualizado para 2005 por aplicação da taxa de juro EURIBOR a 3 meses em vigor em 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. 81

94 Ajustamentos no Continente Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Comercialização no SEP Unidade: 10 3 EUR 2003 CE Rf,t 1 1 Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização no SEP em NT CE R,t 2 1 Proveitos permitidos em NT, calculados em 2002 para Tarifas GP 1,t CE Custos com programas de Gestão da Procura afectos a NT 72 A NT,T CE = (1) - (2) - (3) Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP em 2003 em NT -181 B NT,2003 CE = A x (1+i 2004 CE ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP, em 2003, NT -191 CE Rf 2,t 4 Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização no SEP em BTE CE R 2,t 5 Proveitos permitidos em BTE, calculados em 2002 para Tarifas GP 1,t CE Custos com programas de Gestão da Procura afectos a BTE 134 C BTE,T CE = (4) - (5) - (6) Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP em 2003 em BTE -233 D BTE,2003 CE = C x (1+i 2004 CE ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP, em 2003, BTE -246 Rf 3,t CE 7 Proveitos resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização no SEP em BTN R 3,t CE 8 Proveitos permitidos em BTN, calculados em 2002 para Tarifas CE GP 1,t Custos com programas de Gestão da Procura afectos a BTN 237 E CE BTN,T = (7) - (8) - (9) Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP em 2003 em BTN -932 F CE BTN,2003 = E x (1+i CE 2004 ) 2 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP, em 2003, BTN -981 G Α + C + E Desvio dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP em H 2003 CE = B + D + F Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP, em i t-1 CE i 2004 CE taxa de juro EURIBOR a três meses, em 30 de Junho de 2004, + 0,5 pp 2,62% Na Figura 4-18 apresentam-se os proveitos permitidos que serviram de base para o cálculo das tarifas em 2003 e os que se verificaram em 2003, desagregados por nível de tensão. Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade CSEP (real 2003 e Tarifas 2003) 120,0 100,0 111,4 112,3 80, EUR 60,0 40,0 98,1 98,7 20,0 0,0 2,9 3,0 10,4 10, Tarifas 2003 NT BTE BTN 82

95 Ajustamentos no Continente CUSTOS COM PROGRAMAS DE GESTÃO DA PROCURA No artigo 78.º do actual Regulamento Tarifário definem-se os proveitos permitidos ao distribuidor vinculado no âmbito da actividade de Comercialização no SEP, sendo considerada a possibilidade de serem incluídos a posteriori os custos e benefícios afectos a programas de gestão da procura. Nomeadamente, é estipulada a forma de afectação dos Custos e Benefícios programados no início do período de regulação no Plano de Gestão da Procura (PGP) e dos custos efectivamente incorridos de acordo com relatórios de execução. Na referida fórmula de afectação de proveitos são aceites, para efeitos de cálculo das tarifas de comercialização do SEP, 50% dos benefícios líquidos relativos às medidas de gestão da procura. São também considerados os custos de implementação das mesmas medidas de gestão da procura, aceitando-se os custos que o distribuidor vinculado comprove ter efectivamente suportado com projectos efectuados neste âmbito, desde que devidamente programados e previstos. Dando cumprimento ao disposto no Regulamento Tarifário, a EDP Distribuição enviou à ERSE, a 2 de Janeiro de 2002, o Plano de Gestão da Procura para o triénio Tendo em vista o esclarecimento de algumas dúvidas, a prestação de mais informação e a justificação das metodologias, critérios e parâmetros adoptados, de acordo com solicitação da ERSE, a EDP Distribuição enviou, a 9 de Setembro de 2002, um documento complementar ao Plano de Gestão da Procura. Em reunião do dia 13 de Setembro de 2002 reconheceu-se que o Plano de Gestão da Procura anteriormente apresentado necessitava de uma reestruturação de modo a aprofundar e clarificar alguns pressupostos que presidiram à sua elaboração. Neste sentido, a 10 de Outubro de 2002, a EDP Distribuição apresentou uma versão reformulada do Plano de Gestão da Procura que apenas prevê a realização de acções para o biénio Esta última versão foi detalhadamente analisada pela ERSE, tendo daí resultado o documento Apreciação do Plano de Gestão da Procura da EDP Distribuição no qual se discutem as acções apresentadas, estabelecem-se os critérios de apreciação das acções do PGP e definem-se as metodologias de cálculo de custos e benefícios a considerar para efeitos de cálculo tarifário. No documento Gestão da procura, Relatório de Actividades de 2003, que a EDP Distribuição enviou em Abril de 2004, descrevem-se as actividades de estímulo à Gestão da Procura desenvolvidas em Neste documento apresenta-se um montante de 442,7 milhares de euros referente a custos apurados no âmbito dos programas de gestão da procura. O grau de cumprimento e desenvolvimento dos referidos programas de gestão da procura é apresentado no respectivo relatório de execução. Importa referir que neste documento não é feita qualquer menção aos Planos de Gestão da Procura elaborados pela EDP 83

96 Ajustamentos no Continente Distribuição e enviados à ERSE em 2 de Fevereiro de 2002 e em 10 de Outubro de Importa referir que em 2003, mais uma vez, a EDP Distribuição não implementou nenhuma das acções tipo dominantes no PGP, ou seja as acções que visam fomentar directamente a eficiência energética junto dos consumidores mediante a utilização de equipamentos mais eficientes. As acções de gestão da procura executadas em 2003 enquadram-se no conjunto de medidas gerais tendentes a melhorar o nível de informação dos consumidores sobre a utilização racional de energia, através da promoção de acções de formação e de sensibilização, bem como da realização de estudos envolvendo medições e inquéritos. No documento de apreciação do PGP elaborado pela ERSE, os custos de implementação deste tipo de acções são aceites para efeitos de definição dos proveitos da actividade de Comercialização no SEP. No Quadro 4-44 apresentam-se as acções intangíveis desenvolvidas em 2003 e a sua ligação às acções intangíveis previstas no PGP. Quadro Equiparação entre as acções do relatório de execução de 2003 e as acções do PGP Unidade: 10 3 EUR Acção de referência no PGP Acção no relatório de execução Custos em 2003 O1 Concurso Prémio EDP Prémio EDP 64,6 O2 Estudo sobre caracterização de redes e de procura Caracterização de Consumidores e Redes 269,6 O2 Estudo sobre caracterização de redes e de procura Estudo sobre posse e utilização aparelhos eléctricos no sector Serviços 31,9 O3 Incremento de UREE baseada em telecontagem Estudo sobre Telecontagem 8,1 O4 Promoção da UREE Promoção de Equipamentos Eficientes 35,6 O5 Estudo sobre transportes eléctricos Estudos Transportes Eléctricos 11,7 O6 Formação técnica de clientes O7 Informação e divulgação da UREE Informação e Divulgação sobre UREE 17,9 O8 Estudo da casa-padrão eficiente Estudo sobre domótica 3,3 O9 Geração distribuída A1 Consultoria para o plano de gestão da procura A2 Estudos e procedimentos de monitorização do plano TOTAL 442,7 Das acções implementadas importa destacar a acção O2 sobre caracterização de consumidores e redes, enquadrada, também, nos números 20 e 21 do Artigo 127.º do Regulamento Tarifário, e onde se inclui a obtenção de perfis de consumo aplicáveis à abertura de mercado à BTE e BTN. Tendo em conta esta realidade os custos apresentados foram alocados a BTE e a BTN e representam 61% do total de custos do PGP. Os custos relativos aos programas de gestão da procura devem estar discriminados por nível de tensão ou tipo de fornecimento, consoante a tarifa de Comercialização no SEP a que sejam afectos, a saber: NT (que inclui MAT, AT e MT), BTE e BTN. 84

97 Ajustamentos no Continente O relatório de execução enviado à ERSE referente a acções implementadas em 2003 não clarifica a discriminação dos custos das acções por nível de tensão ou tipo de fornecimento. Contudo, é possível equiparar as acções descritas no relatório com as do PGP e por essa via afectar os proveitos por nível de tensão. Assim, nas acções Prémio EDP, Estudo sobre posse utilização de aparelhos eléctricos no sector dos serviços, Estudo sobre Telecontagem, Promoção de Equipamentos Eficientes, Estudo Transportes Eléctricos, Informação e Divulgação sobre UREE e Estudo sobre Domótica considerouse a repartição de custos por nível de tensão dos documentos Plano de Gestão da Procura e Apreciação do Plano de Gestão da Procura da EDP Distribuição. Por último, na acção Caracterização de Consumidores e Redes considerou-se que os custos são referentes à BT na medida em que o trabalho desenvolvido e apresentado refere-se à abertura do mercado na BT. Considerou-se que 2/3 dos custos incidem na BTN e 1/3 na a BTE, tendo em conta que em 2002 se seguiu uma lógica semelhante incidindo estes valores sobre a MT e BTE, à semelhança do apresentado nos documentos referidos. No Quadro 4-45 e na Figura 4-19 apresentam-se os custos das acções de gestão da procura executadas em 2003 por nível de tensão ou tipo de fornecimento. Quadro Custos do PGP referentes a 2003, por acção e por nível de tensão Unidade: 10 3 EUR Custos em 2003, por nível de tensão ou tipo de fornecimento Acção NT BTE BTN Total Prémio EDP 43,1 21,5 0,0 64,6 Caracterização de Consumidores e Redes 0,0 89,9 179,7 269,6 Estudo sobre posse e utilização aparelhos eléctricos no sector Serviços 0,0 10,6 21,3 31,9 Estudo sobre Telecontagem 8,1 0,0 0,0 8,1 Promoção de Equipamentos Eficientes 4,7 9,5 21,4 35,6 Estudo Transportes Eléctricos 11,7 0,0 0,0 11,7 Informação e Divulgação sobre UREE 1,0 2,0 14,8 17,9 Estudo sobre domótica 3,3 0,0 0,0 3,3 TOTAL 71,9 133,6 237,2 442,7 85

98 Ajustamentos no Continente Figura Custos do PGP referentes a 2003, por acção e por nível de tensão EUR Prémio EDP Caracterização de Consumidores e Redes Estudo sobre posse e utilização aparelhos eléctricos no sector Serviços Estudo sobre Telecontagem Promoção de Equipamentos Eficientes Estudo Transportes Eléctricos Informação e Divulgação sobre UREE Estudo sobre domótica NT BTE BTN No documento Apreciação do Plano de Gestão da Procura da EDP Distribuição considerou-se que os valores dos benefícios deste tipo de acções, incluindo as de acompanhamento do PGP (Acções tipo O e tipo A ), devem ser iguais aos dos custos aceites para as mesmas, por forma a que o benefício deduzido do custo resulte nulo. A ERSE solicitou à EDP Distribuição em 8 de Junho de 2004 um conjunto de informação que permita detalhar as despesas das acções implementadas. Esta informação foi enviada em 11 de Agosto de Os valores relativos a acções de gestão da procura aceites para o cálculo dos proveitos das tarifas de Comercialização no SEP, por nível de tensão ou tipo de fornecimento, são apresentados no Quadro Quadro Proveitos relativos a acções de gestão da procura de 2003 (Valores das variáveis da fórmula 36 do n.º 3 do artigo 78 do Regulamento Tarifário) Unidade: 10 3 EUR GP j,t-2 BGP CE j,t-2 CGP CE j,t-2 NT 71,9 71,9 71,9 BTE 133,6 133,6 133,6 BTN 237,2 237,2 237,2 Total 442,7 442,7 442,7 86

99 Ajustamentos no Continente 4.7 ACTIVIDADE DE COMPRA E VENDA DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com os artigos 79º, 80º e 81º os proveitos permitidos da actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica são ajustados pela diferença entre os valores facturados pelo distribuidor vinculado por aplicação das tarifas de Energia e Potência, de Uso Global do Sistema e de Uso da Rede de Transporte e os valores pagos à entidade concessionária da RNT, pela diferença entre os custos permitidos e os custos efectuados com a aquisição de energia eléctrica a centros produtores não vinculados, importações directas e importações através das redes da entidade concessionária da RNT e pelo ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas. O ajustamento na actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica referente a 2003 a repercutir nas tarifas de 2005 é de milhares de euros, de acordo com os valores apurados no Quadro

100 Ajustamentos no Continente Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica Unidade: 10 3 EUR BT Rf Proveitos facturados pelos DV em 2003 por aplicação da TEP de BT t 2 BT R ~ Valor previsto dos proveitos permitidos em 2003 por aplicação da TEP de BT t 4 BT 3 V tri, t Ajuste anual dado pela soma dos ajustes trimestrais do encargo variável afecto a BT tri= 3 4 α ponderador dos proveitos da TEP em BT 65,08% ( ) 12 ~ 5 Cmcp, m, t ESEP, m, t ESEP, m Desvio de quantidades valorizado ao custo marginal de curto prazo das centrais do SEP m= 1 6 BT prov Valor do ajustamento provisório calculado em 2003 e incluído nos proveitos permitidos de A BT Tep,t ={ [(1) - (2) - (3) - (4) x (5)] x (1+i E 2004 ) - (6) }x (1+i E 2004 ) Diferença entre os valores facturados pelos DV pela aplicação da TEP e o valor pago à REN para abastecimento dos clientes em BT NT Rf t Proveitos facturados pelos DV em 2003 por aplicação da TEP às quantidades consumidas pelos clientes finais em MAT, AT e MT NT R ~ t Valor previsto dos proveitos permitidos em 2002 por aplicação da TEP às quantidades consumidas pelos clientes finais em MAT, AT e MT NT 9 V tri, t Ajuste anual dado pela soma dos ajustes trimestrais do encargo variável afecto aos clientes de do SEP em MAT, AT e MT tri= 1 10 β ponderador dos proveitos da TEP aplicável aos clientes finais em MAT, AT e MT 34,92% ( ) 12 ~ 11 Cmcp, m, t ESEP, m, t ESEP, m Desvio de quantidades valorizado ao custo marginal de curto prazo das centrais do SEP m= 1 B NT Tep,t =[(7) - (8) - (9) - (10) x (11)] x (1+i E 2004 ) 2 Diferença entre os valores facturados pelos DV pela aplicação da TEP e o valor pago à REN para abastecimento dos clientes em MAT, AT e MT C SENV, t Custos permitidos com a aquisição de energia eléctrica no âmbito da parcela livre Ce SENV, Custos efectivos com a aquisição de energia eléctrica no âmbito da parcela livre t C C SENV,t =[(12) - (13)] x (1+i E 2004 ) 2 Diferença entre os custos permitidos e os custos efectivos com a aquisição de energia eléctrica no âmbito da parcela livre, valores incluídos na T D Rf UGS, Proveitos facturados pelos DV em 2003 por aplicação da tarifa de UGS aos fornecimentos aos clientes t UGS 15 Rf t Proveitos facturados pela entidade concessionária da RNT em 2003 por aplicação da tarifa de UGS D D UGS,t =[(14) - (15)] x (1+i E 2004 ) 2 Diferença entre os valores facturados pelos DV e os valores pagos à entidade concessionária da RNT por aplicação da tarifa UGS D 16 Rf URT, Proveitos facturados pelos DV em 2003 por aplicação das tarifas de URT aos fornecimentos aos clientes t URT Rf t 17 Proveitos facturados pela entidade concessionária da RNT em 2003 por aplicação das tarifas de URT E D URT,t =[(16) - (17)] x (1+i E 2004 ) 2 Diferença entre os valores facturados pelos DV e os valores pagos à entidade concessionária da RNT por aplicação das tarifas de URT TVCF R t Proveitos obtidos pelos DV pela aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais aos fornecimentos a clientes do SEP em D 19 R TEP, Proveitos obtidos pelos DV por aplicação da TEP aos fornecimentos a clientes do SEP em 2003 (líquido de interruptibilidade) t D SEP R UGS, t 20 Proveitos obtidos pelos DV por aplicação da tarifa de UGS aos fornecimentos a clientes do SEP em D SEP R URT, t 21 Proveitos obtidos pelos DV por aplicação das tarifas de URT aos fornecimentos a clientes do SEP em D SEP R t CR SEP R t 22 Proveitos obtidos pelos DV por aplicação das tarifas de URD aos fornecimentos a clientes do SEP em Proveitos obtidos pelos DV por aplicação das tarifas de CR aos fornecimentos a clientes do SEP em CE 24 R t Proveitos obtidos pelos DV por aplicação das tarifas de CSEP aos fornecimentos a clientes do SEP em TVCF 25 PROV Valor do ajustamento provisório calculado em 2003 e incluído nos proveitos permitidos de F TVCF t = {(18) - [(19) + (20) + (21) + (22) + (23) + (24)]} x (1+i E 2004 ) 2 - (25) x (1+i E 2004 ) Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas no SEP em G t = A + B + C + D + E + F Ajustamento na actividade de Compra e Venda de Energia i t-1 E i 2004 E taxa de juro EURIBOR a três meses, Junho, + 0,5 pp 2,62% 88

101 Ajustamentos no Continente 4.8 PROVEITOS A PROPORCIONAR POR ACTIVIDADE NO CONTINENTE O Quadro 4-48 permite comparar os proveitos permitidos a proporcionar em 2003 definidos em 2002, com os proveitos permitidos recalculados no ano 2004, com base nos valores verificados em Apresenta-se também o desvio entre os proveitos facturados em 2003 e os proveitos permitidos calculados em 2004 com os valores reais e o ajustamento que se irá repercutir nas tarifas de

