ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS

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1 ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Novembro 2005 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

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

3 Índice ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO PORTUGAL CONTINENTAL Balanço de Energia Eléctrica Rede Eléctrica Nacional REN Análise global Análise desagregada por actividades Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Actividade de Gestão Global do Sistema Actividade de Transporte de Energia Eléctrica Distribuidor vinculado Análise Global Análise desagregada por actividades Actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Actividade de Comercialização de Redes Actividade de Comercialização REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Balanço de energia eléctrica EDA Análise global Análise desagregada por actividades Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Actividade de Comercialização de Energia Eléctrica REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA Balanço de energia eléctrica EEM Análise global Análise desagregada por actividades Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Actividade de Comercialização de Energia Eléctrica PEDIDO DE ESCLARECIMENTO ÀS EMPRESAS REN i

4 Índice Aquisições aos produtores em regime especial Custos com a promoção da qualidade ambiental Provisões do Exercício EDP Distribuição Balanço de energia eléctrica Compatibilização dos valores dos custos com Interruptibilidade Regularização de provisões entre actividades Rubricas de imobilizado Compatibilização dos mapas de provisões com os mapas das demonstrações financeiras Proveitos do uso das redes de distribuição, por nível de tensão Outros proveitos diferidos na actividade CSEP Custos do plano de Apoio à Reestruturação (PAR) regras de repartição, no âmbito da recuperação de custos do PAR Custos com promoção ambiental EDA Prestações de serviços Comparticipações EEM Trabalhos para a própria empresa Investimentos Combustíveis Anexo ii

5 Índice ÍNDICE DE FIGURAS Figura Consumo referido à emissão em Portugal continental...4 Figura Procura de electricidade em Portugal continental...8 Figura Fornecimentos em BT em Portugal continental Figura Fornecimentos em MT em Portugal continental Figura Fornecimentos em MAT/AT em Portugal continental Figura Perdas na Rede Nacional de Transporte Figura 2-7 Taxa de Perdas na rede de transporte (Perdas na rede de transporte / emissão para a rede pública x 100) Figura Perdas na rede de distribuição de Portugal continental Figura Taxa de perdas nas redes de distribuição de Portugal continental (perdas / fornecimentos a clientes do comercializador regulado e clientes não vinculados, excluindo fornecimentos em MAT) x Figura Custos e proveitos operacionais da REN (preços correntes) Figura Custos operacionais da REN sem custos da electricidade entrada (preços correntes) Figura Investimentos a custos técnicos (preços correntes) Figura Imobilizado líquido de amortizações e comparticipações (preços correntes) Figura Custos de aquisição de energia eléctrica com os CAE (preços constantes de 2005) Figura Custo variável unitário mensal da energia eléctrica emitida por combustível consumido (preços correntes) Figura Encargos de energia unitários (valores mensais) (preços correntes) Figura Aquisições a Produtores em Regime Especial e a EDIA (preços constantes de 2005) Figura Importação - Exportação de energia eléctrica dos clientes do Comercializador regulado Figura Preço Médio Unitário de Aquisição de Energia Eléctrica pela REN (preços constantes de 2005) Figura Custos da Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (preços correntes) Figura Custos operacionais da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica excluindo os custos com a aquisição de energia eléctrica (preços correntes) Figura Custos de exploração da actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes) Figura Custos com a convergência tarifária Figura Investimentos a custos técnicos na actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes) Figura Custos transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica para a actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes) Figura Custos de exploração da actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) iii

6 Índice Figura Custo com compensação síncrona Figura Investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) Figura Detalhe do investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) Figura Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (preços correntes) Figura Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (em percentagem) Figura Proveitos e custos unitários na distribuição (preços de 2005) Figura Margem bruta unitária da distribuição (preços de 2005) Figura Resultados operacionais da distribuição (preços de 2005) Figura Investimento na Distribuição (preços correntes) Figura Investimento a custos técnicos e comparticipações do distribuidor vinculado (preços de 2005) Figura Custos operacionais das actividades reguladas do distribuidor vinculado (preços correntes) Figura Diferença entre custos e proveitos operacionais Figura Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes) Figura Estrutura dos custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização de Redes (preços correntes) Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização (preços correntes) Figura Procura de electricidade na RAA Figura Fornecimentos em BT na RAA Figura Fornecimentos em MT na RAA Figura Perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA Figura Taxa de perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA (perdas / fornecimentos a clientes do Sistema Público da RAA) x Figura Custos e proveitos operacionais da EDA (preços correntes) Figura Custos e proveitos unitários da EDA (preços de 2005) Figura Margem bruta unitária da EDA (preços de 2005) Figura Custos operacionais das actividades reguladas da EDA (preços correntes) Figura Investimentos da EDA (preços correntes) Figura Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (preços correntes) Figura Custos com a aquisição de combustíveis na EDA Figura Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais térmicas na produção total Figura Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAA e em Portugal continental iv

7 Índice Figura Evolução do custo unitário do fuelóleo adquirido pela EDA (ilha de São Miguel), pela EEM (ilha da Madeira) e pela CPPE (central de Setúbal) Figura Evolução do custo unitário do gasóleo em algumas centrais da EDA Figura Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes) Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (preços correntes) Figura Procura de electricidade na RAM Figura Fornecimentos em BT na RAM Figura Fornecimentos em MT na RAM Figura Perdas nas redes de transporte e distribuição na RAM Figura Custos e proveitos operacionais da EEM (preços correntes) Figura Custos e proveitos unitários da EEM (preços de 2005) Figura Margem Bruta unitária da EEM (preços de 2005) Figura Custos operacionais das actividades reguladas da EEM (preços correntes) Figura Investimentos da EEM (preços correntes) Figura Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Gestão do Sistema (preços correntes) Figura Custos com combustíveis Figura Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais a fuelóleo na produção total Figura Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAM e em Portugal continental Figura Evolução do custo do fuelóleo na Madeira e em Portugal continental, base 100, Figura Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes) Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (preços correntes) v

8 Índice ÍNDICE DE QUADROS Quadro Evolução da procura em Portugal continental (valores reais)...6 Quadro Evolução da procura em Portugal continental (previsões para 2005 a 2008)...7 Quadro Encargos com a aquisição de energia eléctrica estipulados nos CAE (preços correntes) Quadro Custos médios dos CAE (preços correntes) Quadro Principais variáveis monetárias utilizadas no Encargo de Potência Quadro Encargo de Potência (preços correntes) Quadro Custo dos combustíveis consumidos nos principais centros produtores termoeléctricos (preços correntes) Quadro Energia eléctrica emitida pelas centrais térmicas Quadro Encargo de Energia (preços correntes) Quadro Encargo de Energia corrigido da hidraulicidade (preços correntes) Quadro Encargo de Energia por unidade de energia eléctrica emitida (preços correntes) Quadro Energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador regulado referido à emissão Quadro Detalhe do Investimento específico a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) Quadro Investimento na Distribuição Quadro Evolução da procura na RAA Quadro Evolução da procura na RAM vi

9 Introdução 1 INTRODUÇÃO O Regulamento Tarifário determina que no ano anterior ao início de um novo período de regulação, como é o presente, as empresas reguladas do continente e das Regiões Autónomas, para além da informação económica e financeira referente ao ano em curso e ao ano seguinte, que se encontram obrigadas a enviar todos os anos à ERSE, devem igualmente proceder ao envio de informação equivalente para cada um dos restantes anos do novo período de regulação. No cumprimento da referida obrigação, apesar de ter havido alguns atrasos, todas as empresas reguladas, enviaram informação para o período No presente documento analisa-se a evolução do desempenho das empresas reguladas do sector eléctrico nacional até 2004 e se perspectiva a sua evolução futura de acordo com a informação previsional para 2005 a 2008 enviada pela REN, EDP Distribuição, EDA e EEM. Realce-se a este propósito que todos os valores apresentados neste documento, relativos aos anos de 2005 a 2008, constituem previsões das empresas, não tendo tido a ERSE qualquer intervenção. Chama-se ainda à atenção para o esforço evidenciado pelas empresas por terem enviado a informação previsional com a nova desagregação de actividades, antecipando deste modo o cumprimento do novo Regulamento Tarifário. No capítulo 2, apresenta-se a análise do balanço de energia eléctrica em Portugal continental e analisa se a evolução das várias actividades reguladas da REN e da EDP Distribuição de 1999 a No capítulo 3, apresenta-se a análise do balanço de energia eléctrica da EDA entre 1999 e 2008 e analisa-se a evolução das várias actividades reguladas de 2002 a No capítulo 4, apresenta-se a análise do balanço de energia eléctrica da EEM entre 1999 e 2008 e analisa-se a evolução das várias actividades reguladas de 2002 a No capítulo 5, anexam-se os pedidos de esclarecimentos efectuados às empresas sobre alguns valores respeitantes a , bem como as respectivas respostas enviadas pelas empresas. Finalmente, em anexo apresenta-se uma súmula da principal informação numérica enviada pelas empresas. Complementarmente a esta informação, os membros do Conselho Tarifário têm possibilidade de aceder toda a informação não confidencial recebida na ERSE referente ao processo de determinação das tarifas para 2006, bem como de cálculo dos parâmetros para o período de regulação , enviada pelas empresas, pela consulta do CD Informação recebida para cálculo das tarifas para 2006 e dos parâmetros para o período de regulação disponibilizado pela ERSE. A fixação dos parâmetros para o novo período de regulação tarifária e das tarifas para 2006 de acordo com a nova realidade económica e jurídica do sector eléctrico, traduzida nos diplomas supra referidos, justifica só por si a revisão dos regulamentos. 1

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11 Portugal continental 2 PORTUGAL CONTINENTAL Neste capítulo faz-se a análise do desempenho das empresas reguladas do continente REN e EDP Distribuição desagregada nas várias actividades que desenvolvem, desde 1999 a Os valores relativos aos anos de 1999 a 2004 correspondem a valores reais, os valores relativos a 2005 são valores estimados pelas empresas e os valores de 2006 a 2008 são previstos pelas empresas e enviados, de acordo com o estabelecido no Regulamento Tarifário, para efeitos de regulação. 2.1 BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA Analisa-se de seguida o balanço de energia eléctrica real do continente para os anos de 1999 a 2004 e os balanços estimado e previsto pelas empresas para os anos de 2005 e 2006 a CONSUMO REFERIDO À EMISSÃO A Figura 2-1 permite enquadrar as previsões da REN e da EDP Distribuição relativas ao consumo de energia eléctrica referido à emissão com as previsões e valores reais utilizados para fixar as tarifas de 1999 a 2005, assim como com os valores adoptados no plano de expansão do sistema electroprodutor de 1999 e na proposta do mesmo plano de 2001 (actualizado em 2002). Apresenta-se também a última previsão efectuada pela REN no passado mês de Setembro e enviada à ERSE. 3

12 Portugal continental Figura Consumo referido à emissão em Portugal continental GWh Real Plano de Expansão Cenário I (1) Plano de Expansão Cenário II (2) Previsões ERSE - tarifas Previsões ERSE - tarifas Previsões ERSE - tarifas Previsões ERSE - tarifas Previsões ERSE - tarifas Previsões ERSE - tarifas Plano de Expansão Cenário I (3) Plano de Expansão Cenário II (4) Plano de Expansão Cenário I Previsões mensais da REN - Setembro Previsões REN/Dist - tarifas Junho (1) Cenário alto de crescimento do consumo total no continente. Não considera transferência de consumos para o SENV (tmca 3,6%). (2) Cenário baixo de crescimento do consumo total no continente. Não considera transferência de consumos para o SENV (tmca 2,8%). (3) Cenário alto de crescimento do consumo total no continente combinado com a hipótese minimalista de transferência de consumos para o SENV (tmca 4,0%). (4) Cenário alto de crescimento do consumo total no continente combinado com a hipótese maximalista de transferência de consumos para o SENV (tmca 0,7%). tmca = taxa média de crescimento anual 4

13 Portugal continental A análise da figura permite verificar que apenas os valores considerados para Tarifas 2002 se situaram acima dos valores reais (excepto no último ano dessas previsões). Para o ano de 2006, as previsões tanto da REN como da EDP Distribuição enviadas à ERSE em 15 de Junho, são inferiores aos valores considerados na última previsão elaborada mensalmente pela REN, que tem por base os dados verificados até Agosto de PROCURA DE ELECTRICIDADE O Quadro 2-1 e o Quadro 2-2 mostram a evolução da procura de energia eléctrica de 1993 a Os valores de 1995 a 2004 são reais e os de 2005 a 2008 são os valores propostos pelas empresas em Junho de De 1995 a 2004, o consumo referido à emissão cresceu em média 5,0% ao ano. De 2004 a 2008, a REN e a EDP Distribuição prevêem um crescimento do consumo mais moderado, na ordem dos 4,0% ao ano. Os fornecimentos conjuntos aos clientes do comercializador regulado e aos clientes não vinculados (CNV) têm apresentado uma taxa de crescimento ligeiramente superior ao consumo referido à emissão, de 5,3% ao ano. A EDP Distribuição prevê um crescimento acentuado dos fornecimentos a clientes não vinculados em detrimento dos clientes do comercializador regulado. Para 2008, prevê que os fornecimentos a clientes não vinculados representem cerca de 32% dos fornecimentos totais, enquanto que em 2004 representavam cerca de 16,4%. 5