102 Ajustamentos no Continente Quadro Proveitos permitidos em 2003 e ajustamento em 2005 Unidade: 10 3 EUR Proveitos a proporcionar em 2003, definidos em 2002 (tarifas 2003) Proveitos Efectivamente facturados em 2003 Proveitos a proporcionar em 2003, definidos em 2004 Incentivos e custos aceites a posteriori Desvio [2] Desvio actualizado para 2005 Ajustamento provisório calculado em 2003 actualizado para 2005 Ajustamento a repercutir em 2005 (1) (2) (3) (4) (5) =(2)-(3)-(4) (6) = (5) x (1+2,62%) 2 (7) (8) = (6) - (7) Aquisição de Energia Eléctrica (AEE) Parcela Variável [1] Parcela Fixa Gestão Global do Sistema (GGS) Transporte de Energia Eléctrica (TEE) Proveitos permitidos à REN Distribuição de Energia Eléctrica (DEE) Comercialização de Redes (CR) Comercialização no SEP (CSEP) Compra e Venda de Energia Eléctrica Proveitos por aplicação da TEP Aquisições à REN Parcela Livre [2] Aditividade e desvio trimestral da BT Proveitos por aplicação da UGS Proveitos por aplicação da URT Ajustamento da aditividade tarifária e trimestral da BT Proveitos permitidos à EDP Distribuição Notas: [1] Os proveitos da coluna (2) incluem o ajuste referente ao 2º semestre de 2003 devolvido durante o 1º semestre de O desvio apurado resulta da soma das seguintes parcelas: valor da correcção de hidraulicidade incluído na coluna 4 na parcela fixa; 3467 valor da CH referente ao 1º trimestre de 2002 e do valor do def ref (em 2002 era positivo e em 2003 acabou em -6000). [2] No caso da parcela livre o desvio resulta da diferença entre a coluna (1) e a (3) e das comercializações entre a (2) e a (1). 90

103 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores 5 AJUSTAMENTOS NA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Neste capítulo comparam-se os custos e proveitos verificados no ano de 2003 com os valores que tinham sido previstos em 2002 para a determinação das tarifas de energia eléctrica em Esta análise tem por objectivo não só avaliar o desempenho da EDA, mas também determinar para cada actividade, o ajustamento relativo ao ano de 2003 a repercutir nas tarifas de 2005, de acordo com as regras definidas no Regulamento Tarifário 5.1 AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E GESTÃO DO SISTEMA De acordo com o n.º 6 do artigo 82.º do Regulamento Tarifário, o ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (AGS) relativos a 2003 é dado pela diferença entre os valores recuperados pela EDA no montante de milhares de euros e os proveitos que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 82.º aos valores verificados em 2003, de milhares de euros, adicionados do ajustamento para tarifas aditivas, de 473 milhares de euros. Este desvio é actualizado para 2005 aplicando-se a taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. Os proveitos recuperados pela EDA em 2003 resultaram da soma das seguintes parcelas: Proveitos recuperados pela EDA por aplicação aos fornecimentos do SEPA das tarifas à entrada da rede de distribuição em Portugal continental, em 2003: TEP, UGS, e URT no âmbito dos fornecimentos a clientes do SEPA, no montante de milhares de euros; Compensação paga pela entidade concessionária da RNT em 2003 relativa ao sobrecusto estimado da actividade de AGS ( milhares de euros) adicionada dos ajustamentos trimestrais (311 milhares de euros), no total de milhares de euros; Custos com a convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em 2003, no montante de milhares de euros. O Quadro 5-1 permite comparar os valores verificados em 2003 ( 2003 ) com os proveitos permitidos em 2002 no cálculo das tarifas de 2003 ( Tarifas 2003 ) e calcular o ajuste a repercutir nas tarifas de O montante global de milhares de euros considerado em 2002 para cálculo das Tarifas de 2003 é imputado proporcionalmente aos proveitos permitidos reais de cada actividade. 91

104 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Diferença 2003 Tarifas Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % AGS a C A SEPAt, Custos permitidos com a aquisição de energia eléctrica ao SEIA ,9% AGS A b Am t Amortizações do activo fixo, líquidas das amortizações dos activos comparticipados ,8% AGS A c Act t Valor médio do activo fixo líquido de amortizações e comparticipações ,9% AGS A d r t Taxa de remuneração permitida para o valor do activo fixo (%) 9,0 9,0 AGS A e C t Custos anuais de exploração aceites pela ERSE ,6% AGS A f S t Outros proveitos no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema ,5% D A c 1 Rt = a + b + d e 100 Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema ,4% A 2 Rr t AGS Proveitos recuperados pela aplicação aos fornecimentos do SEPA e às entregas ao SENVA das tarifas à entrada da rede de distribuição em Portugal continental, no ano t: TEP, UGS e URT no âmbito dos fornecimentos a clientes do SEPA; e UGS e URT no âmbito das entregas a clientes do SENVA AGS 3 SA t Compensação paga pela entidade concessionária da RNT (inclui ajustamentos trimestrais) AGS 4 SRAA t Custo da convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas TVCF do SEPA (2) + (3) + (4) Proveitos recuperados na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema TVCFA t Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas, em (5) - (1) + (6) Desvio de AGS 8 A i 2004 Taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual 2,62% 9 AGS A AGS A (7) i = Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema, relativos a CUSTOS COM A AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA AO SEIA Os custos com a aquisição de energia eléctrica ao SEIA foram cerca de 7,9% inferiores aos estimados. Esta redução é explicada em grande parte pela aquisição à SOGEO, S.A. que produziu abaixo da sua capacidade máxima na central da Ribeira Grande e por um acréscimo do seu custo unitário relativamente ao previsto (Quadro 5-2). Quadro Custos com aquisição de energia eléctrica ao SEIA Quantidades (MWh) Custo Unitário ( /MWh) Custo Total (10 3 EUR) 2003 T2003 % 2003 T2003 % 2003 T2003 % Geotérmica ,1% 72,34 70,09 3,2% ,3% Hídrica ,1% 71,64 70,09 2,2% ,4% Eólica ,4% 72,27 70,09 3,1% ,4% Térmica ,12 11 Total ,5% 72,15 70,09 2,9% ,9% 92

105 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR O desvio no activo líquido a remunerar e nas amortizações resulta essencialmente do saldo inicial do activo bruto ter sido superior ao valor provisório utilizado nas tarifas de 2003, associado a uma redução das transferências para exploração e de um valor inferior de comparticipações. O quadro seguinte apresenta os movimentos das contas que constituem a rubrica de activos líquidos a remunerar. Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 (1) Tarifas 2003 (2) Desvio [(1) (2)] / (2) Investimento a custo técnicos ,9% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) ,9% Investimento Directo Transferência p/ exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,7% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) ,5% Amortizações do Exercício Regularizações e abates Saldo Final (4) ,3% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) ,3% Comparticipações do ano Amortizações do ano Saldo Final (6) ,0% Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) (3) (5) Valor de 2003 (8) = (2) (4) (6) Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,9% 93

106 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores A taxa de realização do investimento do ano relativamente ao previsto foi de 108,9% CUSTOS ANUAIS DE EXPLORAÇÃO Os custos anuais de exploração registaram um valor cerca de 6,6% inferior ao estimado, tendo os custos directos de exploração contribuindo com uma redução na ordem dos 5,0% enquanto que os custos de estrutura imputados à AGS se reduziram 24,9% (Figura 5-1). Figura Custos de exploração na AGS 10 3 EUR ,6% ,4% -6,6% -24,9% -5,0% ,3% ,7% Tarifas 2003 Custos directos Custos de estrutura Conforme se pode verificar no Quadro 5-4, todas as rubricas, excepto os Fornecimentos e Serviços Externos, que aumentaram +21,9% relativamente ao previsto, contribuíram para a redução dos custos de exploração. O aumento dos custos com os fornecimentos e serviços externos é, no entanto, compensada longamente pela redução dos custos com pessoal. A soma dos custos de exploração dispendidos nestas duas rubricas decresceram 6,3% relativamente ao aceite para tarifas. 94

107 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Custos de exploração na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Custos Directos Combustíveis ,8% Lubrificantes ,2% Materiais Diversos ,2% Fornecimentos e Serviços Externos ,2% Pessoal ,7% Outros custos Operacionais ,6% Total (1) ,0% Orgãos de Apoio Combustíveis Lubrificantes Materiais Diversos ,5% Fornecimentos e Serviços Externos ,9% Pessoal ,5% Outros custos Operacionais ,2% Total (2) ,9% Custos de Exploração Combustíveis ,8% Lubrificantes ,2% Materiais Diversos ,6% Fornecimentos e Serviços Externos ,9% Pessoal ,9% Outros custos Operacionais ,9% Total (3) = (1) + (2) ,6% Custos de Investimento (TPE) Combustíveis Lubrificantes Materiais Diversos ,0% Fornecimentos e Serviços Externos ,1% Pessoal ,0% Outros custos Operacionais ,3% Total (4) ,7% Custos Totais Combustíveis ,8% Lubrificantes ,2% Materiais Diversos ,1% Fornecimentos e Serviços Externos ,0% Pessoal ,9% Outros custos Operacionais ,3% Total (5) = (3) + (4) ,3% 95

108 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores CUSTOS COM OS COMBUSTÍVEIS O peso dos custos com a aquisição de combustíveis é bastante importante nos custos totais de produção de energia eléctrica da EDA. Em 2002, aquando da determinação das tarifas para 2003, previa-se que os custos com a aquisição de combustíveis representassem cerca de 28% dos custos aceites para efeitos de regulação dessa empresa. Deste montante, perto de 84% dizia respeito ao fuelóleo e 16% ao gasóleo. Por conseguinte, reveste-se de um particular interesse analisar os desvios ocorridos entre os custos previstos e verificados com os combustíveis consumidos em 2003 pela EDA. FUELÓLEO Na RAA, a aquisição do fuelóleo é efectuada centralmente tendo em conta as necessidades do arquipélago para o conjunto dos sectores económicos. Este facto, conjuntamente com as condicionantes técnicas ao armazenamento de combustíveis existentes no arquipélago, cria restrições ao tipo de fuelóleo que pode ser consumido. Em São Miguel apenas é consumido o fuelóleo com viscosidade 180 e nas restantes ilhas é consumido o fuelóleo com viscosidade 100. O preço do fuelóleo com viscosidade 180 resulta da adição de 90% do Preço Europa do fuelóleo (preço de aquisição do fuelóleo na RAA) com teor de enxofre superior a 1%, com 10% do Preço Europa do gasóleo. O preço do fuelóleo com viscosidade 100 resulta da adição de 82,8% do Preço Europa do fuelóleo com teor de enxofre superior a 1%, com 17,2% do valor do Preço Europa do gasóleo. Ao preço do fuelóleo assim obtido, há que adicionar os custos com o transporte inter-ilhas, a partir de são Miguel, e os custos com o armazenamento. Para além do preço CIF do fuelóleo descarregado em São Miguel, o custo unitário do fuelóleo consumido na RAA depende então, do preço do gasóleo, dos custos de armazenamento e dos custos de transporte inter-ilhas. O Quadro 5-5 apresenta o custo com o fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano, desagregando-os em termos de consumo e de custo unitário. Observa-se que o custo com o fuelóleo consumido foi em 2003 inferior em mais de 10% ao previsto. Este facto resulta do consumo do fuelóleo ter sido inferior ao previsto em 1,3% e, sobretudo, do custo unitário do fuelóleo ter sido mais baixo do que o previsto em 9%. 96

109 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Comparação entre o custo com o fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano Consumo previsto Consumo verificado Desvio Custo unitário previsto Custo unitário verificado Desvio Custo previsto Custo verificado Desvio t t % /kg /kg % Eur Eur % (1) (2) [(2)-(1)]/(1) (3) (4) [(4)-(3)]/(3) (5) (6) [(6)-(5)]/(5) ,3% 0,266 0,242-9,0% ,2% Importa então analisar quais os motivos subjacentes à diferença entre o custo unitário do fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano. O Quadro 5-6 apresenta os custos unitários, previstos e verificados, do fuelóleo consumido em 2003 nas diferentes centrais pertencentes à EDA. Observa-se que os custos unitários com o fuelóleo são mais baixos em São Miguel do que nas restantes ilhas, o que não é surpreendente face ao tipo de fuelóleo consumido nesta ilha e pelos custos do transporte do fuelóleo de São Miguel para as restantes ilhas. Observa-se igualmente que a diferença entre o custo unitário previsto e verificado é maior nas centrais onde o custo unitário do fuelóleo é menor, caso de São Miguel e do Faial, do que nas restantes ilhas. Relembra-se que são os custos de transporte e de armazenamento, assim como o maior peso do gasóleo no fuelóleo consumido que justificam a diferença entre os custos unitários do fuelóleo consumido nas diferentes centrais da RAA. Consequentemente, conclui-se que a diferença entre os custos unitários previstos e verificados do fuelóleo terão sido pouco influenciados por uma incorrecta previsão de factores que não sejam os preços do fuelóleo, isto é, por uma incorrecta previsão dos custos de transporte inter-ilhas ou do preço do gasóleo. Regista-se igualmente que a evolução do custo do gasóleo, que será analisada no ponto seguinte, contribuiu de uma forma marginal para a diferença entre o custo do fuelóleo previsto e verificado, ao ser inferior ao previsto em apenas 2%. Quadro Custos unitários do fuelóleo consumido em 2003 por central Custo unitário previsto /kg Custo unitário verificado /kg Diferença % (1) (2) [(2)-(1)]/(1) S.Miguel_Caldeirão 0,253 0,228-9,9% Terceira_Belo Jardim 0,280 0,259-7,7% Pico_Pico 0,283 0,263-7,4% Faial_Santa Bárbara 0,271 0,248-8,4% Média EDA 0,266 0,242-9,0% 97

110 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Neste contexto, tentar-se-á de seguida inferir, se o facto dos custos unitários do fuelóleo verificados terem sido inferiores ao previsto decorre, ou não, de se ter sobrestimado a evolução do preço do fuelóleo. A Figura 5-2 apresenta a evolução entre Janeiro de 2002 e Dezembro de 2003 do preço médio semanal do fuelóleo CIF com 3,5% de enxofre 10 em dois mercados spot europeus. Observa-se que o preço do fuelóleo aumentou, embora não continuamente, entre 2002 e O preço médio em 2003 foi de cerca de 150 USD/t e em 2002 foi de cerca de 130 USD/t, isto é, o preço do fuelóleo com 3,5% de enxofre aumentou em mais de 10% entre 2003 e Figura Evolução do preço médio semanal do fuelóleo em 2002 e em USD/t Cargoes CIF Med Basis 3,5% Cargoes CIF NWE Basis ARA 3,5% Face ao incremento verificado dos preços do fuelóleo nos mercados internacionais, a sobreavaliação das previsões para o custo unitário do fuelóleo em 2003 deverá decorrer do pressuposto de que o custo unitário com o fuelóleo aumentaria muito mais do que 10% entre 2002 e Caso esta premissa não se verifique, a diferença deverá decorrer da metodologia empregue. O Quadro 5-7 compara os custos unitários estimados pela EDA para 2002 aquando da determinação das tarifas 2003, previstos pela EDA (e aceites pela ERSE) para 2003 e verificados para A observação desta tabela permite concluir: 10 O preço Europa do fuelóleo na RAA tem por base um fuelóleo com teor de enxofre acima de 1%. 98

111 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores O custo unitário do fuelóleo previsto para 2003 era 7% superior ao custo unitário estimado para A evolução prevista para o custo unitário do fuelóleo é, então, inferior à evolução verificada nos mercados europeus do preço do fuelóleo. Não obstante, a evolução do preço do fuelóleo já referido, o custo unitário verificado em 2003 foi inferior em 2,6% ao custo unitário estimado para Face ao exposto, a diferença entre o custo unitário previsto e verificado dever-se-á ao emprego de uma metodologia incorrecta nas previsões dos custos unitários com o fuelóleo consumido. Quadro Comparação entre os custos unitários do fuelóleo estimados para 2002 e previstos para 2003 e os custos unitários verificados em Custo unitário estimado 2002 tarifas 2003 /kg (1) Custo unitario previsto 2003 tarifas 2003 /kg (2) Desvio % [(2)-(1)]/(1) Custo unitário verificado 2003 /kg (3) Desvio % [(3)-(1)]/(1) 0,249 0,266 7,01% 0,242-2,61% GASÓLEO O Quadro 5-5 apresenta o custo com o gasóleo previsto e verificado, desagregando-o em termos de consumo e de custo unitário. Observa-se que o custo com o gasóleo consumido foi superior ao previsto em mais de 17%. Isto deve-se à evolução do consumo de fuelóleo ter sido superior em quase 21% ao previsto. Tendência oposta teve o custo unitário do gasóleo, que diminuiu relativamente ao previsto em cerca de 3%. Quadro Comparação entre o custo com o gasóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano Consumo previsto Consumo Custo unitário Custo unitário Desvio verificado previsto verificado Desvio Custo previsto Custo verificado Desvio kl kl % /l /l % Eur Eur % (1) (2) [(2)-(1)]/(1) (3) (4) [(4)-(3)]/(3) (5) (6) [(6)-(5)]/(5) ,72% 0,301 0,292-3,01% ,08% O Quadro 5-9 apresenta os custos unitários do gasóleo consumido por central. A diferença entre os custos unitários nas diferentes centrais decorre das diferenças entre os custos de transporte inter-ilhas e nos custos com o armazenamento. 99

112 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Custos unitários do gasóleo consumido em 2003 por central Custo unitário previsto /l Custo unitário verificado /l Diferença % (1) (2) [(2)-(1)]/(1) S. Maria_Aeroporto 0,298 0,290-2,6% Terceira_Angra 0,293 0,283-3,4% Graciosa_Barra 0,308 0,301-2,3% S. Jorge_Caminho Novo 0,303 0,300-1,1% Faial_Santa Bárbara 0,302 0,292-3,4% Flores_Ribeira d'além Fazenda 0,314 0,300-4,5% Corvo_Horta Funda 0,325 0,326 0,2% Média EDA 0,301 0,292-3,0% OUTROS CUSTOS DE EXPLORAÇÃO LUBRIFICANTES Apenas nas centrais de Além Fazenda e do Caldeirão o consumo específico de lubrificantes foi inferior ao estimado. Contudo devido ao custo médio unitário ter sido sobrestimado, verifica-se uma redução no custo total com lubrificantes na ordem dos 29,2%. Quadro Custos com Lubrificantes Quantidades (kl) Custo Unitário ( /l) Custo Total (10 3 EUR) 2003 T2003 % 2003 T2003 % 2003 T2003 % Lubrificantes ,4% 0,87 1,31-33,5% ,2% FORNECIMENTOS E SERVIÇOS EXTERNOS E PESSOAL Nesta actividade assim como nas restantes actividades reguladas da EDA, verifica-se uma redução significativa de custos com o pessoal, materializado através de uma aposta clara no outsourcing. A soma dos custos de exploração dispendidos nestas duas rubricas decresceu 6,3% relativamente ao previsto. 100