14 Portugal continental Quadro Evolução da procura em Portugal continental (valores reais) Unidade: GWh RUBRICAS Verificado Produção líquida das centrais detentoras de CAE Produtores em regime especial + EDIA Aquisições no âmbito da parcela livre Importações líquidas para clientes do Comercializador Regulado Entregas para clientes não vinculados (entrada da REN) Vendas líquidas do ACS e desvios Bombagem = EMISSÃO PARA A REDE PÚBLICA (Variação média anual) 4,7% 5,5% 3,5% 5,8% 5,9% 6,0% 5,4% 1,6% 5,9% 5,7% - Perdas na rede de Transporte (perdas/emissão) 2,6% 2,3% 1,9% 1,8% 1,9% 1,8% 1,8% 1,8% 1,7% 1,5% - Compensação síncrona Perdas na rede de Distribuição (perdas/fornecimentos) 9,7% 9,9% 9,2% 9,3% 8,7% 8,6% 9,1% 8,2% 8,6% 8,6% - Consumos Próprios Acertos UGS, URT 0 + PRE não facturada mas incluída no consumo diferenças no balanço de energia eléctrica REN/EDP Distribuição -4 = FORNECIMENTOS A CLIENTES DO COMERCIALIZADOR REGULADO E A CLIENTES NÃO VINCULADOS (Variação média anual) 5,1% 5,8% 4,5% 5,8% 6,3% 6,3% 5,0% 2,5% 5,5% 6,1% BT (Variação média anual) 4,5% 7,2% 4,5% 5,8% 8,8% 6,2% 5,3% 3,0% 4,9% 4,7% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) 4,5% 7,2% 4,5% 5,8% 8,8% 6,2% 5,3% 3,0% 4,9% 4,5% Clientes não vinculados (Variação média anual) MT (Variação média anual) 5,1% 4,5% 6,0% 6,3% 4,5% 5,5% 4,2% 2,3% 4,7% 5,2% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) 5,1% 4,5% 6,0% 6,3% 4,5% 4,3% 2,3% -1,5% -23,2% -24,4% Clientes não vinculados (Variação média anual) 158,6% 125,7% 406,8% 69,8% AT (Variação média anual) 4,5% 3,7% 1,9% 3,9% -0,3% 10,2% 6,7% -1,6% 6,0% 15,8% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) 4,5% 3,7% 1,9% 3,9% -0,3% 7,5% 4,1% -1,9% 8,3% 17,9% Clientes não vinculados (Variação média anual) MAT (Variação média anual) 23,2% 2,7% -2,6% 9,4% 3,5% 2,2% 2,7% 9,8% 28,0% 9,1% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) 23,2% 2,7% -2,6% 9,4% 3,5% 2,2% 2,7% 9,8% 28,0% 9,1% Clientes não vinculados (Variação média anual) Afectação a Tarifas REN Energia afecta à TUGS e TURT Energia afecta à AEE

15 Portugal continental Quadro Evolução da procura em Portugal continental (previsões para 2005 a 2008) Unidade: GWh RUBRICAS Proposta REN e EDP Distribuição Junho Produção líquida das centrais detentoras de CAE Produtores em regime especial + EDIA Aquisições no âmbito da parcela livre Importações líquidas para clientes do Comercializador Regulado Entregas para clientes não vinculados (entrada da REN) Vendas líquidas do ACS e desvios Bombagem = EMISSÃO PARA A REDE PÚBLICA (Variação média anual) 4,2% 3,7% 4,0% 4,0% - Perdas na rede de Transporte (perdas/emissão) 1,4% 1,4% 1,3% 1,3% - Compensação síncrona Perdas na rede de Distribuição (perdas/fornecimentos) 8,5% 8,4% 8,3% 8,3% - Consumos Próprios Acertos UGS, URT + PRE não facturada mas incluída no consumo diferenças no balanço de energia eléctrica REN/EDP Distribuição = FORNECIMENTOS A CLIENTES DO COMERCIALIZADOR REGULADO E A CLIENTES NÃO VINCULADOS (Variação média anual) 4,4% 3,8% 4,1% 4,1% BT (Variação média anual) 2,5% 3,0% 3,5% 4,1% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) -1,9% -1,8% -3,4% -0,6% Clientes não vinculados (Variação média anual) 2995,8% 104,4% 73,9% 30,8% MT (Variação média anual) 4,0% 4,7% 5,2% 4,3% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) -13,8% -4,1% 7,2% -1,6% Clientes não vinculados (Variação média anual) 21,3% 10,7% 3,9% 8,0% AT (Variação média anual) 15,2% 5,4% 4,5% 3,7% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) 12,1% 5,6% 4,3% 2,4% Clientes não vinculados (Variação média anual) 261,3% 2,5% 8,9% 34,4% MAT (Variação média anual) 6,2% 3,1% 3,0% 3,3% Clientes do Comercializador Regulado (Variação média anual) 0,4% -0,8% 1,6% -1,2% Clientes não vinculados (Variação média anual) 71,4% 16,7% 42,9% Nota: Embora a REN e a EDP Distribuição tenham considerado o mesmo nível de consumo referido à emissão a repartição entre clientes do comercializador regulado e clientes não vinculados não coincide, prevendo a EDP Distribuição fornecer mais energia aos clientes não vinculados, do que as entregas para estes clientes previstas pela REN. 7

16 Portugal continental A Figura 2-2 permite visualizar a evolução da procura de electricidade e a evolução das perdas nas redes, incluindo compensação síncrona e consumos próprios para o período Da análise da figura verifica-se que a partir de 2001 os consumos em BT (clientes do comercializador regulado e clientes não vinculados) representam mais de 50% do total da emissão de energia eléctrica e que, em 2008, os clientes do não vinculados representam cerca de 26% 1 do total da emissão de energia eléctrica. Figura Procura de electricidade em Portugal continental TWh Fornecimentos em BT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em MT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em MAT e AT (clientes comerializador regulado) Perdas Distribuição + Consumos Próprios Fornecimentos em BT (clientes não vinculados) Fornecimentos em MT (clientes não vinculados) Fornecimentos em MAT e AT (clientes não vinculados) Perdas Transporte + Compensação Síncrona Emissão para a rede do SEP Estrutura 100% 90% 80% 70% 2,8% 2,4% 2,0% 1,9% 2,0% 1,9% 1,9% 1,9% 1,8% 1,6% 1,5% 1,5% 1,4% 1,4% 8,5% 8,7% 8,2% 8,3% 7,8% 7,7% 8,1% 7,3% 7,7% 7,7% 7,6% 7,5% 7,4% 7,4% 0,2% 0,4% 0,4% 0,3% 0,1% 0,4% 0,4% 0,4% 0,6% 9,7% 9,5% 9,4% 9,2% 8,6% 8,8% 8,7% 8,4% 8,5% 9,5% 10,3% 10,4% 10,5% 10,3% 0,4% 0,9% 1,9% 9,1% 14,7% 17,1% 18,2% 18,2% 18,9% 60% 29,6% 29,3% 30,0% 30,1% 29,7% 29,2% 28,4% 27,5% 20,0% 14,3% 11,8% 10,9% 11,3% 10,7% 50% 2,2% 4,3% 7,2% 9,0% 40% 30% 20% 47,1% 47,9% 48,4% 48,4% 49,7% 49,8% 49,7% 50,4% 50,0% 49,5% 46,5% 44,0% 40,9% 39,1% 10% 0% Fornecimentos em BT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em MT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em MAT e AT (clientes comerializador regulado) Perdas Distribuição + Consumos Próprios Fornecimentos em BT (clientes não vinculados) Fornecimentos em MT (clientes não vinculados) Fornecimentos em MAT e AT (clientes não vinculados) Perdas Transporte + Compensação Síncrona 1 Este valor difere do referido anteriormente por incluir perdas. 8

17 Portugal continental CONSUMOS POR NÍVEL DE TENSÃO As figuras seguintes mostram a evolução dos consumos por nível de tensão no período , onde se apresentam os valores verificados (Real), as previsões efectuadas pelas empresas reguladas desde 1998 (Tarifas 1999, Previsão Tarifas 2000, Previsão Tarifas 2001, Previsão Tarifas 2002, Previsão Tarifas 2003, Previsão Tarifas 2004 e Previsão Tarifas 2005), os valores utilizados na fixação das tarifas (Tarifas 1999, Tarifas 2000, Tarifas 2001, Tarifas 2002, Tarifas 2003, Tarifas 2004 e Tarifas 2005), as novas previsões das empresas reguladas (Previsão Tarifas 2006), bem como as taxas de variação anuais respectivas. As taxas médias referem-se ao valor médio de crescimento anual no período que se inicia em 1995 e termina no último ano da previsão. A redução do autoconsumo que tem vindo a verificar-se no País, com a adesão dum cada vez maior número de empresas à opção pela venda às redes públicas da totalidade da produção em regime especial, na sequência da publicação da Portaria 399/2002, veio introduzir um grande dinamismo na procura dirigida às redes de transporte e distribuição de energia eléctrica, em substituição do consumo de electricidade nas próprias instalações de cogeração. Os valores da PRE têm vindo a aumentar significativamente nos últimos anos, não só pelo aumento da produção deste tipo de centrais, mas principalmente pela autorização legislativa concedida em 2002 aos cogeradores de venderem toda a energia eléctrica que produzem à rede e comprarem a energia eléctrica de que necessitam à rede, aos preços dos clientes do comercializador regulado (anteriormente, os cogeradores só podiam vender ao SEP a energia eléctrica excedente). Os cogeradores eram essencialmente produtores de energia eléctrica e de energia térmica ( calor ) para consumo próprio. A energia por eles produzida e consumida localmente é classificada como autoconsumo. Este autoconsumo não é contabilizado como consumo dos clientes do comercializador regulado. A legislação publicada em 2002 veio alterar estes conceitos, na medida em que os cogeradores passam a ter um incentivo em produzir para vender à rede em lugar de produzir para autoconsumo. Esta alteração tem tido as seguintes consequências: O autoconsumo tem vindo a diminuir, sendo substituído por crescimento dos consumos dos clientes do comercializador regulado em AT, sem que isso traduza de facto um acréscimo do consumo a nível nacional (trata-se apenas de uma classificação diferente). Daqui resultam taxas de crescimento elevadas em AT nos últimos anos que não correspondem a um crescimento real do consumo. Os cogeradores passaram a vender toda a energia eléctrica que produzem à rede aos preços estabelecidos administrativamente e a comprarem a mesma energia aos preços dos clientes do comercializador regulado (substancialmente inferiores). 9

18 Portugal continental Com efeito, o fraco desempenho previstos pelo Ministério das Finanças para o nível de actividade económica, com uma taxa de crescimento de apenas 1,7% ao ano, quer do PIB quer do Consumo Privado, implica um crescimento no consumo total de electricidade no continente de apenas 2,8% ao ano. A comparação com as projecções anteriormente enviadas à ERSE, para o horizonte , mostra que apesar do menor consumo previsto para Portugal continental, a nova projecção para a energia saída da rede da EDP Distribuição, para consumos dos clientes do comercializador regulado e para clientes não vinculados, excede o valor anterior para 2007 em cerca de 3,5%, desvio essencialmente associado aos fornecimentos em Alta e Média Tensão. 10

19 Portugal continental Figura Fornecimentos em BT em Portugal continental TWh Real 13,8 14,8 15,5 16,4 17,8 18,9 19,9 20,5 21,5 22,5 Tarifas ,0 17,8 18,6 Previsão Tarifas ,2 18,1 Tarifas ,2 Previsão Tarifas ,0 19,9 Tarifas ,0 Previsão Tarifas ,9 20,9 21,9 23,0 Tarifas ,4 22,7 24,0 Previsão Tarifas ,6 21,6 Tarifas ,6 Previsão Tarifas ,3 22,1 Tarifas ,3 Previsão Tarifas ,0 22,8 23,7 24,7 Tarifas ,8 Previsão Tarifas ,1 23,8 24,6 25,6 Tx. Média 1996/ / / / / / / / / / / / /07 Real 5,6% 7,2% 4,5% 5,8% 8,8% 6,2% 5,3% 3,0% 4,9% 4,7% Tarifas ,1% 4,7% 4,2% Previsão Tarifas ,6% 5,4% 5,2% Tarifas ,7% 5,5% Previsão Tarifas ,3% 6,8% 4,8% Tarifas ,4% 5,5% Previsão Tarifas ,8% 5,2% 5,1% 4,9% 5,0% Tarifas ,4% 7,3% 5,9% 5,9% Previsão Tarifas ,8% 3,6% 4,8% Tarifas ,8% 4,8% Previsão Tarifas ,4% 3,8% 3,8% Tarifas ,5% 4,7% Previsão Tarifas ,0% 2,5% 3,4% 4,0% 4,4% Tarifas ,1% 3,4% Previsão Tarifas ,9% 2,5% 3,0% 3,5% 4,1% 11

20 Portugal continental Figura Fornecimentos em MT em Portugal continental TWh Real 8,7 9,0 9,6 10,2 10,6 11,2 11,7 12,0 12,5 13,2 Tarifas ,0 10,5 10,9 11,4 Previsão Tarifas ,7 11,1 Tarifas ,3 Previsão Tarifas ,3 11,5 Tarifas ,6 Previsão Tarifas ,7 12,0 12,4 12,8 Tarifas ,1 12,6 13,0 Previsão Tarifas ,0 12,5 Tarifas ,5 Previsão Tarifas ,4 12,9 Tarifas ,0 Previsão Tarifas ,9 13,4 13,9 14,5 Tarifas ,4 Previsão Tarifas ,7 14,4 15,1 15,7 Tx. Média 1996/ / / / / / / / / / / / /07 Real 4,8% 4,5% 6,0% 6,3% 4,5% 5,5% 4,2% 2,3% 4,7% 5,2% Tarifas ,6% 4,2% 4,9% 4,3% 3,9% Previsão Tarifas ,2% 5,2% 3,9% Tarifas ,4% 5,3% Previsão Tarifas ,8% 6,1% 1,5% Tarifas ,0% 2,7% Previsão Tarifas ,4% 4,1% 2,5% 3,3% 3,1% Tarifas ,6% 3,8% 3,5% 3,5% Previsão Tarifas ,7% 2,2% 4,8% Tarifas ,7% 4,8% Previsão Tarifas ,5% 4,0% 3,8% Tarifas ,6% 4,1% Previsão Tarifas ,4% 3,3% 3,7% 3,9% 3,9% Tarifas ,5% 3,7% Previsão Tarifas ,7% 4,0% 4,7% 5,2% 4,3% 12