113 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores OUTROS PROVEITOS NO ÂMBITO DA ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E GESTÃO DO SISTEMA Os outros proveitos no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica apresentaram um desvio de cerca de -2,5% relativamente ao previsto, Quadro Quadro Outros proveitos da AGS Diferença 2003 Tarifas Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Prestações de Serviços ,1% Outros Proveitos Operacionais ,2% Total ,5% AJUSTAMENTO DA ADITIVIDADE TARIFÁRIA O ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas calculado de acordo com o Artigo 113.º do Regulamento Tarifário resulta da diferença entre os proveitos obtidos pela EDA por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA aos fornecimentos a clientes finais do SEPA e os proveitos obtidos por aplicação aos fornecimentos aos clientes finais do SEPA, das tarifas do Continente adicionados do custo com a convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifas de Uso Global do Sistema e recuperado pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA. Em 2003 este ajustamento foi de 473 milhares de euros. Quadro Calculo do ajustamento para tarifas aditivas Unidade: 10 3 EUR TVCFA R t Proveitos obtidos pela EDA por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA aos fornecimentos do SEPA A R AGS, t Proveitos obtidos pela aplicação aos fornecimentos a clientes finais do SEPA das tarifas à entrada da rede de distribuição em Portugal continental, no ano t: TEP, UGS e URT A R D, t Proveitos obtidos pela aplicação aos fornecimentos a clientes finais do SEPA das tarifas de Uso da Rede de Distribuição A R C, t Proveitos obtidos pela aplicação a clientes finais do SEPA das tarifas de Comercialização de Redes e Comercialização no SEP SRAA t Proveitos obtidos pela EDA por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA aos fornecimentos do SEPA TVCFA t = 1 ( ) 5 Custo da convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA

114 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores 5.2 DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o n.º 4 do artigo 83.º do Regulamento Tarifário, o ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica relativos a 2003 é dado pela diferença entre os valores recuperados pela EDA no montante de milhares de euros e os proveitos que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 83.º aos valores verificados em 2003, de milhares de euros. Este desvio é actualizado para 2005 aplicando-se a taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. Os proveitos recuperados pela EDA em 2003 resultaram da soma das seguintes parcelas: Proveitos recuperados pela concessionária do transporte e distribuição da RAA por aplicação aos fornecimentos do SEPA das tarifas de Uso da Rede de Distribuição no montante de milhares de euros; Compensação paga pela entidade concessionária da RNT em 2003 relativa ao sobrecusto estimado da actividade de DEE de milhares de euros; Custos com a convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em 2003, no montante de milhares de euros. O Quadro 5-1 permite comparar os valores verificados em 2003 ( 2003 ) com os proveitos permitidos em 2002 no cálculo das tarifas de 2003 ( Tarifas 2003 ) e calcular o ajuste a repercutir nas tarifas de Como para Tarifas 2003 a EDA não enviou a informação por nível de tensão a comparação entre proveitos permitidos estimados e proveitos permitidos globais é feita para o total da actividade. 11 O montante global de milhares de euros considerado em 2002 para cálculo das Tarifas de 2003 é imputado proporcionalmente aos proveitos permitidos reais de cada actividade. 102

115 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % D a Am A MT, t Amortizações do activo fixo líquidas das amortizações dos activos comparticipados ,9% b A Act j, Valor médio do activo fixo líquido de amortizações e comparticipações ,9% D t D A c r t Taxa de remuneração permitida para o valor do activo fixo (%) 9,0 9,0 d D A C j, t Custos anuais de exploração aceites pela ERSE ,8% e D A S j, t Outros proveitos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica ,0% D 1 A c Rt = a + b + d e 100 Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica ,2% 2 D A i 2004 Taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual 2,62% f A Am j, Amortizações do activo fixo líquidas das amortizações dos activos comparticipados D t D g Act A MT, t Valor médio do activo fixo líquido de amortizações e comparticipações D A h r t Taxa de remuneração permitida para o valor do activo fixo (%) 9,0 D i C A MT, t Custos anuais de exploração aceites pela ERSE D j S A MT, t Outros proveitos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica 220 D 3 A h R MT, t = f + g + i j 100 Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em MT D A Rr MT, t Proveitos recuperados pela aplicação aos fornecimentos a clientes do SEPA das tarifas de Uso da Rede de Distribuição em AT e MT D 5 SA MT, Compensação paga pela entidade concessionária da RNT t 6 D SRAA MT, t Custo da convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas TVCF do SEPA (4) + (5) + (6) Proveitos recuperados na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em MT D A MT,2003 D A 2004 [( 7) ( 3) ] i = Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, em MT, relativos a k D Am A BT, t Amortizações do activo fixo líquidas das amortizações dos activos comparticipados D l Act A BT, t Valor médio do activo fixo líquido de amortizações e comparticipações D A m r t Taxa de remuneração permitida para o valor do activo fixo (%) 9,0 D n C A BT, t Custos anuais de exploração aceites pela ERSE D o S A BT, t Outros proveitos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica 377 D 9 A m R BT, t = k + l + n o 100 Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em BT D A BT t Rr, Proveitos recuperados pela aplicação aos fornecimentos a clientes do SEPA das tarifas de Uso da Rede de Distribuição em BT D 11 SA BT, Compensação paga pela entidade concessionária da RNT t 12 D SRAA BT, t Custo da convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas TVCF do SEPA (10) + (11) + (12) Proveitos recuperados na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em BT D A BT,2003 D A 2004 [( 13) ( 9) ] i = Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, em BT, relativos a AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR O aumento de cerca de 8% do activo a remunerar resulta da conjugação de dois factores: por um lado, o investimento directo superou o previsto e por outro lado as comparticipações ao investimento ficaram aquém do previsto. O quadro seguinte apresenta os movimentos das contas que constituem a rubrica de activos líquidos a remunerar. 103

116 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 (1) Tarifas 2003 (2) Desvio [(1) (2)] / (2) Investimento a custo técnicos ,0% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) ,8% Investimento Directo Transferência p/ exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,5% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) ,2% Amortizações do Exercício Regularizações e abates Saldo Final (4) ,4% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) ,4% Comparticipações do ano Amortizações do ano Saldo Final (6) ,9% Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) (3) (5) Valor de 2003 (8) = (2) (4) (6) Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,9% 104

117 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores CUSTOS ANUAIS DE EXPLORAÇÃO Os custos anuais de exploração apresentaram um desvio de -8,8% relativamente ao previsto, Figura 5-1, tendo sido esta a única actividade regulada onde os custos directos superaram as estimativas. Figura Custos de exploração na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica ,8% EUR ,0% 37,2% 29,8% ,9% ,2% 62,8% Tarifas 2003 Custos directos Custos de estrutura A consolidação de políticas de gestão de recursos, numa perspectiva de alocação dos activos da EDA às principais actividades estratégicas, tendo como objectivo assegurar a coordenação de toda a actividade corrente de conservação e de manutenção preventiva especializada, implicou a contratação de prestadores de serviços (empreiteiros), para a realização de acções de conservação de carácter sazonal, com particular incidência para o domínio da manutenção preventiva de subestações, linhas de transporte e distribuição de MT e postos de transformação públicos. Assim, verificou-se um desvio positivo relativamente ao previsto de 1 milhão de euros em fornecimentos e serviços externos, enquanto que, os custos com o pessoal apresentaram um decréscimo de 2,6 milhões de euros. A taxa de realização do investimento do ano, relativamente ao previsto foi de 131,0% pelo que se verificou um desvio nos custos imputados ao investimento na ordem dos 30%. 105

118 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Custos de exploração na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Custos Directos Materiais Diversos ,3% Fornecimentos e Serviços Externos ,9% Pessoal ,0% Outros custos Operacionais ,8% Total (1) ,9% Orgãos de Apoio Materiais Diversos ,1% Fornecimentos e Serviços Externos ,2% Pessoal ,4% Outros custos Operacionais ,0% Total (2) ,0% Custos de Exploração Materiais Diversos ,6% Fornecimentos e Serviços Externos ,3% Pessoal ,2% Outros custos Operacionais ,0% Total (3) = (1) + (2) ,8% Custos de Investimento (TPE) Materiais Diversos ,5% Fornecimentos e Serviços Externos ,1% Pessoal ,1% Outros custos Operacionais ,0% Total (4) ,6% Custos Totais Materiais Diversos ,2% Fornecimentos e Serviços Externos ,1% Pessoal ,7% Outros custos Operacionais ,0% Total (5) = (3) + (4) ,9% OUTROS PROVEITOS NO ÂMBITO DA ACTIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Os outros proveitos no âmbito da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica apresentaram um desvio de cerca de -28% relativamente ao previsto, Quadro

119 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Outros proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Diferença 2003 Tarifas Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Prestações de Serviços ,9% Outros Proveitos Operacionais ,0% Total ,0% 107

120 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores 5.3 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o n.º 4 do artigo 84.º do Regulamento Tarifário, o ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica relativos a 2003 é dado pela diferença entre os valores recuperados pela EDA no montante de milhares de euros e os proveitos que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 84.º aos valores verificados em 2003, de milhares de euros. Este desvio é actualizado para 2005 aplicando-se a taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. Os proveitos recuperados pela EDA em 2003 resultaram da soma das seguintes parcelas: Proveitos recuperados pela EDA por aplicação aos clientes do SEPA das tarifas de Comercialização de Redes e Comercialização no SEP no montante de milhares de euros; Compensação paga pela entidade concessionária da RNT em 2003 relativa ao sobrecusto estimado da actividade de CEE de milhares de euros; Custos com a convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em 2003, no montante de milhares de euros. O Quadro 5-1 permite comparar os valores verificados em 2003 ( 2003 ) com os proveitos permitidos em 2002 no cálculo das tarifas de 2003 ( Tarifas 2003 ) e calcular o ajuste a repercutir nas tarifas de Como para Tarifas 2003 a EDA não enviou a informação por nível de tensão a comparação entre proveitos permitidos estimados e proveitos permitidos globais é feita para o total da actividade. 12 O montante global de milhares de euros considerado em 2002 para cálculo das Tarifas de 2003 é imputado proporcionalmente aos proveitos permitidos reais de cada actividade. 108

121 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % a C A Am j, t Amortizações do activo fixo líquidas das amortizações dos activos comparticipados ,3% b C Act A j, t Valor médio do activo fixo líquido de amortizações e comparticipações ,9% C A c r t Taxa de remuneração permitida para o valor do activo fixo (%) 9,0 9,0 C d C A Custos anuais de exploração aceites pela ERSE ,2% j, t e C A S j, t Outros proveitos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica ,4% 1 C A c Rt = a + b + d e 100 Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica ,9% 2 C A Taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual 2,62% i 2004 C f Am A MT, t Amortizações do activo fixo líquidas das amortizações dos activos comparticipados 117 C g Act A MT, t Valor médio do activo fixo líquido de amortizações e comparticipações C A h r t Taxa de remuneração permitida para o valor do activo fixo (%) 9,0 C i C A MT, t Custos anuais de exploração aceites pela ERSE C j S A MT, t Outros proveitos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica 75 3 C A h R MT, t = f + g + i j 100 Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em MT C A Rr MT, t Proveitos recuperados pela aplicação das tarifas de Comercialização de Redes e Comercialização do SEP a clientes do SEPA em MT C SA BT, Compensação paga pela entidade concessionária da RNT 982 t 6 C SRAA BT, t Custo da convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas TVCF do SEPA 95 7 (4) + (5) + (6) Proveitos recuperados na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em MT C A MT,2003 C A 2004 [( 7) ( 3) ] i = Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica, em MT, relativos a k C Am A BT, t Amortizações do activo fixo líquidas das amortizações dos activos comparticipados 223 C l Act A BT, t Valor médio do activo fixo líquido de amortizações e comparticipações C A m r t Taxa de remuneração permitida para o valor do activo fixo (%) 9,0 C n C A BT, t Custos anuais de exploração aceites pela ERSE C o S A BT, t Outros proveitos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica C A R BT = k + l + n o Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em BT m, t C A BT t Rr, Proveitos recuperados pela aplicação das tarifas de Comercialização de Redes e Comercialização do SEP a clientes do SEPA em BT e BTE C 11 SA MT, Compensação paga pela entidade concessionária da RNT 46 t 12 C SRAA MT, t Custo da convergência tarifária do SEPA não incorporados na tarifa de UGS e recuperados pelas TVCF do SEPA (10) + (11) + (12) Proveitos recuperados na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em BT C A 14 BT,2003 C A 2004 [( 13) ( 9) ] i = Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica, em BT, relativos a AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR O quadro seguinte apresenta os movimentos das contas que constituem a rubrica de activos líquidos a remunerar. 109

122 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Movimentos da rubrica de activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 (1) Tarifas 2003 (2) Desvio [(1) (2)] / (2) Investimento a custo técnicos ,5% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) ,3% Investimento Directo Transferência p/ exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,3% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) ,2% Amortizações do Exercício Regularizações e abates Saldo Final (4) ,6% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) ,5% Comparticipações do ano 3 85 Amortizações do ano 4 74 Saldo Final (6) ,0% Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) (3) (5) Valor de 2003 (8) = (2) (4) (6) Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,9% O acréscimo do activo líquido médio a remunerar resulta do montante das transferências para exploração terem superado o valor previsto em cerca de 347%. 110

123 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores CUSTOS ANUAIS DE EXPLORAÇÃO Os custos anuais de exploração na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica apresentaram um desvio de -7,2% relativamente ao previsto para tarifas 2003 (Figura 5-4). Figura Custos de exploração na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica 10 3 EUR ,2% ,3% -6,0% 38,8% ,7% -7,9% 61,2% 2003 Tarifas 2003 Custos directos Custos de estrutura À semelhança do que ocorreu nas restantes actividades reguladas, observou-se uma redução dos custos com o pessoal compensado por um acréscimo dos custos com fornecimentos e serviços externos. 111

124 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores Quadro Custos de exploração na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Custos Directos Materiais Diversos ,1% Fornecimentos e Serviços Externos ,4% Pessoal ,0% Outros custos Operacionais ,5% Total (1) ,9% Orgãos de Apoio Materiais Diversos ,9% Fornecimentos e Serviços Externos ,0% Pessoal ,7% Outros custos Operacionais ,5% Total (2) ,0% Custos de Exploração Materiais Diversos ,3% Fornecimentos e Serviços Externos ,1% Pessoal ,6% dos quais indemnizações por despedimento Outros custos Operacionais ,1% Total (3) = (1) + (2) ,2% Custos de Investimento (TPE) Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Pessoal Outros custos Operacionais Total (4) Custos Totais Materiais Diversos ,9% Fornecimentos e Serviços Externos ,9% Pessoal ,1% Outros custos Operacionais ,2% Total (5) = (3) + (4) ,8% 112

125 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores OUTROS PROVEITOS NO ÂMBITO DA ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Os outros proveitos no âmbito da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica apresentaram um desvio de cerca de -16,4% relativamente ao previsto, Quadro Quadro Outros proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Diferença 2003 Tarifas Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Prestações de Serviços ,2% Outros Proveitos Operacionais ,5% Total ,4% 113

126 Ajustamentos na Região Autónoma dos Açores 5.4 PROVEITOS A PROPORCIONAR POR ACTIVIDADE NA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Da análise do Quadro 5-21 verifica-se que os proveitos permitidos recalculados no ano 2004, com base em valores verificados em 2003, foram inferiores aos proveitos permitidos a proporcionar em 2003 definidos em 2002 em cerca de 1,6%. Quadro Proveitos permitidos em 2003 e ajustamento em 2005, na RAA Unidade: 10 3 EUR Proveitos a proporcionar em 2003, definidos em 2002 (tarifas 2003) Proveitos Efectivamente facturados em 2003 Compensação paga pela REN (inclui ajustamentos trimestrais) Custos com a convergência tarifária recuperada pela TVCF do SEPA Proveitos a proporcionar em 2003, definidos em 2004 Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas Ajustamento a repercutir em 2005 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) = [(2)+(3)+(4)-(5)+(6)] x (1+2,62%) 2 Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Proveitos permitidos à EDA Tendo em conta que os proveitos recuperados durante 2003 pela EDA, ficaram aquém do previsto em cerca de 1%, valor que em parte foi compensado pelo acréscimo na compensação paga pela REN, e que os proveitos permitidos aceites pela ERSE para 2003 são cerca de 1,6% inferiores aos calculados para tarifas 2003, o desvio de 2003 atinge os 7,5 milhões de euros (em 2002, previa-se que este desvio atingisse 8,9 milhões de euros) O ajustamento a recuperar pela EDA em 2005 relativamente ao ano de 2003 será de 7,9 milhões de euros. 114

127 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira 6 AJUSTAMENTOS NA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA Neste capítulo calcula-se o ajustamento relativo a 2003 a repercutir nas tarifas de 2005, para cada actividade regulada da EEM, de acordo com o estipulado no Regulamento Tarifário. Paralelamente, apresenta-se uma comparação entre os custos e os proveitos verificados em 2003 e os valores aceites para o processo de fixação das tarifas de 2003 efectuando-se igualmente, uma análise do activo líquido a remunerar, para igual período referido anteriormente. Em 2002 estava previsto a EEM vir a recuperar nos anos seguintes um desvio no valor de 4,1 milhões de euros, relativo aos proveitos fixados para

128 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira 6.1 EEM AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR No Quadro 6-1 são analisados os movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar da EEM. O desvio negativo apresentado (-5,1%) é explicado essencialmente pela realização de um menor nível de investimento face aos valores previstos pela EEM em A justificação para tal facto prende-se com dificuldades financeiras enfrentadas pela empresa, no decorrer do ano de 2003, situação já verificada e analisada no processo de tarifas para 2004 com os valores então enviados como estimativa para Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 Desvio (1) (2) [(1) - (2)] / (2) Investimento Total ,7% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) Investimento Directo Transferências para Exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,9% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) Amortizações do Exercício Regularizações -6 0 Saldo Final (4) ,5% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) Comparticipações do ano Amortização do ano Saldo Final (6) ,5% Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) - (3) - (5) ,2% Valor de 2003 (8) = (2) - (4) - (6) ,8% Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,1% 116