21 Portugal continental Figura Fornecimentos em MAT/AT em Portugal continental 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 TWh 5,0 4,5 4,0 3,5 3, Real 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9 4,2 4,4 4,5 4,9 5,6 Tarifas ,8 4,0 4,1 Previsão Tarifas ,9 3,9 Tarifas ,0 Previsão Tarifas ,9 3,9 Tarifas ,9 Previsão Tarifas ,0 4,0 4,0 3,9 Tarifas ,1 4,0 4,1 Previsão Tarifas ,4 4,6 Tarifas ,6 Previsão Tarifas ,6 4,7 Tarifas ,7 Previsão Tarifas ,2 5,4 5,6 5,8 Tarifas ,4 Previsão Tarifas ,4 6,7 7,0 7,2 Tx. Média 1996/ / / / / / / / / / / / /07 Real 5,4% 3,5% 1,0% 4,9% 0,4% 8,6% 6,0% 0,4% 10,3% 14,3% Tarifas ,5% 1,7% 3,8% 2,4% Previsão Tarifas ,4% 1,1% 1,4% Tarifas ,5% 2,8% Previsão Tarifas ,9% 0,7% 0,7% Tarifas ,9% 0,7% Previsão Tarifas ,4% -3,9% -0,6% -0,6% -0,7% Tarifas ,7% -3,9% 0,0% 0,4% Previsão Tarifas ,4% -1,6% 4,6% Tarifas ,4% 4,6% Previsão Tarifas ,3% 2,6% 2,8% Tarifas ,3% 2,8% Previsão Tarifas ,3% 5,3% 4,3% 3,9% 3,9% Tarifas ,4% 4,3% Previsão Tarifas ,7% 13,2% 5,0% 4,2% 3,6% 13

22 Portugal continental PERDAS As Figura 2-6 e Figura 2-7 permitem analisar a evolução das perdas na rede de transporte e da sua relação com a energia eléctrica emitida para a rede pública. No período , verificou-se uma redução do valor das perdas, tanto em termos absolutos como percentuais, tendo-se mantido praticamente estáveis, em termos percentuais, nos anos seguintes. A REN prevê para 2005 a 2008 uma ligeira redução da taxa de perdas, atingindo 1,3% em Figura Perdas na Rede Nacional de Transporte 0,85 0,80 0,75 TWh 0,70 0,65 0,60 0, Real 0,77 0,70 0,60 0,60 0,66 0,68 0,71 0,72 0,74 0,68 Tarifas ,67 0,69 0,70 Previsão Tarifas ,68 0,69 Tarifas ,70 Previsão Tarifas ,70 0,72 Tarifas ,73 Previsão Tarifas ,73 0,74 0,77 0,77 Tarifas ,75 0,79 0,80 Previsão Tarifas ,72 0,77 Tarifas ,76 Previsão Tarifas ,75 0,73 Tarifas ,73 Previsão Tarifas ,71 0,78 0,79 0,79 Tarifas ,78 Previsão Tarifas ,66 0,69 0,69 0,69 14

23 Portugal continental Figura 2-7 Taxa de Perdas na rede de transporte (Perdas na rede de transporte / emissão para a rede pública x 100) 2,7% 2,5% 2,3% 2,1% 1,9% 1,7% 1,5% 1,3% Real 2,63% 2,27% 1,88% 1,78% 1,86% 1,79% 1,78% 1,76% 1,71% 1,49% Tarifas ,92% 1,88% 1,86% Previsão Tarifas ,91% 1,88% Tarifas ,88% Previsão Tarifas ,86% 1,86% Tarifas ,86% Previsão Tarifas ,86% 1,82% 1,80% 1,75% Tarifas ,79% 1,80% 1,75% Previsão Tarifas ,77% 1,79% Tarifas ,78% Previsão Tarifas ,78% 1,66% Tarifas ,66% Previsão Tarifas ,60% 1,69% 1,65% 1,59% Tarifas ,69% Previsão Tarifas ,40% 1,40% 1,35% 1,30% Na Figura 2-8 e na Figura 2-9 pode analisar-se a evolução das perdas nas redes de distribuição em relação aos fornecimentos a clientes do comercializador regulado e a clientes não vinculados (excluindo os fornecimentos em MAT). A redução da taxa de perdas nas redes de distribuição verificada em 2000 e 2002 resulta do facto de alguns produtores em regime especial, nomeadamente cogeradores, terem deixado de produzir energia 15

24 Portugal continental eléctrica devido ao elevado preço dos combustíveis e terem passado a consumir energia eléctrica proveniente da rede pública. Como os consumos se efectuam em Média Tensão originam menores níveis de perdas de energia eléctrica. A EDP Distribuição prevê uma taxa de perdas de 8,4% para 2006 e de 8,3% para 2007 e 2008 em linha com o objectivo implícito no actual cenário regulamentar de atingir um nível de perdas na rede de distribuição de 7,87% em Segundo a EDP Distribuição, os valores totais das perdas resultam da aplicação aos fornecimentos por nível de tensão das taxas médias por nível de tensão publicadas pela ERSE no documento Tarifas e preços dos serviços regulados para 1999 de 1,5% para a rede de AT, 3,5% para a rede de MT e 6,7% para a rede de BT. Os valores das perdas foram calculados depois de excluídos os acréscimos no consumo alimentado pela rede associado à energia recebida dos cogeradores uma vez que segundo a EDP Distribuição tais valores não têm perdas associadas. 16

25 Portugal continental Figura Perdas na rede de distribuição de Portugal continental 4,5 4,0 3,5 TWh 3,0 2,5 2, Real 2,45 2,65 2,57 2,76 2,76 2,88 3,19 2,95 3,26 3,45 Tarifas ,71 2,75 2,88 2,99 Previsão Tarifas ,81 2,92 Tarifas ,94 Previsão Tarifas ,52 2,88 Tarifas ,13 Previsão Tarifas ,04 3,19 3,33 3,48 Tarifas ,23 3,38 3,53 Previsão Tarifas ,15 3,30 Tarifas ,27 Previsão Tarifas ,20 3,35 Tarifas ,36 Previsão Tarifas ,38 3,50 3,64 3,79 Tarifas ,46 Previsão Tarifas ,54 3,64 3,76 3,91 17

26 Portugal continental Figura Taxa de perdas nas redes de distribuição de Portugal continental (perdas / fornecimentos a clientes do comercializador regulado e clientes não vinculados, excluindo fornecimentos em MAT) x ,5% 10,0% 9,5% 9,0% 8,5% 8,0% 7,5% 7,0% Real 9,7% 9,9% 9,2% 9,3% 8,7% 8,6% 9,1% 8,2% 8,6% 8,6% Tarifas ,0% 9,0% 9,0% Previsão Tarifas ,0% 9,0% Tarifas ,0% Previsão Tarifas ,5% 8,4% Tarifas ,0% Previsão Tarifas ,7% 8,8% 8,9% 8,9% Tarifas ,8% 8,8% 8,8% Previsão Tarifas ,7% 8,7% Tarifas ,6% Previsão Tarifas ,6% 8,6% Tarifas ,6% Previsão Tarifas ,7% 8,7% 8,7% 8,7% Tarifas ,6% Previsão Tarifas ,5% 8,4% 8,3% 8,3% 18