129 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira CUSTOS DE EXPLORAÇÃO DA EEM No Quadro 6-2 são analisados os custos de exploração da EEM por comparação entre os valores verificados em 2003 e os estimados em 2002 para o cálculo das tarifas de No processo de fixação dos proveitos permitidos da EEM para tarifas de 2003, a ERSE calculou o valor desses proveitos com a condição subjacente de um corte de 1% nos custos e proveitos controláveis 13 então previstos pela empresa. Como tal, e por uma questão de eficiência de custos, os valores das rubricas dos custos de exploração controláveis aceites pela ERSE para cálculo do ajustamento de 2003 não podem ser superiores aos valores anteriormente estipulados em Esta situação é patente nas rubricas "Fornecimentos e Serviços Externos", "Custos com Pessoal" e "Outros Custos Operacionais", pelo que o valor aceite pela ERSE é igual ao valor anteriormente considerado em Este facto origina uma reafectação destas rubricas pelas três actividades reguladas, utilizando a repartição enviada pela EEM para os valores reais de Contudo, verifica-se que a repartição apresentada pela EEM em 2002 é bastante diferente da repartição utilizada nos valores reais de Este facto impossibilita uma análise credível dos custos da empresa por actividade, entre os valores aceites para tarifas em 2002 e os valores verificados em 2003, pelo que se considera que a EEM deverá assentar em critérios de imputação e de repartição estáveis de modo a obter custos por actividade mais consentâneos com a realidade. O aumento verificado no valor da rubrica Variação de Provisões resulta da contabilização, pela primeira vez, de uma provisão para o Fundo de Pensões no montante de milhares de euros. Este Fundo de Pensões, criado em 2003 e não previsto para o cálculo das tarifas desse ano, teve por base estudos actuariais efectuados pelo Banif Asset Management. À semelhança do que tem acontecido com as demais empresas reguladas, a ERSE aceita as responsabilidades com benefícios de reforma registados pela EEM. Na rubrica "Materiais Diversos" a EEM apresenta para 2003 um valor inferior ao aceite em 2002 o que denota uma intenção de racionalização de custos. 13 Entende-se por custos controláveis pela empresa as rubricas "Materiais Diversos", "Fornecimentos e Serviços Externos", "Custos com Pessoal", "Impostos", "Outros Custos Operacionais" e as "variações de Provisões" que não incluam "Variações de Provisões para clientes". Por proveitos controláveis entende-se as rubricas "Prestações de Serviços", "Proveitos Suplementares","Trabalhos para a Própria Empresa", "Subsídios à Exploração" e "Outros Proveitos Operacionais". 117

130 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Custos de exploração da EEM 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio (2003-Tarifas 2003) Valor % Combustíveis, lubrificantes e outros ,0% Materiais Diversos ,5% Fornecimentos e Serviços Externos ,0% Custos com Pessoal ,0% Outros Custos Operacionais (1) ,0% Variação de Provisões ,3% TOTAL ,01% Nota: (1) Inclui o valor de Impostos OUTROS PROVEITOS DA EEM No Quadro 6-3 apresentam-se os valores de "Outros Proveitos" da EEM comparando os valores em 2003 aceites pela ERSE com os previstos em 2002 para o cálculo das tarifas de Em 2002, a empresa subestimou os proveitos justificando assim, o desvio de 80,7% na rubrica em análise. Quadro Outros Proveitos da EEM Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 (1) (2003-Tarifas 2003) Desvio Valor % Prestações de Serviços Proveitos Suplementares Subsídios à exploração Outros Proveitos Operacionais TOTAL ,7% Nota: (1) O valor dos proveitos operacionais enviado pela EEM para Tarifas 2003 não se encontrava desagregado por natureza de proveito. 118

131 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira 6.2 AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E GESTÃO DO SISTEMA De acordo com o n.º 6 do artigo 87.º do Regulamento Tarifário, o ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema relativos a 2003 é dado pela diferença entre os proveitos recuperados pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM por aplicação das tarifas de Energia e Potência, Uso Global do Sistema e Uso da Rede de Transporte fixadas para 2003, aos fornecimentos a clientes do SEPM; e os proveitos que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 87.º aos valores verificados em 2003; acrescido dos valores da compensação paga pela entidade concessionária da RNT relativa ao sobrecusto estimado da actividade de AGS, dos valores dos custos com a convergência tarifária a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em 2003 e dos valores relativos ao ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas. Este desvio é actualizado para 2005 aplicando-se a taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. No Quadro 6-4 apresentam-se as variáveis para o cálculo do ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de AGS relativos ao ano de 2003, tendo-se apurado o valor de -810 milhares de euros. São apresentados igualmente, os parâmetros definidos para o cálculo dos proveitos permitidos da actividade de AGS para 2003 ( Tarifas 2003 ). 119

132 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas 2003 AGS M Am t AGS M Act t M AGS r t M AGS C SEPM, t M AGS C SEIM, t AGS M C t AGS M S t 10 3 EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % amortizações do activo fixo afecto à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema, líquidas das amortizações dos activos comparticipados ,2% valor médio do activo fixo afecto à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema, líquido de amortizações e comparticipações ,9% Taxa de remuneração permitida para os activos afectos à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (%) 9,0% 9,0% custos com a aquisição de energia eléctrica ao SEPM ,0% custos permitidos com a aquisição de energia eléctrica ao SEIM ,5% custos anuais de exploração afectos à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema ,3% outros proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado M AGS Rt 2 Rr 2 AGS M t Proveitos Permitidos no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema ,7% Proveitos recuperados por aplicação das tarifas do Continente SM AGS t 2 AGS t SRAM 2 TVCFM t 2 M AGS it 1 AGS M t 2 Compensação paga pela REN relativa ao sobrecusto da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Valor a recuperar pelas tarifas da RAM Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas Taxa de juro EURIBOR a 3 meses, 30 Junho 2004, acrescida de 0,5 pontos percentuais Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestao do Sistema, relativo ao ano de ,62%

133 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR A redução de 3,9% no activo líquido a remunerar em 2003 é explicada pela realização de um menor nível de investimento afecto a esta actividade face ao previsto em 2002 nomeadamente, pelo adiamento da introdução do gás natural na ilha da Madeira e, igualmente, por alienações (ou abates) efectuados no decorrer do ano de 2003, situação não contemplada nas previsões efectuadas em No Quadro 6-5 encontram-se esquematizados os movimentos atrás descritos. Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 Desvio (1) (2) [(1) - (2)] / (2) Investimento Total ,5% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) Investimento Directo Transferências para Exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,0% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) Amortizações do Exercício Regularizações Saldo Final (4) ,6% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) Comparticipações do ano 0 0 Amortização do ano Saldo Final (6) ,6% Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) - (3) - (5) ,9% Valor de 2003 (8) = (2) - (4) - (6) ,8% Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,9% 121

134 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA CUSTOS COM A AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA AO SEPM No Quadro 6-6 são analisadas as quantidades de energia eléctrica adquiridas ao SEPM (em MWh) e o seu preço médio ( /MWh), permitindo a comparação entre os valores verificados para 2003 e os aceites para o cálculo das tarifas de O decréscimo de 1% no custo total, entre os valores reais e os valores aceites em 2002, é explicado pela descida do preço médio apesar de se ter verificado um ligeiro acréscimo na quantidade de energia adquirida em Quadro Custos com a Aquisição de Energia Eléctrica ao SEPM 2003 Tarifas 2003 Desvio (2003-Tarifas 2003) Valor % Aquisição de Energia Eléctrica ao SEPM (MWh) ,1% Preço Médio ( /MWh) 75,7 76,6-1 -1,1% Custo Total (10 3 EUR) ,0% CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA AO SEIM No Quadro 6-7 é apresentada a decomposição dos custos permitidos com a aquisição de energia eléctrica ao SEIM em termos de quantidade adquirida (em MWh) e em termos de preço médio ( /MWh), para os valores verificados em 2003 e os aceites em 2002 para o cálculo das tarifas de O crescimento de 8,1% verificado no custo médio resulta da quantidade de energia eléctrica adquirida em 2003 ter sido inferior em 24,6% em relação ao valor previsto em 2002, e de um decréscimo de 18,5% na facturação desta energia. 122

135 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Custos Permitidos com a Aquisição de Energia Eléctrica ao SEIM 2003 Tarifas 2003 Desvio (2003-Tarifas 2003) Valor % Aquisição de Energia Eléctrica ao SEIM (MWh) ,6% Preço Médio ( /MWh) 74,7 69,1 6 8,1% Custo Total (10 3 EUR) ,5% Analisando a repartição da energia eléctrica adquirida ao SEIM por tipo de produção em regime especial, conforme se pode observar no Quadro 6-8, verifica-se que o acréscimo global do preço médio resulta da maior facturação da energia de origem hídrica. Tendo em conta o ocorrido no Continente (Quadro 4-8) observa-se que a variação do custo médio resulta da substimação do custo médio previsto para as tarifas de 2003 e não do custo médio verificado em Quadro Aquisição de Energia Eléctrica ao SEIM 2003 Tarifas 2003 Variação 2003/Tarifas 2003 Madeira MWh Porto Santo EEM MWh 10 3 EUR /MWh 10 3 EUR /MWh MWh 10 3 EUR /MWh Porto Madeira EEM Santo Total de aquisições ao SEIM , ,05-24,6% -18,5% 8,1% Térmica Fuel Gasóleo Hídrica ,3 76, ,1 63,70 29,8% 56,1% 20,3% Éolica ,6 86, ,3 84,80 8,5% 10,3% 1,7% Geotérmica Outros ,4 66, ,2 63,70-40,3% -37,5% 4,7% CUSTOS DE EXPLORAÇÃO AFECTOS À ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E GESTÃO DO SISTEMA No Quadro 6-9 são analisados os custos de exploração da actividade de AGS por comparação entre os valores verificados em 2003 e os estimados em 2002 para o cálculo das tarifas de Apesar de todas as rubricas apresentarem grandes desvios nos custos de exploração, a variação global apresenta um ligeiro acréscimo de 0,3%. A explicação resulta da diminuição verificada na rubrica "Combustíveis, lubrificantes e outros", custo determinante no total dos custos de exploração afectos a AGS. 123

136 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Custos de exploração afectos a AGS 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio (2003-Tarifas 2003) Valor % Combustíveis, lubrificantes e outros ,0% Materiais Diversos ,8% Fornecimentos e Serviços Externos ,0% Custos com Pessoal ,3% Outros Custos Operacionais (1) ,9% Variação de Provisões (2) ,3% Notas: (1) Inclui o valor de Impostos. TOTAL ,3% (2) O valor de Variação de Provisões em Tarifas 2003 resulta de uma reafectação pelas três actividades reguladas efectuada pela ERSE em 2002, do valor global de "Variação de Provisões para clientes" enviado pela EEM. A justificação para os desvios verificados em algumas rubricas advém de uma diferente repartição de custos e proveitos por actividade, entre os valores reais de 2003 e os aceites em 2002 para o cálculo das tarifas de No Quadro 6-10 é apresentado o peso das rubricas Materiais Diversos, Fornecimentos e Serviços Externos, Custos com Pessoal e Impostos e Outros Custos Operacionais" afectos à actividade de AGS, nas respectivas rubricas de custos de exploração da EEM. Todas as rubricas evidenciadas apresentam um peso superior nos valores de 2003 do que, o considerado pela EEM em Quadro Peso dos custos de exploração de AGS nos custos de exploração da EEM 2003 Peso Tarifas 2003 Peso Desvio Peso (2003-Tarifas 2003) em pontos percentuais Materiais Diversos 67,1% 35,8% 31,3 Fornecimentos e Serviços Externos 45,7% 36,9% 8,8 Custos com Pessoal 31,4% 28,2% 3,2 Outros Custos Operacionais (1) 60,8% 40,0% 20,8 Nota: (1) Inclui o valor de Impostos. 124

137 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira CUSTOS COM OS COMBUSTÍVEIS O peso dos custos com a aquisição de combustíveis é importante nos custos totais de produção de energia eléctrica da EEM. Na determinação das tarifas para 2003, previa-se que os custos com a aquisição de combustíveis, fuelóleo e gasóleo, representassem cerca de 21% dos custos aceites para efeitos de regulação, sendo que mais de 98 % destes custos diziam respeito ao fuelóleo. De seguida, analisar-se-ão as diferenças verificadas entre os custos previstos e ocorridos com os combustíveis consumidos em 2003 pela EEM. Pelo carácter residual dos custos com o gasóleo, a análise restringir-se-á ao fuelóleo. O Quadro 6-11 apresenta os custos com o fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano, desagregando-os em termos de consumo e de custo unitário. O custo com o fuelóleo consumido foi em 2003 inferior em mais de 9% ao previsto, em consequência, por um lado, do consumo do fuelóleo ter sido inferior ao previsto em quase 11% e por outro lado, do desvio entre o custo unitário previsto e o verificado para 2003 ter sido igual a 1,5%. Quadro Comparação entre o custo com o fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano Consumo previsto t (1) Consumo verificado t (2) Desvio % ((2)-(1))/(1) Custo unitário previsto /kg (1) Custo unitário verificado /kg (2) Desvio % ((2)-(1))/(1) Custo previsto Eur (1) Custo verificado Eur (2) Desvio % ((2)-(1))/(1) ,62% 0,204 0,207 1,44% ,33% O Quadro 6-12 apresenta os custos unitários com o fuelóleo consumido pelas centrais da EEM em 2003 na ilha da Madeira e em Porto Santo, comparando os valores verificados com os valores previstos. A diferença entre os custos unitários de fuelóleo em Porto Santo e na ilha da Madeira dever-se-á aos custos de transporte e de armazenamento. O desvio entre o custo unitário do fuelóleo previsto para 2003 e verificado nesse ano é de 3,7% em Porto Santo, sendo quase nulo na ilha da Madeira. 125

138 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Custos unitários do fuelóleo consumido em 2003 por ilha Custo unitário previsto /kg (1) Custo unitário verificado /kg (2) Diferença % ((2)-(1))/(1) Madeira 0,201 0,202 0,9% Porto Santo 0,251 0,261 3,7% Média EEM 0,204 0,207 1,4% DECOMPOSIÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS NA ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E GESTÃO DO SISTEMA Na Figura 6-1 encontram-se desagregados os parâmetros dos proveitos permitidos utilizados no cálculo das tarifas para 2003 e os verificados em Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de AGS 10 6 EUR ,2 71,1 33,2 33,0 3,5 4,3 14,6 14,7 7,5 8,2 10,4 10, Tarifas 2003 Remuneração dos activos Aquisição de energia eléctrica ao SEPM Amortizações (valor líquido) Aquisição de energia eléctrica ao SEIM Custos anuais de exploração (valor líquido) 126

139 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira 6.3 DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o n.º 4 do artigo 88.º do Regulamento Tarifário o ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica relativo a 2003, por nível de tensão; é dado pela diferença entre os proveitos recuperados pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM aplicando as tarifas de Uso da Rede de Distribuição fixadas para 2003, aos fornecimentos a clientes do SEPM; e os proveitos que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 88.º aos valores reais de 2003; acrescido dos valores da compensação paga pela entidade concessionária da RNT relativo aos sobrecusto estimado da actividade de DEE e dos valores dos custos com a convergência tarifária a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em Este desvio é actualizado para 2005, aplicando-se a taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. No Quadro 6-13 apresentam-se os parâmetros utilizados para o cálculo dos proveitos permitidos de 2003 ( Tarifas 2003 ) bem como, os parâmetros dos proveitos recalculados em 2003 ( 2003 ), por nível de tensão. O ajustamento de 2003 da actividade de DEE a repercutir nos proveitos permitidos de 2005 é de -128 milhares de euros sendo que, foi apurado um ajustamento em MT de milhares de euros e em BT, de milhares de euros. 127

140 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Am, Act, M D r t D M C j, t D M S j, t M D R j, t 2 Am, Act, M D r t D M C j, t D M S j, t M D j, t D M j t D M j t Rr 2 SM D M j, t 2 D M j t D M j t D M j, t 2 D j, t 2 D SRAM j, t 2 D M it 1 M D R j, t 2 M D j, t Rr 2 SM D j, t 2 D SRAM j, t 2 D M it 1 amortizações do activo fixo afecto à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em MT, líquidas das amortizações dos activos comparticipados ,4% valor médio do activo fixo afecto à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em MT, líquido de amortizações e comparticipações ,5% Taxa de remuneração permitida para os activos afectos à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (%) 9,0% 9,0% custos anuais de exploração afectos a MT ,7% outros proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM não resultantes da aplicação das tarifas de Uso de Rede de Distribuição ,6% Proveitos Permitidos em MT ,8% Proveitos recuperados por aplicação das tarifas do Continente, em MT Compensação paga pela REN relativa ao sobrecusto da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Valor a recuperar pelas tarifas da RAM Taxa de juro EURIBOR a 3 meses, 30 Junho 2004, acrescida de 0,5 pontos percentuais 2,62% Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, relativo ao ano de 2003, em MT amortizações do activo fixo afecto à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em BT, líquidas das amortizações dos activos comparticipados ,9% valor médio do activo fixo afecto à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica em BT, líquido de amortizações e comparticipações ,8% Taxa de remuneração permitida para os activos afectos à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (%) 9,0% 9,0% custos anuais de exploração afectos a BT ,2% outros proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM não resultantes da aplicação das tarifas de Uso de Rede de Distribuição ,6% Proveitos Permitidos em BT ,0% Proveitos recuperados por aplicação das tarifas do Continente, em BT Compensação paga pela REN relativa ao sobrecusto da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Valor a recuperar pelas tarifas da RAM Taxa de juro EURIBOR a 3 meses, 30 Junho 2004, acrescida de 0,5 pontos percentuais 2,62% Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, relativo ao ano de 2003, em BT Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica, de

141 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR Tal como na actividade de AGS, o activo líquido a remunerar da actividade de DEE apresenta um desvio negativo entre os valores previstos em 2002 para o cálculo das tarifas em 2003 e os valores verificados em Apesar de o saldo final das comparticipações sofrer um acréscimo de 5,2%, a queda do saldo final do activo fixo bruto (-5,8%) explica o valor inferior no activo líquido a remunerar em Por sua vez, um menor nível de investimento directo devido ao adiamento de várias subestações, linhas e outros equipamentos de rede; e as alienações ou abates ocorridos em 2003 explicam o saldo final do activo fixo bruto de No quadro seguinte, encontram-se esquematizados os movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar. Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 Desvio (1) (2) [(1) - (2)] / (2) Investimento Total ,7% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) Investimento Directo Transferências para Exploração Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,8% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) Amortizações do Exercício Regularizações 10 0 Saldo Final (4) ,4% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) Comparticipações do ano Amortização do ano Saldo Final (6) ,2% Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) - (3) - (5) ,8% Valor de 2003 (8) = (2) - (4) - (6) ,3% Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,2% 129

142 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira CUSTOS DE EXPLORAÇÃO AFECTOS À ACTIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Os valores previstos em 2002 pela empresa para tarifas em 2003 nas rubricas Materiais Diversos, Fornecimentos e Serviços Externos e "Custos com Pessoal" foram sobrestimados apesar do corte de 1% efectuado pela ERSE, como se pode verificar pela análise do quadro seguinte. Globalmente, a actividade de DEE apresenta um decréscimo de 2,7% nos custos de exploração. Quadro Custos de exploração afectos a DEE 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio (2003-Tarifas 2003) Valor % Materiais Diversos ,7% Fornecimentos e Serviços Externos ,0% Custos com Pessoal ,5% Outros Custos Operacionais (1) ,4% Variação de Provisões (2) % TOTAL ,7% Notas: (1) Inclui o valor de Impostos. (2) O valor de Variação de Provisões em Tarifas 2003 resulta de uma reafectação pelas três actividades reguladas efectuada pela ERSE em 2002, do valor global de "Variação de Provisões para clientes" enviado pela EEM. Contudo, ao analisar o Quadro 6-16 é possível concluir que a variação verificada nas rubricas Materiais Diversos, Fornecimentos e Serviços Externos e Custos com Pessoal resulta igualmente de uma diferente afectação destas rubricas nos custos de exploração da EEM. Contrariamente à situação descrita na actividade de AGS, o peso das rubricas analisadas para 2003 é inferior ao peso atribuído em Quadro Peso dos custos de exploração da DEE nos custos de exploração da EEM 2003 % Tarifas 2003 % Desvio Peso (2003-Tarifas 2003) em pontos percentuais Materiais Diversos 31,1% 62,1% -31,0 Fornecimentos e Serviços Externos 40,1% 50,1% -10,0 Custos com Pessoal 45,7% 47,8% -2,2 Outros Custos Operacionais (1) 34,0% 26,7% 7,3 Nota: (1) Inclui o valor de Impostos. 130

143 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira OUTROS PROVEITOS AFECTOS À ACTIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Inversamente à situação descrita nos custos de exploração, o valor de Outros Proveitos não resultantes da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição apresenta um crescimento de 116,6%, entre os valores previstos em 2002 para o cálculo das tarifas de 2003 e os valores verificados em 2003, tal como se demonstra no quadro seguinte. Esta situação indica que a EEM subestimou o valor de "Outros Proveitos" nos valores previstos para o cálculo das tarifas de Quadro Outros Proveitos afectos a DEE Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 (1) (2003-Tarifas 2003) Desvio Valor % Prestações de Serviços Proveitos Suplementares Subsídios à exploração Outros Proveitos Operacionais TOTAL ,6% Nota: (1) O valor dos proveitos operacionais enviado pela EEM para Tarifas 2003 não se encontrava desagregado por natureza de proveito. 131

144 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira DECOMPOSIÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS NA ACTIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Na Figura 6-2 são apresentados os valores que constituem os proveitos permitidos que serviram de base para o cálculo das tarifas em 2003 e os valores verificados em Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de DEE 35,0 30,0 28,1 29,6 25, EUR 20,0 15,0 14,8 15,4 10,0 5,0 0,0 6,3 6,6 7,0 7, Tarifas 2003 Remuneração dos activos Amortizações (valor líquido) Custos anuais de exploração (valor líquido) 132

145 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira 6.4 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA De acordo com o n.º 4 do artigo 89.º do Regulamento Tarifário, o ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica relativos a 2003, por nível de tensão, é dado pela diferença entre os proveitos recuperados pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM por aplicação das tarifas de Comercialização de Redes e de Comercialização no SEP fixadas para 2003, aos fornecimentos do SEPM; e os proveitos que resultam da aplicação da fórmula definida no n.º 1 do artigo 89.º aos valores verificados em 2003; acrescido dos valores da compensação paga pela concessionária da RNT relativo ao sobrecusto estimado da actividade de CEE e dos valores dos custos com a convergência tarifária a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em Este desvio é actualizado para 2005, aplicando-se a taxa de juro EURIBOR a três meses, em vigor a 30 de Junho de 2004, acrescida de meio ponto percentual. No Quadro 6-18 apresenta-se o ajustamento dos proveitos da actividade de CEE em 2003, apurado por nível de tensão. Em MT, é apurado um ajustamento de milhares de euros e em BT, de -343 milhares de euros, perfazendo um ajustamento de -491 milhares de euros na actividade de CEE. No quadro são comparados os valores verificados em 2003 ( 2003 ) com os valores estimados em 2002 no cálculo das tarifas de 2003 ( Tarifas 2003 ), por nível de tensão. 133

146 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Cálculo do ajustamento na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica 2003 Tarifas 2003 Diferença Tarifas EUR 10 3 EUR 10 3 EUR % Am, Act, M D r t D M C j, t D M S j, t D M j t D M j t M C R j, t 2 M C j, t Rr 2 amortizações do activo fixo afecto à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em MT, líquidas das amortizações dos activos comparticipados ,02% valor médio do activo fixo afecto à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em MT, líquido de amortizações e comparticipações ,2% Taxa de remuneração permitida para os activos afectos à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (%) 9,0% 9,0% custos anuais de exploração afectos a MT ,0% outros proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM não resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização ,4% Proveitos Permitidos em MT ,8% Proveitos recuperados por aplicação das tarifas do Continente, em MT 275 C SM Compensação paga pela REN relativa ao sobrecusto da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica j, t C SRAM j, t 2 Valor a recuperar pelas tarifas da RAM 46 C M i Taxa de juro EURIBOR a 3 meses, 30 Junho 2004, acrescida de 0,5 pontos percentuais t 1 2,62% C M Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica, relativo ao ano de 2003, em j, t MT D M Am amortizações do activo fixo afecto à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em BT, líquidas das amortizações dos j, t activos comparticipados ,2% D M Act valor médio do activo fixo afecto à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica em BT, líquido de amortizações e j, t comparticipações ,3% M D r t D M C j, t D M S j, t Taxa de remuneração permitida para os activos afectos à actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (%) 9,0% 9,0% 0 custos anuais de exploração afectos a BT ,0% outros proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM não resultantes da aplicação das tarifas de Comercialização ,4% M C R j, t 2 M C Rrj, t 2 Proveitos Permitidos em BT ,8% Proveitos recuperados por aplicação das tarifas do Continente, em BT SM C M it 1 C j, t 2 C SRAM j, t 2 C M j, t 2 Compensação paga pela REN relativa ao sobrecusto da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica Valor a recuperar pelas tarifas da RAM Taxa de juro EURIBOR a 3 meses, 30 Junho 2004, acrescida de 0,5 pontos percentuais Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica, relativo ao ano de 2003, em BT ,62% -343 Ajustamento em 2005 dos proveitos da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica, de

147 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira AMORTIZAÇÕES E VALOR MÉDIO DOS ACTIVOS A REMUNERAR No Quadro 6-19 são analisados os movimentos do activo líquido a remunerar em A actividade de CEE é a única actividade da EEM que apresenta um desvio positivo entre os valores previstos em 2002 para tarifas 2003 e os verificados em Para tal, contribui essencialmente, o valor do saldo inicial do activo fixo bruto de 2003 ser superior ao valor previsto em 2002 para o cálculo das tarifas de Contrariamente ao sucedido nas outras actividades, o investimento directo verificado aproximou-se do valor previsto em 2002, o que também contribui positivamente para o desvio apurado no activo líquido a remunerar em Quadro Movimentos da rubrica do activo líquido a remunerar Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 Desvio (1) (2) [(1) - (2)] / (2) Investimento Total ,9% Activo Fixo Bruto Saldo Inicial (1) Investimento Directo Transferências para Exploração 0 0 Reclassificações, alienações e abates Saldo Final (2) ,6% Amortização Acumulada Saldo Inicial (3) Amortizações do Exercício Regularizações -1 0 Saldo Final (4) ,2% Comparticipações Saldo inicial líquido (5) 0 0 Comparticipações do ano 0 0 Amortização do ano 0 0 Saldo Final (6) 0 0 Activo líquido a remunerar Valor de 2002 (7) = (1) - (3) - (5) ,6% Valor de 2003 (8) = (2) - (4) - (6) ,5% Activo líquido médio (9) = [(7) + (8)]/ ,5% 135

148 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira CUSTOS DE EXPLORAÇÃO AFECTOS À ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA No Quadro 6-20 são apresentados os custos de exploração relativos à actividade de CEE. As rubricas "Materiais Diversos", "Custos com Pessoal" e "Outros Custos Operacionais" apresentam desvios negativos entre os valores verificados em 2003 e os aceites em Contudo, o peso apresentado em 2003 na rubrica "Variação de Provisões" conduziu a um aumento de 5,0% nos custos de exploração afectos a CEE uma vez que, não considerando a rubrica mencionada, os custos anuais de exploração teriam um decréscimo de 5,6%. Quadro Custos de exploração afectos a CEE 2003 Tarifas 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio (2003-Tarifas 2003) Valor % Materiais Diversos ,9% Fornecimentos e Serviços Externos ,1% Custos com Pessoal ,2% Outros Custos Operacionais (1) ,5% Variação de Provisões (2) ,4% TOTAL ,0% Notas: (1) Inclui o valor de Impostos. (2) O valor de Variação de Provisões em Tarifas 2003 resulta de uma reafectação pelas três actividades reguladas efectuada pela ERSE em 2002, do valor global de "Variação de Provisões para clientes" enviado pela EEM. O Quadro 6-21 compara o peso de algumas rubricas que compõem os custos de exploração da actividade de CEE, entre os valores verificados em 2003 e os aceites em Da análise do referido quadro reforça-se o anteriormente descrito dado que, a rubrica "Variação de Provisões " apresenta um crescimento de 30,4 p.p. no peso da rubrica "Variação de Provisões" da EEM. Conjugando a análise anteriormente referida com a descrita nas actividades de AGS e de DEE concluise que os desvios verificados no peso das rubricas "Materiais Diversos" e "Custos com Pessoal" nas actividade de DEE e CEE são incorporados no peso das respectivas rubricas na actividade de AGS. A mesma análise é efectuada nas restantes rubricas permitindo concluir que a EEM alterou a afectação de custos por actividades, entre os valores aceites em 2002 e os verificados em

149 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira Quadro Peso dos custos de exploração de CEE nos custos de exploração da EEM 2003 % Tarifas 2003 % Desvio Peso (2003-Tarifas 2003) em pontos percentuais Materiais Diversos 1,8% 2,1% -0,3 Fornecimentos e Serviços Externos 14,2% 13,0% 1,2 Custos com Pessoal 23,0% 24,0% -1,0 Outros Custos Operacionais (1) 5,1% 33,3% -28,1 Variação de Provisões 20,3% -10,1% 30,4 Nota: (1) Inclui o valor de Impostos OUTROS PROVEITOS AFECTOS À ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA No Quadro 6-22 é apresentada a desagregação da rubrica Outros Proveitos da actividade de CEE. Tal como na actividade de DEE, esta rubrica apresenta um desvio positivo (46,4%) entre os valores estimados em 2002 para tarifas 2003 e os verificados para Quadro Outros proveitos afectos a CEE Unidade: 10 3 EUR 2003 Tarifas 2003 (1) (2003-Tarifas 2003) Desvio Valor % Prestações de Serviços Proveitos Suplementares Subsídios à exploração Outros Proveitos Operacionais TOTAL ,4% Nota: (1) O valor dos proveitos operacionais enviado pela EEM para Tarifas 2003 não se encontrava desagregado por natureza de proveito. 137

150 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira DECOMPOSIÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS NA ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Na Figura 6-3 encontram-se desagregados os parâmetros dos proveitos permitidos utilizados no cálculo das tarifas para 2003 e os verificados em Figura Decomposição dos proveitos permitidos da actividade de CEE 9,00 8,00 7,00 6,00 7,68 7, EUR 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 6,65 6,39 0,65 0,38 0,64 0, Tarifas 2003 Remuneração dos activos Amortizações (valor líquido) Custos anuais de exploração (valor líquido) 138

151 Ajustamentos na Região Autónoma da Madeira 6.5 PROVEITOS A PROPORCIONAR POR ACTIVIDADE NA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA No Quadro 6-23 é sintetizada a informação por actividade regulada permitindo comparar os valores de proveitos permitidos definidos no processo de fixação das tarifas para 2003, com os proveitos recuperados em 2003 por aplicação das tarifas em vigor no Continente em 2003 e com os proveitos de 2003 baseados em valores reais. Adicionalmente, encontram-se esquematizadas as restantes rubricas necessárias ao cálculo do ajustamento a repercutir em O ajustamento a recuperar pela EEM em 2005 relativamente ao ano de 2003 será de milhares de euros. 139

152 Pedido de esclarecimentos às empresas Quadro Proveitos permitidos em 2003 e ajustamento em 2005 Unidade: 10 3 EUR Proveitos a proporcionar em 2003, definidos em 2002 (Tarifas 2003) Proveitos recuperados em 2003 por aplicação das tarifas do Continente Proveitos a proporcionar em 2003, definidos em 2004 Compensação paga pela REN Valor a recuperar pelas tarifas da RAM Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas Desvio Ajustamento a repercutir em 2005 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) = (2) - (3) + (4) + (5) + (6) (8) = (7) * (1+i) 2 Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (AGS) Distribuição de Energia Eléctrica (DEE) Comercialização de Energia Eléctrica (CEE) Proveitos permitidos à EEM

153 Pedido de esclarecimentos às empresas 7 PEDIDO DE ESCLARECIMENTOS ÀS EMPRESAS Neste capítulo sintetizam-se os pedidos de esclarecimentos às empresas, relativamente ao ano de 2003 e respectivas respostas enviadas pelas empresas. 7.1 REN Da análise dos valores enviados pela REN, referentes a 2003, de acordo com o Regulamento Tarifário, surgiram algumas dúvidas cujo esclarecimento foi solicitado. Em particular, solicitou-se e esclarecimento dos seguintes aspectos: A compatibilização dos valores REN e EDP Distribuição relativamente à facturação da tarifa de Uso da Rede de Transporte e às quantidades no âmbito da parcela livre. A compatibilização entre os valores considerados para os ganhos comerciais e os valores contabilísticos. O montante de custos e/ou proveitos extraordinários, por actividade, que dizem respeito a correcções tarifárias de anos anteriores, uma vez que estes montantes não devem entrar no cálculo dos proveitos permitidos. O motivo para a redução dos proveitos da rede de segurança, relativamente a 2002, em cerca de 60%. A diferença, em termos de imobilizado em subestações, entre o montante transferido de imobilizado em curso e o valor que entrou em imobilizado corpóreo em exploração. No cálculo da reserva girante, as potências utilizadas pela REN para cálculo da potência líquida garantida incluem a TER e as centrais do SENV. No cálculo do sobrecusto da PRE, as quantidades adquiridas aos Produtores em Regime Especial não coincidem com as quantidades enviadas no Balanço de Energia Eléctrica. 141

154 Pedido de esclarecimentos às empresas COMPATIBILIZAÇÃO DOS VALORES REN E EDP DISTRIBUIÇÃO FACTURAÇÃO DA REN À EDP DISTRIBUIÇÃO À semelhança do que ocorreu em 2002, o valor enviado pela REN referente a vendas à EDP Distribuição, não coincide com o valor enviado pela EDP Distribuição como aquisições à REN, embora este ano essa diferença só exista na facturação da URT. Importa conhecer a justificação para este facto. Os valores enviados pelas empresas e respectiva diferença encontram-se no quadro seguinte. Quadro Facturação da REN à EDP Distribuição Unidade: 10 3 EUR REN (1) EDP Distribuição (2) Diferença (3) = (1) (2) AEE = UGS URT Total Nota: [a] valor da interruptibilidade. RESPOSTA DA REN A pedido da EDP Distribuição a REN forneceu-lhe os valores referentes à facturação por actividade para o ano de Posteriormente, verificou-se que o desvio de 297 milhares de, relativo à facturação da actividade de transporte de energia eléctrica, é referente a movimentos internos de especialização efectuados pela EDP Distribuição e que não tem qualquer expressão nas contas da REN. Também em termos de balanços de energia eléctrica as entregas da REN à EDP Distribuição não coincidem com os valores que EDP Distribuição envia como entrada na rede de distribuição. A informação enviada pela REN foi a seguinte: 142

155 Pedido de esclarecimentos às empresas Quadro Valores enviados pela REN Unidade: GWh 2003 Vendas à EDP Distribuição (linha 27) ,0 PRE não facturada (linha 66) 30,6 Parcela Livre 1 999,7 Aquisição directa da distribuição a centrais do SENV (linha 64+linha 67) -5,2 Saídas e vendas para clientes e produtores do SENV (linha 37) 4 167,0 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV ,1 Fonte: REN (informação que consta na página 3 do documento Informação Adicional Os correspondentes valores enviados pela EDP Distribuição, foram os seguintes: Quadro Valores enviados pela EDP Distribuição Unidade: GWh 2003 REN para consumos SEP (linha 1) ,1 PRE s não debitados à REN (linha 5) -0,9 Parcela Livre 2 044,3 Entregas REN para clientes SENV (linha 9) 4 215,7 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV ,2 Fonte: EDP Distribuição (informação que consta na página 4 do documento Informação complementar ). As diferenças na informação enviada pelas duas empresas encontram-se sintetizadas no Quadro