27 Portugal continental 2.2 REDE ELÉCTRICA NACIONAL REN ANÁLISE GLOBAL A Figura 2-10 apresenta os custos e proveitos considerados pela REN para efeitos de regulação no período assim como os valores estimados para 2005 e previstos para o período Da análise desta figura é possível verificar que os custos com a aquisição de energia eléctrica representam grande parte dos custos da REN, destacando-se os custos de aquisição aos produtores vinculados, isto é, os encargos de energia e de potência. Regista-se contudo a diminuição do peso destas rubricas nos custos totais em grande parte devido ao decréscimo dos encargos de energia, nomeadamente a partir de A diminuição destes encargos deve-se, por sua vez, ao aumento do consumo dos clientes não vinculados e consequente redução do consumo dos clientes do Comercializador regulado. Desta transferência de consumos resulta um preço médio unitário de aquisição de energia eléctrica mais elevado para abastecimento dos clientes do comercializador regulado, uma vez que os encargos de potência (fixos) pagos aos produtores com centrais de produção de energia eléctrica detentores de contratos de aquisição de energia eléctrica (CAE) são diluídos por quantidades vendidas menores. Os custos com os produtores em regime especial registam um aumento significativo devido ao crescimento da produção conjugado com o aumento dos preços unitários da PRE a partir de Estima-se que estes custos se tornem a segunda rubrica mais importante dos custos operacionais da REN, a seguir aos encargos de potência, já em É de referir que entre 2002 e 2004, a REN apresentou, para efeitos regulatórios, resultados operacionais negativos, tendência que se prevê se mantenha até Esta diminuição dos resultados operacionais, antes de ajustamentos, decorre, principalmente, do aumento do valor das aquisições aos produtores em regime especial, bem como do aumento da rubrica Outros custos operacionais menos outros proveitos operacionais e dos custos com a convergência das Regiões Autónomas. A rubrica Acertos de desvios ocorridos em anos anteriores resulta, para além dos valores calculados pela REN relativos aos ajustamentos aos proveitos permitidos previstos no Regulamento Tarifário, da inclusão de desvios tarifários por ela considerados relativos aos terrenos das centrais, que não foram reconhecidos pela ERSE até à definição das Tarifas para

28 Portugal continental Figura Custos e proveitos operacionais da REN (preços correntes) EUR Resultados operacionais antes de ajustamentos -600 Acerto de desvios ocorridos em anos anteriores Custos com a convergência tarifária (sobrecusto Regiões Autónomas) Out. custos operacionais - Out. proveitos operacionais Amortizações restantes da REN (líq. de amort. das comparticipações) -99,9-55,4 169,8 178,9-43,1 171,9 828,6 206,1 138,8 200,0 150,3-200,1-282,8-236,7-362,7-536,6-16,0 0,0 0,0 0,0 0,0 54,3 68,5 76,3 76,3 76,3 76,3 39,7 28,9 35,5 25,2 47,7 52,7 57,9 59,7 60,8 47,0 49,4 50,8 55,7 57,2 58,8 66,5 77,0 98,5 Amortizações dos terrenos das centrais 16,1 16,1 15,7 15,7 15,7 15,7 15,8 15,7 0,0 Saldo Importador 9,4-8,2-6,6-79,7-12,1-0,4 0,0 0,0 0,0 Contratos de interruptibilidade 16,6 23,8 25,5 26,7 26,6 37,9 37,9 37,9 37,9 Diferencial da correcção de hidraulicidade 2000 REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 11,2 48,9-76,1 71,9-32,6-53,0 0,0 0,0 0,0 Produtores em regime especial 130,8 154,9 198,4 276,8 370,0 566,8 798,6 978,2 1163,8 CAE - Encargo de Energia 587,0 663,6 757,4 517,0 581,0 479,4 341,5 376,7 376,7 CAE - Encargo de Potência 1083,6 1107,5 1131,6 1148,8 1148,6 1124,2 1124,4 1134,5 1134, Real 2005 REN Nota: Os encargos de energia não incluem os encargos relativos aos serviços auxiliares referidos nos CAE. Fonte: REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN 20

29 Portugal continental Na Figura 2-11 é apresentada a evolução entre 2000 e 2008 dos custos operacionais da REN desagregada nas várias parcelas não respeitantes à energia eléctrica adquirida. É patente a estabilidade no crescimento destes custos. Grande parte destes custos refere-se ao imobilizado em exploração, isto é, às amortizações. Estas aumentam substancialmente ao longo do período analisado, prevendo-se que passem de cerca de 54% dos custos totais operacionais líquidos em 2000, não considerando os custos com a energia eléctrica adquirida, para mais de 80% desses custos em Figura Custos operacionais da REN sem custos da electricidade entrada (preços correntes) EUR REAL 2001 REAL 2002 REAL Restantes custos operacionais Fornecimentos e serviços externos Custos com o pessoal Amortizações do exercício REAL 2004 REAL 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN Fonte: REN A evolução dos investimentos anuais a custos técnicos da REN, desagregados por actividade, pode ser observada na Figura 2-12, na qual se verifica que a grande maioria dos investimentos empresa pertencem à actividade de Transporte de Energia Eléctrica (TEE), representando cerca de 82%, em 2000, e mais de 92%, entre 2002 e 2008, do total dos investimentos. Regista-se igualmente o aumento significativo dos investimentos na actividade de Gestão Global do Sistema (GGS) ocorridos em 2003 e estimados para Este último aumento na actividade de GGS deve-se fundamentalmente aos investimentos em edifícios. 21

30 Portugal continental Figura Investimentos a custos técnicos (preços correntes) 250 3,6 2,4 1,6 5, EUR ,4 0,5 0,3 195,0 212,5 211,8 208,6 50 0,8 2,0 96,2 113,2 129,6 37,6 65,1 0 7,3 2,5 2,4 4,7 4,6 12,0 7,8 6,0 6, REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL Gestão Global do Sistema Transporte de Energia Eléctrica Aquisição de Energia Eléctrica 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN Fonte: REN 22

31 Portugal continental A Figura 2-13 apresenta os valores desagregados por actividade do imobilizado não comparticipado líquido de amortizações da REN e permite evidenciar o peso do imobilizado da actividade de Transporte de Energia Eléctrica face ao total. O aumento significativo do imobilizado afecto à actividade de Transporte de Energia Eléctrica, a partir de 2002, está relacionado com o investimento na construção e reconversão de novas linhas. A REN prevê que esta tendência se acelere nomeadamente a partir de 2007, com o investimento no reforço da capacidade de interligações. Assim, em 2001, o imobilizado afecto à actividade de Transporte de Energia Eléctrica representava 55% do imobilizado total da REN, sendo que a REN prevê que em 2008 esse peso passe a representar 77% do total. 23