156 Pedido de esclarecimentos às empresas Quadro Diferença entre os valores enviados pela REN e pela EDP Distribuição Unidade: GWh 2003 Vendas à EDP Distribuição 92,9 PRE não facturada 31,5 Parcela Livre -44,6 Aquisição directa da distribuição a centrais do SENV -5,2 Saídas e vendas para clientes e produtores do SENV -48,7 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV 25,9 Para a REN estas diferenças não têm qualquer impacte no cálculo de ajustamentos. O mesmo não se passa em termos de Parcela Livre na EDP Distribuição. RESPOSTA DA REN Com o objectivo de garantir uma maior coerência entre as energias facturadas e a facturação contabilizada, a REN realizou algumas alterações ao seu modelo regulatório, acto que se resumiu essencialmente à inclusão das seguintes linhas: PRE's não facturados no período mas incluídos na venda à distribuição SEP ; Acertos de energia respeitantes a períodos anteriores incluídos na facturação UGS e URT. Adicionalmente, sentiu-se a necessidade que as linhas 21 - Importação (física) e 36 - Exportação (física), do Modelo Regulatório, consideradas no cálculo das energias entradas e saídas da rede, representassem valores físicos de importação e de exportação. Com esta finalidade, procedeu-se também à introdução do conceito de circulação comercial, cujo valor é igual à área dada pelos mínimos dos programas horários de compra e de venda, acrescentando-se no modelo regulatório as seguintes linhas: Importação Circulação comercial ; Exportação Circulação comercial. 144

157 Pedido de esclarecimentos às empresas Salienta-se ainda que as diferenças apontadas pela ERSE à REN e à EDP DISTRIBUIÇÃO, relativas à parcela livre e às entregas para clientes SENV, se devem ao facto das energias estarem a ser medidas em diferentes pontos da rede (EDP DISTRIBUIÇÃO na geração / REN à saída da rede). Quadro Novos valores enviados pela REN Unidade: GWh 2003 Vendas à EDP Distribuição (linha 29) ,9 Parcela Livre 1 999,0 Aquisição directa da distribuição a centrais do SENV (linha 68+linha 71) -5,2 Saídas e vendas para clientes e produtores do SENV (linha 39) 4 204,9 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV , ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA CÁLCULO DA RESERVA GIRANTE As potências utilizadas pela REN para cálculo da potência líquida garantida incluem a potência da TER e das centrais do SENV. Contudo, para cálculo do custo unitário da potência garantida continua a utilizar-se o custo fixo das centrais do SEP, o que significa uma incompatibilidade entre as duas grandezas (a financeira e a física): entre os valores utilizados pela ERSE para cálculo do ajustamento de 2003 e os valores enviados pela REN obtém-se um desvio de 4,1 milhões de euros. 145

158 Pedido de esclarecimentos às empresas Quadro Diferenças no cálculo da Reserva Girante 2003 REN ERSE-REN 1 Potência Térmica (ref. emissão) (MW) Potência Hídrica (ref. produção) (MW) Potência Líquida Garantida (MW) [(1) + (2) x (1-0,02)] x 0, Custo Fixo CAE's (10 3 EUR) Custo Unitário Potência Garantida ( /kw) (4) / (3) Potência maior Grupo SEP (MW) Ponta do consumo SEP (MW) Potência Reserva Girante (MW) (6) + 0,01x (7) Custo Variável Reserva Girante (10 3 EUR) (8) x 8760 x 0,9976 /MWh / Custo Fixo Reserva Girante (10 3 EUR) (8) x (5) Custo da Reserva Girante (10 3 EUR) (9) + (10) RESPOSTA DA REN No que diz respeito ao cálculo do custo da reserva girante procederam-se às seguintes correcções: Alteraram-se os valores referentes à potência térmica e à potência hídrica, passando-se agora a considerar no cálculo só a potência relativa às centrais do SEP; Modificou-se a designação que constava na linha f potência do maior grupo SEP, para potência do maior grupo do SEN de modo a considerar também a potência das centrais do SENV, mais concretamente, a da TER. Esta última alteração levou a um aumento do desvio relativamente ao montante anteriormente apresentado pela ERSE, situando-se agora num valor igual a milhares de. 146

159 Pedido de esclarecimentos às empresas Quadro nº 2 Cálculo do custo da reserva girante rubricas 2003 Euros a Potência Térmica (ref. emissão) (MW) b Potência Hídrica (ref. produção) (MW) c Potência Líquida Garantida (MW) [(a) + (b) x (1-0,02)] x 0, d Custo Fixo CAE's (euros) e Custo Unitário Potência Líquida Garantida ( /kw) (d) / (c) 149 f Potência maior Grupo SEN (MW) 392 g Ponta do consumo SEP (MW) h Potência Reserva Girante (MW) (f) + 0,01 x (g) 472 i Custo Variável Reserva Girante (10 3 euros) (h) x 8760 x 0,9976 /kwh / j Custo Fixo Reserva Girante (10 3 euros) (h) x (e) Custo da Reserva Girante (i) + (j) ACÇÃO DA ERSE Até 2002, inclusive, a potência do maior grupo correspondia aos grupos da central da Tapada do Outeiro (central do SEP). Com a entrada em exploração da TER, em 2003, o grupo com maior potência instalada passou a pertencer ao Sistema Eléctrico não Vinculado. Assim, a ERSE aceitou a sugestão da REN de modificar a designação de "Potência maior grupo do SEP" para "Potência de maior grupo do SEN" e passou a considerar a potência da TER no cálculo do custo da reserva girante CUSTO COM A AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA A PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL As quantidades adquiridas aos Produtores em Regime Especial utilizadas pela REN para cálculo do sobrecusto, no montante de 3 574,2 GWh, não coincidem com as quantidades que constam na linha "Produtores em Regime Especial" do balanço de energia eléctrica (3 666,6 GWh). Na valorização da PRE ao custo SEP foram utilizadas as tarifas de Energia e Potência e de Uso da Rede de Transporte em AT em vigor em No cálculo do ajustamento definitivo, devem-se utilizar as tarifas de Energia e Potência e de Uso da Rede de Transporte em AT em vigor em A conjugação destas duas diferenças implica um acréscimo de custos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica de 10,7 milhões de euros. 147

160 Pedido de esclarecimentos às empresas Quadro Diferença no cálculo do sobrecusto de aquisição aos PRE 2003 REN ERSE - REN Custos da PRE Imputados à tarifa EP (10 3 EUR) a Custo de Aquisição a PRE (10 3 EUR) b Preço médio ( /MWh) [(a) / (c)] 75,50 77,46-1,95 Aquisições a PRE ao custo SEP c Energia (GWh) d Preço médio 57,02 55,50 1,52 Tarifa de Energia e Potência ( / MWh) 53,93 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT ( / MWh) 3,09 e Valor (10 3 EUR) [(c) x (d)] f Sobrecusto imputado à tarifa UGS (10 3 EUR) [(a) - (e)] RESPOSTA DA REN O assunto do sincronismo entre balanço energético e os vários movimentos de facturação é complexo. A facturação dos PRE's, sem telecontagem, é sempre efectuada com estimativas que vão sendo corrigidas. A necessidade de mantermos um balanço de energia eléctrica com significado físico nas perdas na rede e no consumo aconselha-nos a considerar sempre, em cada período, as melhores estimativas de PRE's, tentando-se que a alínea "vendas à distribuição SEP" (consumos SEP abastecidos pela REN, referidos à saída da RT) esteja próxima da realidade física. Para além do atraso com que são conhecidos os PRE's, existem ainda alguns "pontos de entrega virtuais da RT", como é o caso da linha Badajoz-Elvas e de algumas saídas em AT de centrais do SEP para a distribuição, cujas contagens efectivas são normalmente conhecidas posteriormente à emissão da facturação de UGS e URT. As sucessivas correcções que vão sendo efectuadas aos PRE's dificultam o sincronismo entre as quantidades implícitas nos débitos de PRE's da EDIS à REN e nas facturações de UGS e URT da REN à EDIS. Com o objectivo de garantir uma maior coerência entre as energias facturadas e a facturação contabilizada, a REN realizou algumas alterações ao seu modelo regulatório, acto que se resumiu essencialmente à inclusão das seguintes linhas: PRE's não facturados no período mas incluídos na venda à distribuição SEP ; Acertos de energia respeitantes a períodos anteriores incluídos na facturação UGS e URT. 148

161 Pedido de esclarecimentos às empresas Relativamente ao cálculo do sobrecusto de aquisição aos PRE s salientam-se as seguintes alterações: A modificação do critério utilizado para o cálculo da tarifa de energia e potência e da tarifa de uso da rede de transporte em AT, passando-se a adoptar o critério seguido pela ERSE, ou seja, a consideração no cálculo do sobrecusto das tarifas médias efectivamente ocorridas em 2003 e não as fixadas para esse ano; Adicionalmente, actualizaram-se também as quantidades adquiridas aos PRE s alcançando-se agora um valor igual a 3 586,5 GWh 14. Com a realização desta correcção passou a estar garantida a coerência temporal entre a facturação realizada aos PRE s e as quantidades que lhes foram adquiridas. A realização destas duas alterações levou a que se encontra-se um valor para o sobrecusto dos PRE s igual a milhares de, o que teve como consequência uma diminuição do desvio face ao valor anteriormente avançado pela ERSE. ACÇÃO DA ERSE Com os novos valores de aquisição aos PRE, enviados pela REN, deixou de existir diferença entre o valor calculado pela REN e o valor calculado pela ERSE PROVEITOS EXTRAORDINÁRIOS A rubrica de proveitos extraordinários aceites para efeitos de regulação na subconta "proveitos de exercícios anteriores" apresenta um valor de 2,2 milhões de euros. Deste valor, importa conhecer qual o montante que diz respeito a correcções tarifárias de anos anteriores. Para efeitos de cálculo de proveitos permitidos este valor não deve ser considerado uma vez que já se encontram definidos pela ERSE as parcelas de ajustamento a integrar nos proveitos permitidos de 2003: Unidade: 10 3 EUR Ajustamento de Ajustamento provisório de 2002 recuperado em Ajustamento previsto para 2003 recuperado em Ver quadro 1 Modelo regulatório. 149

162 Pedido de esclarecimentos às empresas RESPOSTA DA REN Em 2003 constatou-se que as contas reguladas do ano de 2002 tinham uma incorrecção e que esta tinha sido fruto de uma troca entre o valor que foi contabilizado para os ganhos comerciais e o montante que foi registado para os custos dos reguladores das centrais. No ano de 2003 foi realizada a correcção deste erro, tanto ao nível da diferença tarifária da actividade GGS, como da AEE. A sua rectificação provocou um agravamento de milhares de (1 465 milhares de (custo dos reguladores das centrais) milhares de (ganhos comerciais)) no desvio fixo de 2002 da AEE e um desagravamento de mil (custo dos reguladores das centrais) no desvio de 2002 da GGS. Em consequência, os montantes que foram considerados na rubrica de proveitos extraordinários proveitos de exercícios anteriores englobam, relativamente a correcções tarifárias, os valores evidenciados no quadro abaixo. Quadro nº 4 Proveitos Extraordinários Proveitos de exercícios anteriores 2003 Diferenças Tarifárias (Unid: Milhares de ) AEE GGS ACÇÃO DA ERSE Estes montantes não foram considerados no cálculo dos desvios de GANHOS COMERCIAIS A informação enviada nos documentos "Informação adicional", "Desvios dos custos variáveis de AEE" e "Ganhos comerciais" não é compatível em termos de fluxos financeiros. Em termos de fluxos físicos, a diferença de 106 GWh resulta da soma de 4 GWh (utilizados para segurança de abastecimento em Julho) e 102 GWh (relativos a desvios que não entram para efeitos de ganhos comerciais). Relativamente aos fluxos financeiros, embora uma parte das diferenças tenha justificação nos desvios, em relação ao montante de importações a única diferença deveria ocorrer em Julho, quando se adquiriu energia para segurança de abastecimento; contudo, verificam-se diferenças em todos os meses, atingido-se no final do ano uma diferença acumulada de 1,4 milhões de euros entre os valores 150

163 Pedido de esclarecimentos às empresas contabilísticos e os valores considerados como custo para apuramento dos ganhos comerciais. O Quadro 7-8 apresenta os valores retirados das 3 fontes de informação acima referidas. O documento "ganhos comerciais" não separa os proveitos com exportações dos proveitos associados às vendas do ACS. Assim, resulta de difícil explicação a diferença de 5,8 milhões de euros entre os proveitos indicados no documento "Desvios dos custos variáveis de AEE" e os proveitos apresentados no documento "ganhos comerciais". 151

164 Pedido de esclarecimentos às empresas Quadro Importações, Exportações e Compra e Venda a entidades do SENV (inclui desvios ) Unidade: 10 3 EUR [1] Ajustes trimestrais [2] Ganhos comerciais [3] 2003 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2003 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Importações Aquisições do ACS Importações + SENV Exportações Vendas do ACS + desvios Exportações + SENV Desvios 2 Desvio por excesso (compras do SEP) Desvio por defeito (vendas do SEP) [4] Saldo (1) + (2) - (3) Unidade: GWh Balanço de Energia Eléctrica [1] Ajustes trimestrais [2] Ganhos comerciais [3] 2003 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2003 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Importações Aquisições do ACS Importações + SENV Exportações Vendas do ACS Exportações + SENV Desvios Desvio por excesso (compras do SEP) Desvio por defeito (vendas do SEP) Saldo (1) - (2) + (3) Notas: [1] "Informação adicional", quadros N2-03-AEE e N2-04-AEE. [2] "Desvio do encargo variável de AEE", quadros N3 06a e 06b. [3] "Ganhos Comerciais relativos à actividade de comercialização em 2003". [4] Incluído nas vendas do ACS. 152

165 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA REN Relativamente às diferenças apontadas pela ERSE nos fluxos financeiros esclarece-se que grande parte da sua explicação reside nos montantes respeitantes aos desvios do SENV, sendo o restante explicado pelas discrepâncias ao nível dos critérios seguidos aquando do registo dos valores contabilísticos e do cálculo dos ganhos comerciais. No que diz respeito aos encargos com importações, a diferença que foi detectada pela ERSE foi de 1 414,8 milhares de. Contudo, esta diferença deverá ainda ser acrescida de 83,5 milhares de respeitantes a contratos financeiros que dizem respeito às compras a produtores não vinculados (o que prefaz um total de 1 498,3 milhares de ). Parte da sua explicação diz respeito a aquisições efectuadas para segurança de abastecimento (214,3 milhares de ) e a registos de transacções relativas a anos anteriores (-9,5 milhares de ), valores que não são considerados no cálculo dos ganhos comerciais. Quadro nº 5 Encargos com importações 2003 (Unid: Milhares de ) Documento: Desvios de combustíveis (quadro N3-06a-AEE) ,8 Documento: Informação adicional (quadro N2-08-AEE) e Ganhos comerciais ,5 Diferença 1 498,3 Relativamente à diferença detectada ao nível das exportações (líquida de desvios do SENV), cerca de 2,2 milhares de é resultante de diferenças horárias, mais concretamente de montantes relativos a facturas emitidas pela hora espanhola e considerados no cálculo dos ganhos comerciais à hora portuguesa, e cerca de 3,5 milhares de respeitante a registos de transacções relativas a anos anteriores, valor que não é considerado nos ganhos comerciais. Quadro nº 6 Proveitos com exportações 2003 (Unid: Milhares de ) Documento: Desvios de combustíveis (quadro N3-06a-AEE) ,1 Documento: Informação adicional (quadro N2-08-AEE) e Ganhos comerciais ,2 Diferença 1 294,9 Assim, depois de anulados os impactos das divergências acima enunciadas, tanto ao nível dos encargos com as importações, como ao nível dos proveitos com as exportações, verificamos que o valor contabilístico das compras, assim como o das vendas, excede os valores considerados nos ganhos comerciais em 1 293,6 milhares de. Este excesso é justificado pelas diferenças de contabilização dos contratos financeiros, das recompras e das revendas no mercado interdiário do OMEL (Ver quadro nº 7). 153

166 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro nº 7 Diferenças Contabilidade Comercial Recompra Custo de importação Menos proveito Revenda Proveito de exportação Menos custo Cont. financeiro 15 Respeitante a compras / Valor + Custo Compra Cont. financeiro Respeitante a compras / Valor - Proveito - Compra Cont. financeiro Respeitante a vendas / Valor + Proveito Venda Cont. financeiro Respeitante a vendas / Valor - Custo - Venda Enviaram ainda a seguinte justificação: 1. Pretende-se com este documento demonstrar que a informação enviada à ERSE relativa ao cálculo dos ajustamentos trimestrais é consistente com o relatório justificativo dos ganhos comerciais, tanto no que diz respeito às quantidades transaccionadas como no que diz respeito aos respectivos valores monetários. 2.1 OMEL + Portagens REE A informação enviada pela REN à ERSE relativa aos ajustamentos trimestrais segue os critérios implicados pelo Plano Oficial de Contas. Daqui deriva que, neste tipo de informação, todas as recompras de energia efectuadas no mercado intradiário são classificadas como um custo de importação e não como um menos proveito de exportação; simetricamente, as revendas são classificadas como proveitos de exportação. Para efeitos de cálculo dos Ganhos Comerciais, em que se torna necessário comparar vendas ao exterior do SEP com os correspondentes custos incorridos e comparar custo das compras com os correspondentes custos evitados ao SEP, é inevitável manter a correspondência entre fluxos físicos e fluxos financeiros, pelo que as recompras têm de ser tratadas como menos proveitos e as revendas como menos custos. Assim, é necessária a seguinte desagregação: i. Compra OMEL ii. iii. Revenda OMEL Venda OMEL 154

167 Pedido de esclarecimento às empresas iv. Recompra OMEL Na informação relativa aos ajustes trimestrais está registado como importação (i)+(iv) e como exportação (ii)+(iii). Nos ganhos comerciais está registado como importação (i)-(ii) e como exportação (iii)-(iv). Se calcularmos o saldo exportador será, em ambos os casos (ii)+(iii)-(i)-(iv) Outras Empresas Existem empresas que são clientes SENV mas que não têm sede em Portugal. Assim, essas empresas são facturadas no estrangeiro, pelo que as facturas estão isentas de IVA ao abrigo do Artigo 14 alínea a) do RITI Exportações Mercado Intracomunitário. Isto implica que a Contabilidade registe estas facturas em Exportações e a energia correspondente apareça no balanço energético como venda ao SENV. Assim, é necessária a seguinte desagregação: v. Outras Compras no Estrangeiro vi. vii. viii. ix. Outras Vendas no Estrangeiro Compras REN ao SENV Empresas Estrangeiras Vendas REN ao SENV Empresas Estrangeiras Compras REN ao SENV Empresas Portuguesas x. Vendas REN ao SENV Empresas Portuguesas 2.3. Desvios SENV Por falta de informação não foi possível desagregar este item como seria necessário. Assim, na informação apresentada, a energia diz efectivamente respeito às compras e vendas do SEP. No entanto, como para cada cliente SENV é emitida apenas uma factura ou nota de crédito mensal, pelo saldo mensal do cliente, quando esse saldo mensal representa um custo para a REN a Contabilidade regista-o como compra do SEP e quando representa um proveito da REN regista-o como venda do SEP. Assim, a desagregação feita neste item foi: xi. xii. Compra do SEP Venda do SEP 2.4. Contratos Financeiros 15 Adicionalmente ainda é necessário realizar a distinção para entre os contratos transaccionados com empresas portuguesas e os contratos transaccionados com empresas estrangeiras, sendo as transacções com empresas portuguesas consideradas pela contabilidade no SENV e as transacções realizadas com as empresas estrangeiras como importação / exportação. 155

168 Pedido de esclarecimento às empresas O cálculo dos ganhos comerciais é feito separadamente em compras e vendas. Assim, cada contrato financeiro que é feito, é contabilizado, para efeito do cálculo dos ganhos comerciais, como compra ou venda. No entanto, nas facturas que chegam à Contabilidade não vem menção a compra ou venda, pelo que são registados pela Contabilidade como compra se representarem um custo para a REN e como venda se representarem um proveito para a REN. Além disso, se disserem respeito a empresas portuguesas são registados nas compras ou vendas ao SENV e se disserem respeito a empresas estrangeiras são registados em importação ou exportação. Assim, a desagregação feita neste item foi: xiii. xiv. xv. xvi. xvii. xviii. xix. xx. Empresas Estrangeiras Compra Custo para a REN Empresas Estrangeiras Venda Custo para a REN Empresas Portuguesas Compra Custo para a REN Empresas Portuguesas Venda Custo para a REN Empresas Estrangeiras Compra Proveito da REN Empresas Estrangeiras Venda Proveito da REN Empresas Portuguesas Compra Proveito da REN Empresas Portuguesas Venda Proveito da REN 2.5. Acertos Contabilidade Incluem-se neste item, todas as facturas (e notas de crédito ou débito) registadas em cada mês, mas que digam respeito a períodos ou anos anteriores. No caso particular do OMEL, as facturas chegam normalmente depois do encerramento de contas. No entanto, como a Divisão Comercial dispõe de previsões sobre o valor das facturas, estas previsões são registadas no mês a que se refere a compra ou venda ao OMEL, e no mês seguinte a previsão é anulada e registada a factura, pelo que o acerto só diz respeito à diferença entre o valor previsto e o valor da factura. Estas previsões sempre foram muito exactas no saldo entre compras e vendas ao OMEL, mas, a partir de Agosto de 2003 passaram a ser feitas de acordo com novos critérios, o que fez com que a partir de Setembro de 2003 os acertos relativos a períodos ou anos anteriores da importação e da exportação sejam praticamente nulos. Verifica-se que os maiores acertos relativos a períodos ou anos anteriores dizem respeito aos desvios SENV, possivelmente devido a problemas na telecontagem. Este item foi desagregado em: 156

169 Pedido de esclarecimento às empresas xxi. xxii. xxiii. xxiv. xxv. xxvi. Importação Exportação Compras a Entidades do SENV Vendas a Entidades do SENV Desvios do SENV (Compra do SEP) Desvios do SENV (Venda do SEP) Utilizou-se também o item Acertos Contabilidade para anular facturas não registadas na Contabilidade, no mês a que dizem respeito, mas consideradas no cálculo dos ganhos comerciais. Um exemplo: Em Janeiro de 2003 foi feito um contrato financeiro com a EDP Energia que representou um custo para a REN de 6 040,50 Euros. Este contrato financeiro está contabilizado no cálculo dos ganhos comerciais no mês a que diz respeito Janeiro de No entanto, como a factura só foi emitida em Abril de 2003, e só nesse mês registada pela Contabilidade, considerou-se um acerto de ,50 Euros em Janeiro de 2003 em Compras a Entidades do SENV de modo ao valor de Janeiro ficar certo com o efectivamente registado pela Contabilidade Diferencial para a hora portuguesa Se se comprar energia no OMEL na última hora de um determinado mês essa energia só vem facturada na factura do mês seguinte, pois a última hora de um mês em Portugal, já é a primeira hora do mês seguinte em Espanha. Como a REN compra e vende energia em Espanha e compra e vende energia em Portugal, para o cálculo dos ganhos comerciais é necessário colocar todos os negócios no mesmo referencial, que será a hora portuguesa. Assim, existe uma pequena diferença entre o valor das facturas de cada mês, se estas forem emitidas pela hora espanhola e o valor considerado no mesmo mês no cálculo dos ganhos comerciais. A esta pequena diferença chamou-se Diferencial para a hora portuguesa e desagregou-se em: xxvii. xxviii. xxix. xxx. Compra OMEL Revenda OMEL Venda OMEL Recompra OMEL 157

170 Pedido de esclarecimento às empresas xxxi. xxxii. Outras Compras no Estrangeiro Outras Vendas no Estrangeiro 2.7. Energia não contabilizada no cálculo dos ganhos comerciais Segundo a metodologia de cálculo dos ganhos comerciais, a compra de energia, sem intuitos comerciais, destinada à garantia de abastecimento de consumos e à garantia da reserva necessária à segurança do sistema, não é considerada no cálculo dos ganhos comerciais. Durante o ano de 2003, foram comprados assim 3,9 GWh, os quais foram facturados e, como tal, aparecem na informação relativa aos ajustamentos trimestrais mas não aparecem no cálculo dos ganhos comerciais. Este item foi desagregado em: xxxiii. xxxiv. Compra Venda Com a desagregação indicada em 2.1. a 2.7. demonstra-se nos quadros do Anexo 1, um por mês e um de resumo anual (Quadro 7-9), que a informação enviada pela REN à ERSE relativa aos ajustamentos trimestrais, quadros N3-06a-AEE e N3-06b-AEE, e o relatório justificativo dos ganhos comerciais são perfeitamente consistentes. No anexo 2 inclui-se uma nova versão para os quadros N3-06a-AEE e N3-06b-AEE, onde os valores monetários são os correspondentes às energias que constam no balanço energético acrescidos dos valores registados em cada mês pela Contabilidade, mas pertencentes a períodos ou anos anteriores, e um quadro por mês com as parcelas desagregadas. ACÇÃO DA ERSE Tendo em conta a explicação da REN, consideraram-se os valores enviados no documento "Ganhos comerciais" para efeitos de cálculo dos ganhos comerciais referentes ao ano de

171 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro Quadro do resumo anual 2003 Valores em 10 3 Euros Importações Quadro N3-06a-AEE Quadro N3-06b-AEE Ganhos Comerciais Aquisições a Entidades do SENV Total Compra Exportações Vendas a Entidades do SENV Total Venda Saldo Vendedor Desvios SENV Acertos Contabilidade Diferencial para a hora portuguesa Valor da Energia não contabilizada nos G.C. Compra Venda Saldo Saldo Saldo Saldo Saldo Saldo Vendedor Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Ano Valores em GWh Importações Quadro N3-06a-AEE Quadro N3-06b-AEE Ganhos Comerciais Aquisições a Entidades do SENV Total Compra Exportações Vendas a Entidades do SENV Total Venda Saldo Vendedor Desvios SENV Acertos Contabilidade Diferencial para a hora portuguesa Energia não contabilizada nos G.C. Compra Venda Saldo Saldo Saldo Saldo Saldo Saldo Vendedor Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Ano

172 Pedido de esclarecimento às empresas ACTIVIDADE DE GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA PROVEITOS DA REDE DE SEGURANÇA Qual a justificação para que os proveitos da rede de segurança apresentem uma redução de 61,3% relativamente ao valor verificado em RESPOSTA DA REN A redução dos proveitos relativos à prestação de serviços de telecomunicações de segurança deve-se essencialmente à reformulação do contrato de prestação de serviços com a EDP Produção motivada pelo facto das tarifas por ela cobradas terem sido actualizadas para valores de mercado, tendo vindo as suas tabelas a sofrerem reduções motivadas pela concorrência, e ainda porque EDP Produção abandonou a utilização de parte dos circuitos que vinha utilizando. ACÇÃO DA ERSE Foram aceites os valores ocorridos em 2003, relativamente aos proveitos da rede de segurança ACTIVIDADE DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA IMOBILIZADO Foi transferido imobilizado em subestações, no montante de milhares de euros, contudo em imobilizado corpóreo apenas entrou milhares de euros. Isto significa que foi transferido para a actividade não regulada milhares de euros em subestações? RESPOSTA DA REN O montante transferido de imobilizado relativo a subestações ( milhares de ) aparece reflectido na coluna de investimento da forma que vem evidenciada nos quadros abaixo indicados; pelo que se deduz que não foi transferido qualquer montante para imobilizado não regulado. 160

173 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro nº 8 TEE Imobilizações incorpóreas e corpóreas (activo bruto) Transf. para exploração (Unid: Milhares de ) Subestações (equipamentos amortizados em 30 anos) Investimento 2003 (Unid: Milhares de ) Subestações (equipamentos amortizados em 30 anos) Equipamentos acessórios (equipamentos de cariz electrónico amortizados em 10 anos) Adicionalmente, para mais fácil compreensão deste quadro, salientam-se as regularizações (1 103 milhares de ) que já foram efectuadas aquando da preparação da informação enviada em Junho de 2004, em particular as realizadas no quadro 2-1-A Movimentos de imobilizado GGS 2004 e no quadro 3-1-A Movimentos de imobilizado TEE 2004 e que são relativas às rubricas de telecomunicações, de linhas e de equipamento acessório. ACÇÃO DA ERSE Foram aceites todos os movimentos de imobilizado enviados pela REN PROVEITOS EXTRAORDINÁRIOS A rubrica de proveitos extraordinários inclui duas parcelas uma de 430 milhares de euros e outra de 963 milhares de euros. Algum destes valores inclui correcções tarifárias a anos anteriores? E qual o montante? À semelhança do que acontece nas outras actividades estas correcções devem ser excluídas uma vez que nos proveitos permitidos já se inclui milhares de euros relativos ao ajustamento de

174 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA REN Os valores de proveitos extraordinários da actividade TEE não contêm quaisquer montantes relativos a correcções tarifárias, dizendo essencialmente respeito a venda de sucatas e a indemnizações por sinistro. ACÇÃO DA ERSE Estes valores foram considerados no cálculo do desvio de EDP DISTRIBUIÇÃO Da análise dos valores enviados pela EDP Distribuição, referentes a 2003, de acordo com o Regulamento Tarifário, surgiram algumas dúvidas cujo esclarecimento foi solicitado. Em particular solicitou-se o esclarecimento dos seguintes aspectos: A repartição, por nível de tensão, das vendas a centrais do SENV e ao Grupo EDP. A compatibilização dos valores REN e EDP Distribuição relativamente à facturação da tarifa de Uso da Rede de Transporte e às quantidades no âmbito da parcela livre. A regularização de provisões entre actividades. A regularização de imobilizados e amortizações acumuladas entre actividades. As transferências para exploração por actividade e nível de tensão. A compatibilização do imobilizado no balanço com os mapas de imobilizado. O valor negativo na actividade de Comercialização de Redes em termos de remunerações a liquidar. A variação de algumas rubricas de acréscimos e diferimentos na actividade de Comercialização no SEP. A repartição da rubrica de outros proveitos por nível de tensão na actividade de Comercialização no SEP. Os custos do Plano de Apoio à Reestruturação relativos a 2003 (acréscimos de FSE, reformas antecipadas, indemnizações por despedimento) por actividade e nível de tensão. 162

175 Pedido de esclarecimento às empresas BALANÇO DE ENERGIA DE ELÉCTRICA Importa esclarecer como se repartem, por nível de tensão, as vendas ao Grupo EDP e ao SENV, no total de 86 GWh. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Repartição, por nível de tensão, das vendas a centais do SENV e ao Grupo EDP É a seguinte a desagregação, por nível de tensão, das vendas ao Grupo e às Centrais do SENV: MWh GRUPO EDP PARA CONSUMO FINAL VENDAS A CENTRAIS DO SENV MAT ,8 AT , ,8 MT , ,8 BTE 7 318,1 42,5 BT 2 887,5 26,8 TOTAL , ,7 Estas quantidades contemplam a inclusão de vendas MAT na rubrica Vendas a Centrais do SENV anteriormente consideradas na rubrica Vendas a Centrais do SEP do Grupo EDP, e a transferência das vendas às empresas Soporgen e Energin Azoia da rubrica Vendas a Centrais do SENV para a rubrica Vendas ao Grupo EDP para consumo final. ACÇÃO DA ERSE No cálculo dos proveitos permitidos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica foram consideradas estas quantidades de energia eléctrica por nível de tensão. 163

176 Pedido de esclarecimento às empresas COMPATIBILIZAÇÃO DOS VALORES REN E EDP DISTRIBUIÇÃO FACTURAÇÃO DA REN À EDP DISTRIBUIÇÃO À semelhança do que ocorreu em 2002, o valor enviado pela EDP Distribuição como aquisições à REN, não coincide com o valor enviado pela REN referente a vendas à EDP Distribuição, embora este ano, essa diferença só exista na facturação da URT. Importa esclarecer este facto. Os valores enviados pelas empresas e respectiva diferença encontram-se no quadro seguinte. Quadro Facturação da REN à EDP Distribuição Unidade: 10 3 EUR EDP Distribuição (1) REN (2) Diferença (3) = (1) (2) AEE [a] = UGS URT Total Nota: [a] valor da interruptibilidade. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Parte da diferença apurada, no valor de 132,36 m, já foi explicada nas questões colocadas relativamente ao exercício de 2002 e resultaram de acertos na URT de novembro e Dezembro especializados em 2002 relacionados com o PT de Ruivães (48,7 m + 83,39 m ). Em Janeiro de 2003 fez-se a sua anulação para regularização. Para além disto, a EDP Distribuição também registou, em Janeiro uma anulação para regularização de acréscimo de custo que tinha especializado em Dezembro de 2002, no valor de 161,8 m. Refere-se à especialização do UGS, complemento à fact de 31 DEZ2002, debitada pela REN em 21/01/2003 pela ND ACÇÃO DA ERSE Os valores enviados pela EDP Distribuição foram considerados para cálculo dos ajustamentos da actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica. 164

177 Pedido de esclarecimento às empresas Também em termos de balanços de energia eléctrica os valores que EDP Distribuição envia como entrada na rede de distribuição não coincidem com as entregas da REN à EDP Distribuição. A informação enviada pela EDP Distribuição foi a seguinte: Quadro Valores enviados pela EDP Distribuição Unidade: GWh 2003 REN para consumos SEP (linha 1) ,1 PRE s não debitados à REN (linha 5) [1] -0,9 Parcela Livre 2 044,3 Entregas REN para clientes SENV (linha 9) 4 215,7 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV ,2 Nota: Em termos financeiros a EDP Distribuição considerou o montante de 5,8 milhões de euros de aquisição aos PRE não transferidos para a RNT (quadro N5-32 CV). Fonte: EDP Distribuição (informação que consta na página 4 do documento Informação complementar ). Os correspondentes valores enviados pela REN foram os seguintes: Quadro Valores enviados pela REN Unidade: GWh 2003 Vendas à EDP Distribuição (linha 27) ,0 PRE não facturada (linha 66) 30,6 Parcela Livre 1 999,7 Aquisição directa da distribuição a centrais do SENV (linha 64+linha 67) -5,2 Saídas e vendas para clientes e produtores do SENV (linha 37) 4 167,0 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV ,1 Fonte: REN (informação que consta na página 3 do documento Informação Adicional As diferenças na informação enviada pelas duas empresas encontram-se sintetizadas no Quadro

178 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro Diferença entre os valores enviados pela EDP Distribuição e pela REN Unidade: GWh 2003 Vendas à EDP Distribuição -92,9 PRE não facturada -31,5 Parcela Livre +44,6 Aquisição directa da distribuição a centrais do SENV +5,2 Saídas e vendas para clientes e produtores do SENV +48,7 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV -25,9 Para a REN estas diferenças não têm qualquer impacte no cálculo de ajustamentos. O mesmo não se passa em termos de Parcela Livre na EDP Distribuição. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO... nova versão do Balanço de Energia Eléctrica, relativamente à qual subsistem ainda algumas indefinições no que se refere às quantidades da Parcela Livre. Prevê-se o esclarecimento destas indefinições até ao início do próximo mês de Setembro, pelo que esta versão do balanço deverá ser considerada provisória. Relativamente às questões levantadas, prestam-se os seguintes esclarecimentos: No que se refere à rubrica entregas REN para clientes SENV, a quantidade indicada pela EDP Distribuição está ao nível da entrada na rede de distribuição, e é apurada aplicando os factores de perdas por nível de tensão e períodos horários, publicados pela ERSE, aos respectivos consumos registados nos clientes. É indicada uma nova quantidade para a energia associada aos PRE s, fruto dos últimos contactos estabelecidos com a REN e consequente troca de informação. A quantidade correspondente à rubrica REN para consumos SEP, considerando a actual quantidade de Parcela Livre ainda a aguardar o esclarecimento das indefnições que subsistem, é assim de ,7 GWh (não inclui a estimativa de PRE s não debitados à REN). A quantidade global de energia entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV, no valor de ,2 GWh, não sofre alteração 166