32 Portugal continental Figura Imobilizado líquido de amortizações e comparticipações (preços correntes) EUR ,9 673,9 763,6 823,9 895,3 1038,6 1196,4 1340,8 1479, ,2 59,1 51,9 44,2 42,3 51,1 51,6 49,9 48,5 504,0 489,6 474,3 458,2 442,2 422,9 409,6 395,3 385, REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN Aquisição de Energia Eléctrica Gestão Global do Sistema Transporte de Energia Eléctrica Fonte: REN 24

33 Portugal continental ANÁLISE DESAGREGADA POR ACTIVIDADES ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Conforme foi referido anteriormente, os custos afectos a esta actividade representam a maior parte dos custos da REN, sendo analisados de seguida. AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA AOS PRODUTORES VINCULADOS O custo da energia adquirida aos produtores vinculados constitui a parcela mais importante do custo total da energia adquirida pela REN para abastecimento dos consumos dos clientes do Comercializador regulado. A aquisição, pela REN, da energia eléctrica aos produtores do SEP está enquadrada pelos Contratos de Aquisição de Energia, CAE. O fim dos CAE que acompanhará a liberalização do mercado está anunciada e prevista para um futuro próximo. Pelo facto de não terem sido ainda verificadas até à data as condições que permitem a cessação dos CAE, as previsões da evolução dos custos com a actividade de Aquisição de Energia Eléctrica apresentadas neste capítulo são feitas com base no estipulado nos CAE, permitindo comparar os custos previstos com os verificados nos últimos anos. Assim, o Quadro 2-3 apresenta a evolução dos custos da energia eléctrica decorrentes dos CAE previstos pela REN para 2006 a 2008, e compara com os valores estimados para 2005 e com os valores ocorridos em 2003 e Estes custos resultam da soma do encargo de potência, que remunera o investimento e a disponibilidade das centrais, com o encargo de energia que remunera, principalmente, a energia eléctrica produzida, bem como os serviços de sistema fornecidos. Observa-se uma diminuição dos encargos totais de quase 16% prevista para 2008, relativamente ao valor estimado para Entre 2005 e 2006, a diminuição prevista já é significativa, correspondendo a 9,6%. Este decréscimo deve-se primordialmente à descida do encargo de energia, com maior destaque para o caso da Turbogás, em resultado do aumento do custo do gás natural. 25

34 Portugal continental Quadro Encargos com a aquisição de energia eléctrica estipulados nos CAE (preços correntes) Verificado Estimativa Previsões (1) 2005 (2) Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) (4) Unidade: 10 6 EUR Evolução [(4)-(2)]/(2) CPPE ,4% ,5% ,5% Tejo Energia ,0% ,0% ,7% Turbogás (a) ,2% ,6% ,2% Total ,8% ,6% ,9% Notas: Os custos assim considerados incluem encargos com serviços auxiliares referidos nos CAE e não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. (a) Incluem uma penalização contratual de 499 mil euros e o Acordo de Gestão de Consumo (AGC). Fonte: REN O Quadro 2-4 complementa o quadro anterior, apresentando para o mesmo período a evolução dos custos médios unitários decorrentes dos CAE. A energia eléctrica considerada para cálculo destes custos médios unitários é a energia eléctrica emitida para a rede de transporte pelos centros electroprodutores de cada uma das empresas. Verifica-se que os custos médios unitários previstos pela REN para 2006 são, ligeiramente, inferiores em 0,9% às estimativas dos custos médios unitários para Contudo, entre 2005 e 2008, a REN prevê que os custos médios unitários aumentem 3,6%, no conjunto das centrais com CAE, resultado do decréscimo dos consumos dos clientes do Comercializador regulado. Registe-se o forte aumento previsto do custo médio unitário da energia eléctrica adquirida à Turbogás, de 30,1% entre 2005 e 2006, e de quase 97% entre 2005 e Em contrapartida, a REN prevê que o custo médio da energia eléctrica adquirida à CPPE diminua em 8,6%, entre 2005 e 2006, e em 6,8%, entre 2004 e Quadro Custos médios dos CAE (preços correntes) Unidade: /MWh Verificado (1) 2005 (2) Estimativa Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) Previsões (4) Evolução [(4)-(2)]/(2) CPPE 44,09 58,04 67,43 16,2% 61,61-8,6% 61,95 62,88-6,8% Tejo Energia 53,79 56,28 47,48-15,6% 48,19 1,5% 51,71 46,88-1,3% Turbogás (a) 48,97 47,88 56,20 17,4% 73,12 30,1% 82,83 110,60 96,8% SEP 45,94 55,78 61,74 10,7% 61,16-0,9% 62,94 63,95 3,6% Notas: Os custos assim considerados incluem encargos com serviços de sistema referidos nos CAE e não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. (a) Incluem uma penalização contratual de 499 mil euros e o acordo AGC. Fonte: REN 26

35 Portugal continental As previsões a preços constantes permitem tirar conclusões um pouco diferentes. De facto, a evolução das previsões da REN relativa aos custos totais de aquisição de energia eléctrica às centrais com CAE, a preços de , apresentada na figura Figura 2-14, evidencia que a diminuição dos custos totais não se efectua de uma forma constante. Assim, os custos totais aumentaram em 2004, estimando a REN que esta tendência se volte a repetir em 2005, fruto do aumento do encargo de energia. Este facto decorre do grande aumento dos custos com combustíveis. 2 Consideram-se para este efeito a taxa de inflação verificada em Junho ,1%; e as taxas de inflação previstas pela REN para o período ,1%. 27

36 Portugal continental Figura Custos de aquisição de energia eléctrica com os CAE (preços constantes de 2005) EUR Encargos de Energia (Custos Variáveis) Encargos de Potência (Custos Fixos) Custos Totais Notas: Os custos assim considerados incluem encargos com serviços de sistema referidos nos CAE e não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. No caso da Turbogás, incluem o Acordo de Gestão de Consumo e a dedução de 499 mil euros de penalidades contratuais. Fonte: REN 28