179 Pedido de esclarecimento às empresas correspondendo à totalidade da energia entrada na rede de distribuição e afecta às tarifas de UGS e URT. Quadro Novos valores enviados pela EDP Distribuição Unidade: GWh 2003 REN para consumos SEP (linha 1) ,7 PRE s não debitados à REN (linha 5) [1] 24,8 Parcela Livre 1 999,0 Entregas REN para clientes SENV (linha 9) 4 215,7 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV ,2 Novos valores enviados pela REN Unidade: GWh 2003 Vendas à EDP Distribuição (linha 29) ,9 Parcela Livre 1 999,0 Aquisição directa da distribuição a centrais do SENV (linha 68+linha 71) -5,2 Saídas e vendas para clientes e produtores do SENV (linha 39) 4 204,9 Entrada no Distribuidor para consumos SEP + SENV ,6 ACÇÃO DA ERSE O balanço de energia eléctrica, em 2003, foi fechado tendo em conta esta última informação enviada pelas empresas. 167

180 Pedido de esclarecimento às empresas REGULARIZAÇÃO DE PROVISÕES ENTRE ACTIVIDADES As regularizações de provisões entre actividades apesar de não terem impacte em termos de proveitos permitidos do próprio ano, afectam as rubricas de balanço e respectivos rácios económico-financeiros por actividade. A que se devem estas regularizações? Em termos de regularizações de provisões activas (provisões para clientes e para outros devedores), embora o valor se anule, verifica-se o seguinte: Transferência entre provisões - foram transferidos 5 milhões de euros das provisões para clientes para as provisões para outros devedores. Transferência entre actividades - foram transferidos 4,2 milhões de euros da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica para as actividades Credes e CSEP, no montante de 0,2 e 4,0 milhões de euros, respectivamente. Transferência entre níveis de tensão - foram transferidos 13 milhões de euros de MT para AT e para BT, no montante de 10 e 3 milhões de euros, respectivamente. O quadro seguinte apresenta as regularizações das provisões activas, enviadas pela EDP Distribuição, referente ao ano

181 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro Regularizações nas Provisões activas Provisões para clientes de Cobrança duvidosa Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Provisões para Outros Devedores Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Total das Provisões Activas Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO As regularizações apresentadas devem-se ao aumento verificado nas provisões para outros devedores e à redução das provisões para imobilizados em Integração Compensado que passou de ,0 m para 7 265,3 m, que têm diferentes regras de repartição. Relativamente às provisões passivas (provisão para actos médicos e provisão para outros riscos e encargos) verifica-se o seguinte: PROVISÃO PARA ACTOS MÉDICOS Transferência entre actividades transferência da actividade Credes de 2,5 milhões de euros para as actividades DEE e CSEP, nos montantes de 2,2 e 0,3 milhões de euros, respectivamente. Transferência entre níveis de tensão transferência de MT e BT para AT, no montante de 1 milhão de euros. 169

182 Pedido de esclarecimento às empresas PROVISÃO PARA OUTROS RISCOS E ENCARGOS Transferência entre actividades transferência da actividade Credes de 112 milhares de euros para as actividades DEE e CSEP. Transferência entre níveis de tensão transferência de AT e MT para BT, no montante de 90 milhares de euros. O quadro seguinte apresenta as regularizações das provisões activas, enviadas pela EDP Distribuição, referente ao ano Quadro Regularizações nas Provisões passivas Provisão para actos médicos Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Outras provisões para riscos e encargos Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Total de Provisões passivas Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO As regularizações anotadas devem-se à actualização da regra geral de recursos humanos, que incidiu sobre os saldos finais de 2003 das provisões em causa, afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2002). 170

183 Pedido de esclarecimento às empresas ACÇÃO DA ERSE Mais uma vez se alertou a empresa para o facto de os saldos iniciais não poderem ser alterados. A actualização de regras incide sobre os custos e proveitos do ano e não sobre valores acumulados. Com estas regularizações a empresa está sistematicamente a transferir custos entre actividades, os quais não estão relacionados com custos do ano o que num sistema de tarifas aditivas tem grande impacte tanto em termos de tarifas por actividade como por nível de tensão RUBRICAS DE IMOBILIZADO As regularizações de imobilizado e de amortizações acumuladas, assim como das transferências para exploração, embora não afectem os ajustamentos de 2003, uma vez que para qualquer uma das actividades reguladas da EDP Distribuição os ajustamentos não dependem dos custos reais do ano, afectam os proveitos permitidos dos anos seguintes e respectivas séries históricas, havendo sistematicamente transferências entre actividades e entre níveis de tensão. Importa esclarecer estas regularizações. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO As regularizações verificam-se especialmente no imobilizado não específico cuja repartição por actividade e por nível de tensão é feita pela regra de recursos humanos, na parte não directamente imputável, com incidência nos saldos finais de 2003 e afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2002). ACÇÃO DA ERSE Mais uma vez se alertou a empresa para o facto de os saldos iniciais não poderem ser alterados. A actualização de regras incide sobre os custos e proveitos do ano e não sobre valores acumulados. Com estas regularizações a empresa está sistematicamente a transferir custos entre actividades, os quais não estão relacionados com custos do ano o que num sistema de tarifas aditivas tem grande impacte tanto em termos de tarifas por actividade como por nível de tensão REGULARIZAÇÕES DE IMOBILIZADO ENTRE ACTIVIDADES O Quadro 7-17 apresenta as regularizações de imobilizado por actividade e nível de tensão. Da análise do quadro verifica-se que no total, o imobilizado não específico das actividades reguladas se reduz em cerca de 1 milhão de euros. 171

184 Pedido de esclarecimento às empresas As regularizações de imobilizado específico foram apenas feitas ao nível da DEE, onde se verificou uma transferência de 1,2 milhões de euros de AT para MT. No que diz respeito a regularizações de imobilizado não específico verifica-se que: Imobilizado não específico em exploração - No total o imobilizado reduz-se 1,6 milhão de euros. - Transferência entre actividades redução do imobilizado na Credes e na CSEP e aumento do imobilizado na DEE. - Transferência entre níveis de tensão transferência de imobilizado de BT para AT e MT. Imobilizado não específico em curso - No total o imobilizado aumentou 0,5 milhões de euros. - Transferência entre actividades transferência da DEE para a Credes e CSEP - Transferência entre níveis de tensão no total, verifica-se uma transferência de MT para AT e BT, com comportamentos diferenciados por actividade. 172

185 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro Regularizações de Imobilizado Imobilizado Incorpóreo Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado não específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado em curso específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado em curso não específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Total de regularizações Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total

186 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Tal como referido anteriormente, as regularizações verificam-se especialmente no imobilizado não específico cuja repartição por actividade e por nível de tensão é feita pela regra de recursos humanos, na parte não directamente imputável, com incidência nos saldos finais de 2003 e afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2002). Relativamente ao imobilizado em curso específico, tinha havido um lapso na fórmula de repartição do equipamento acessório, em especial na rede de fibra óptica. No imobilizado específico, rubricas outro equipamento básico e outras imobilizações corpóreas, a forma de repartição por actividade e nível de tensão é feita pela regra do imobilizado corpóreo técnico, com incidência nos saldos finais de 2003 e afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2002). ACÇÃO DA ERSE O quadro seguinte apresenta os valores das regularizações após correcções efectuadas pela EDP Distribuição. As células a sombreado identificam as alterações registadas. A redução de cerca de 1 milhão de euros do imobilizado não específico das actividades reguladas, continua a existir. 174

187 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro Regularizações de Imobilizado (valores corrigidos) Imobilizado Incorpóreo Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado não específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado em curso específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Imobilizado em curso não específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Total de regularizações Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total

188 Pedido de esclarecimento às empresas REGULARIZAÇÕES DAS AMORTIZAÇÕES ACUMULADAS Nas regularizações das amortizações acumuladas verifica-se a mesma situação observada em termos das regularizações do imobilizado em exploração: No total, o montante de amortizações acumuladas reduz-se 62 milhares de euros. Transferência entre actividades redução da amortização acumulada na Credes e na SEP e aumento da amortização acumulada do imobilizado na DEE. Transferência entre níveis de tensão transferência de amortização acumulada de BT para AT e MT. O Quadro 7-19 sintetiza as regularizações das amortizações acumuladas. Quadro Regularizações entre actividades das amortizações acumuladas Amortização do Imobilizado Incorpóreo Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE 1 1 Credes 0 CSEP 0 0 Total Amortização do Imobilizado específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Amortização do Imobilizado não específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Total regularizações das amortizações acumuladas Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total

189 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO No que diz respeito ao imobilizado não específico e tal como já referido, deve-se à forma de repartição por actividade e por nível de tensão feita pela regra de recursos humanos, na parte não directamente imputável, com incidência nos saldos finais de 2003 e afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2002). Nas amortizações acumuladas BTe/BTN da Credes não se tinha transferido as amortizações do equipamento de contagem (imobilizado do DL 344-B/82) que tinham sido consideradas indevidamente na DEE (BT). No imobilizado específico, rubricas outro equipamento básico e outras imobilizações corpóreas, a forma de repartição por actividade e por nível de tensão é feita pela regra do imobilizado corpóreo técnico, com incidência nos saldos finais de 2003 e afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2002). ACÇÃO DA ERSE: O quadro seguinte apresenta os valores das regularizações entre actividades das amortizações acumuladas após correcções da EDP Distribuição. As regularizações entre actividades e níveis de tensão passaram a anular-se no total da EDP Distribuição. 177

190 Pedido de esclarecimento às empresas Quadro Regularizações entre actividades das amortizações acumuladas (valores corrigidos) Amortização do Imobilizado Incorpóreo Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE 1 1 Credes 0 CSEP 0 0 Total Amortização do Imobilizado específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes 0 0 CSEP Total Amortização do Imobilizado não específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Total regularizações das amortizações acumuladas Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total TRANSFERÊNCIAS DE IMOBILIZADO PARA EXPLORAÇÃO No total das actividades reguladas da EDP Distribuição, todo o imobilizado que foi transferido de imobilizado em curso entra em exploração, contudo, por actividade e por nível de tensão, o mesmo não acontece. Por exemplo, na DEE verifica-se uma transferência de 5 milhões de euros de imobilizado em curso em MT para imobilizado em exploração em AT. 178

191 Pedido de esclarecimento às empresas O quadro seguinte sintetiza o saldo de transferências para exploração entre actividades e nível de tensão. Quadro Transferências para exploração Unidade: 10 3 EUR AT MT BTe/BTN Total DEE Credes CSEP Total Nota: Um valor positivo significa que o montante de imobilizado que entrou em exploração é superior ao montante de imobilizado em curso que foi transferido para exploração. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Foram corrigidos os quadros porque se verificou um lapso na regra de repartição do imobilizado afecto à rede de telecomunicações, em especial no cabo de fibra óptica. ACÇÃO DA ERSE Todos os valores que foram transferidos de imobilizados em curso, por actividade e por nível de tensão entraram em exploração, passando a constar um valor igual a zero em todas as células do Quadro COMPATIBILIZAÇÃO DOS BALANÇOS COM OS MAPAS DE IMOBILIZADO Nos balanços por actividade, o imobilizado incorpóreo está incluído em imobilizado em curso. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO No final de 2003 existia um saldo de imobilizado incorpóreo em curso no valor de 479 m ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS NA ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE REDES O montante de remunerações a liquidar nesta actividade aparece com saldo negativo (-1,6 milhões de euros). 179

192 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO O critério usado na repartição pelas actividades foi prejudicado pelo saldo negativo de ,5 m apresentado numa Divisão contabilística, que foi repartido pelas actividades pela regra de recursos humanos. Para este problema ser ultrapassado, e ao invés da repartição do saldo apresentado por cada Divisão, fez-se nova repartição pelas actividades com base no saldo final global, utilizando a mesma regra. Os balanços das actividades (quadro N1-01-DEE; N1-02-DEE; N1-04-CR; N1-05CSEP e N1-06- CSEP) sofreram alteração com este procedimento nas seguintes rubricas: Activo: terceiros - Empresas do grupo - empréstimos Passivo: Acréscimos de custos - remuneração a liquidar. ACÇÃO DA ERSE Foi tida em consideração a rectificação enviada pela empresa ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS NA ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO NO SEP Qual a justificação para os acréscimos das seguintes rubricas: Acréscimos de custos \ Outros passou de 94 milhões de euros em 2002 para 173 milhões de euros em Acréscimos de proveitos \ outros proveitos passou de 15 milhões de euros em 2002 para 107 milhões de euros em Em que rubrica se encontra contabilizado o montante da conta certa EDP (Proveito diferido) que de acordo com o relatório do exercício da EDP (nota 23 do anexo às demonstrações financeiras) totaliza 101,1 milhões de euros? RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Acréscimos de custos\outros - passou de 94 milhões de euros em 2002 para 173 milhões de euros em 2003 devido à energia em contadores (conta certa). Acréscimos de proveitos\outros proveitos - passou de 15 milhões de euros em 2002 para 107 milhões de euros em 2003 devido também a prestações de conta certa. O montante da conta certa EDP (proveito diferido) que de acordo com o relatório do exercício da EDP (nota 23 do anexo às demonstrações financeiras) totaliza 101,1 milhões de euros foi contabilizado na 180

193 Pedido de esclarecimento às empresas conta Electricidade - prestações conta certa. Refere-se à conta certa criada pela EDP Distribuição no ano de 2003, através da qual os clientes aderentes pagam a electricidade por uma mensalidade fixa ao longo de cada ano do contrato, sendo o ajuste realizado ao fim desse período pela leitura do consumo anual OUTROS PROVEITOS NA ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO NO SEP O montante de 26,5 milhões de euros de "Outros proveitos" inclui a utilização de provisões de outros devedores e de outros riscos e encargos. Relativamente a MAT/AT estas utilizações totalizam 229 milhares de euros, contudo, o montante de outros proveitos afecto a estes níveis de tensão é de apenas 128 milhares de euros. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Deve-se a correcções relativas a exercícios anteriores CUSTOS DO PLANO DE APOIO À REESTRUTURAÇÃO (PAR) Nas demonstrações financeiras, apenas o proveito diferido com os custos do PAR estão individualizados, por actividade. O activo regulatório está incluído em outros devedores e as indemnizações por despedimento devem incluir outras indemnizações, uma vez que para efeitos de PAR o montante de indemnizações por despedimento foi de 14,9 milhões de euros e o total das indemnizações contabilizadas é de 18,7 milhões de euros. Necessitamos dos custos com o PAR relativos a 2003 (acréscimos de FSE, reformas antecipadas, indemnizações por despedimento) por actividade e nível de tensão. Contamos igualmente que a pormenorização destes custos e o modo como se irão reflectir nos próximos anos constem no plano de execução do PAR a enviar. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Envio dos mapas dos diversos PAR por actividade e nível de tensão, onde se explicita os custos e proveitos da DR relativos aos PAR ACÇÃO DA ERSE Foram enviados mapas do PAR por actividade e nível de tensão com toda a informação necessária. 181

194 Pedido de esclarecimento às empresas 7.3 EDA Da análise dos valores enviados pela EDA, referentes a 2003, de acordo com o Regulamento Tarifário, surgiram algumas dúvidas cujo esclarecimento foi solicitado. Em particular solicitou-se o esclarecimento dos seguintes aspectos: A compatibilização dos valores de vendas e compensações tarifárias nos diversos mapas enviados. Nos mapas de imobilizado, os investimentos a custos técnicos aparecem com valores negativos. Incorrecções nos mapas de subsídios ao investimento nas actividades de AGS e DEE. Compatibilização dos valores de trabalhos para a própria empresa nos diversos mapas enviados VENDAS DE ENERGIA ELÉCTRICA E COMPENSAÇÕES Embora no total o valor de vendas e compensações tarifárias coincida nos diversos mapas com a informação enviada no relatório do exercício da EDA, verifica-se uma grande incompatibilidade nos mapas enviados. VALORES DA DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS (NORMA 7_07) Unidade: 10 3 EUR AGS DEE CEE Total Vendas , , , ,5 Subsídio à exploração , , , ,8 Total , , , ,3 QUADRO N8-17-DEERAA Vendas a clientes do SEPA ,9 Sobrecusto ,2 Subsídio à exploração 9 400,1 Total ,2 milhares de euros 182

195 Pedido de esclarecimento às empresas QUADRO N8-24-CEERAA Vendas a clientes do SEPA 5 194,9 Sobrecusto 1 652,8 Subsídio à exploração 1 027,5 Total 7 875,2 milhares de euros VALORES DO MAPA " PROV_RECUPERADOS_PERMITIDOS_AJUSTAMENTO_EDA" Unidade: 10 3 EUR AGS DEE CEE Total Vendas Aplicação das tarifas do Continente Recuperado na RAA Ajustamento da aditividade tarifária Subsídio à exploração Compensação paga pela REN Valor a recuperar em Total Tendo em conta a forma como foram calculados os valores constantes deste último mapa parece-nos que estes deveriam ser os valores que deveriam constar das demonstrações de resultados por actividade. RESPOSTA DA EDA Os valores que constam nos Quadros N8-17 e N8-24, resultaram do apuramento efectuado através do ficheiro Prov_Recuperados_Permitidos_Ajustamento_EDA.xls (folha Subsídio_2003), enviado por em 30 de Abril de 2004, designadamente; 183

196 Pedido de esclarecimento às empresas DEERAA CEERAA Consideramos que através do Quadros N8-17 e N8-24, se pretendia expressar os valores identificados nos quadros acima. Após vosso esclarecimento, concordamos com o exposto no ponto I.4 do documento ANÁLISE DOS VALORES ENVIADOS PELA EDA PARA O PERÍODO VENDAS DE ENERGIA ELÉCTRICA E ENERGIA A FACTURAR NOTA 44 DO ANEXO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DA EDA Vendas de electricidade: Média tensão ,9 Baixa tensão ,8 Energia em contadores 1 453,9 Total ,5 milhares de euros 184