37 Portugal continental Dado o número de variáveis com impacto na evolução dos custos de aquisição de energia eléctrica decorrentes dos CAE, importa analisar separadamente as suas componentes: os encargos de potência e os encargos de energia. Para além da disponibilidade dos centros electroprodutores e do ritmo de amortização dos seus activos, a evolução do encargo de potência depende do comportamento das diferentes variáveis monetárias às quais o investimento a remunerar está indexado. No Quadro 2-5 apresentam-se os valores previstos para as variáveis monetárias utilizadas nas previsões da REN para os encargos de potência, bem como os valores médios verificados em 2004 e os últimos valores disponíveis destas variáveis monetárias. O Quadro 2-5 mostra que os valores médios previstos pela REN para as taxas de juro de curto prazo são superiores aos últimos valores verificados a 1 de Setembro de 2005 para as taxas de juros de curto prazo Euribor. Estas taxas são utilizadas como indexantes para o cálculo dos encargos de potência da Tejo Energia e da Turbogás. Também se pode observar que a partir de 2006, a variação prevista do Índice de Preços no Consumidor, sem habitação, IPC-H em Portugal continental, é igual à variação verificada em Julho de O IPC-H é de grande importância na determinação do encargo de potência, principalmente no caso do encargo de potência da CPPE. Quadro Principais variáveis monetárias utilizadas no Encargo de Potência Verificado em 2004 Últimos dados Valores implícitos nas previsões 2005 da REN Valores implícitos nas previsões 2006 da REN Valores implícitos nas previsões 2007 e 2008 da REN Taxa de Inflação Portugal 2,30% (a) 2,10% (d) 2,3% 2,1% 2,1% Taxa de Inflação U.E. 2,10% (b) 2,10% (e) 2,0% 1,5% 1,5% Taxas de juro curto prazo 2,11% (c) [2,11%;2,13%] (f) 2,15% 3,0% 3,5% ; 3,6% (g) Notas: (a) IPC-H média nacional do ano, dados INE; (b) IHPC EU-15 média do ano dados Eurostat; (c) Média anual das taxas de juro de curto prazo, área Euro,dados OCDE "Main Economic Indicators June 2005"; (d) IPC-H média anual, Portugal Julho dados INE; (e) HICP média anual, Julho dados do Eurostat (f) Euribor 1 e 3 meses em 1/09/2005 dados Banco de Portugal; (g) Valores 2007 e 2008, respectivamente. Fonte: REN No Quadro 2-6 comparam-se os valores do encargo de potência previstos para o período compreendido entre 2006 e 2008, com os valores estimados para 2005, bem como, com os verificados em 2003 e em Observa-se um crescimento quase nulo do valor previsto do encargo de potência para 2006, relativamente às estimativas para 2005, e um crescimento de 0,9% para 2008, relativamente a Verifica-se também o decréscimo do encargo de potência da Tejo Energia contemplada no seu respectivo CAE a partir de Abril de 2005, reflectindo-se integralmente no encargo de potência a partir de Registe-se o aumento previsto de 8,2% do encargo de potência da Turbogás, entre 2005 e

38 Portugal continental Quadro Encargo de Potência (preços correntes) Verificado Estimativa Previsões Unidade: 10 3 EUR (1) 2005 (2) Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) (4) Evolução [(4)-(2)]/(2) CPPE ,3% ,0% ,0% Tejo Energia ,7% ,0% ,3% Turbogás ,6% ,8% ,2% Total ,1% ,0% ,9% Nota: (a) Estão deduzidos 499 mil euros de penalidades contratuais. Fonte: REN A outra componente dos custos totais, o encargo de energia, depende essencialmente de duas variáveis: o preço dos combustíveis e a emissão de energia eléctrica das centrais termoeléctricas. Em relação ao preço dos combustíveis, o Quadro 2-7 apresenta as previsões da REN para os anos de 2006 a 2008, o valor estimado para 2005 e o valores ocorridos em 2003 e 2004 do custo unitário do combustíveis consumidos nos principais centros produtores termoeléctricos. Registe-se o forte aumento do custo unitário do fuelóleo estimado para 2005, de cerca de 17% e previsto para o período , de 22%. Observa-se igualmente que a REN prevê que o custo unitário do carvão diminua entre 2005 e 2008, mostrando que a REN considera que o aumento verificado no custo do carvão nos últimos anos foi, em parte, conjuntural. Da observação deste quadro, destaca-se igualmente o aumento previsto pela REN do custo unitário do gás natural. Quadro Custo dos combustíveis consumidos nos principais centros produtores termoeléctricos (preços correntes) Verificado Estimativa Previsões (1) 2005 (2) Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) (4) Evolução [(4)-(2)]/(2) Fuelóleo Carregado fuelóleo (a) /t ,9-211,0 17% 214,8 219,0 22% Setúbal /t 163,1 152,7 178,1 17% 207,8 17% 200,7 197,9 11% Gás Natural Turbogás /10 3 m 3 188,3 186,2 228,6 23% 250,0 9% 243,4 238,2 4% Carvão Tejo Energia /tec 49,9 63,8 74,3 17% 76,5 3% 73,3 70,1-6% Sines /tec 41,6 62,0 64,4 4% 65,5 2% 62,8 59,4-8% Notas: (a) Não há dados para 2002 e 2003 que permitam diferenciar os custos com os consumos de gás natural e de fuelóleo. Fonte: REN A Figura 2-15 apresenta a evolução mensal do encargo de energia mensal por unidade de energia eléctrica emitida, isto é, do seu custo variável unitário mensal, tendo-se agrupado as centrais termoeléctricas por tipo de combustível consumido. 30

39 Portugal continental Figura Custo variável unitário mensal da energia eléctrica emitida por combustível consumido (preços correntes) AGC 60 /MWh Ja n- 02 Ma r- 02 Ma i- 02 J ul- 02 Se t- 02 No v- 02 Ja n- 03 Ma r- 03 Ma i- 03 J ul- 03 Se t- 03 No v- 03 Ja n- 04 Ma r- 04 Ma i- 04 J ul- 04 Se t- 04 No v- 04 Ja n- 05 Ma r- 05 Ma i- 05 J ul- 05 Se t- 05 No v- 05 Ja n- 06 Ma r- 06 Ma i- 06 J ul- 06 Se t- 06 No v- 06 Ja n- 07 Ma r- 07 Ma i- 07 J ul- 07 Se t- 07 No v- 07 Ja n- 08 Ma r- 08 Ma i- 08 Verificado/Previsto Centrais a Fuelóleo Centrais a Carvão Centrais a Gás Natural Fonte: REN Esta figura evidencia a volatilidade dos custos variáveis das centrais que consomem fuelóleo e gás natural. No caso das centrais a gás natural, grande parte da volatilidade é provocada pelos pagamentos à Transgás, no âmbito do Acordo de Gestão do Consumo (AGC) 3. Excluindo estes pagamentos, o encargo de energia unitário das centrais que consomem gás natural ter-se-ia situado em torno de 30 /MWh entre 2002 e No período compreendido entre 2005 e 2006, prevê-se que este encargo se situe entre 36 /MWh e 49 /MWh. A REN prevê que a volatilidade dos encargos de energia unitários mensais se prolonga até ao final do período, consequência da estrutura de pagamentos dos outros encargos variáveis que entram na formação do custos unitário, incluindo os pagamentos relativos ao AGC. No caso das centrais que consomem fuelóleo, os valores ocorridos, embora bastante voláteis, permitem observar uma tendência de acréscimo do encargo de energia, que passou de 30 /MWh, no princípio de 2002, para valores acima de 45 /MWh, no início de A REN prevê que o encargo de energia unitário evolua em torno de 55 /MWh a partir de meados de Regista-se que a REN prevê igualmente a existência de consumos residuais ou nulos de fuelóleo em alguns períodos a partir de 3 Acordo assinado entre a Transgás e a REN, em que esta última é obrigada a despachar centrais com CAE tendo em conta quantidades contratuais e preços predefinidos que garantem uma determinada remuneração dos capitais próprios da Transgás. 31

40 Portugal continental 2006, para os quais, por este motivo, não se apresenta valores do custo unitário do encargo de energia das centrais a fuelóleo. Por seu lado, o custo variável unitário da energia eléctrica emitida pelas centrais a carvão é comparativamente mais estável, nomeadamente até 2003, período durante o qual se situou a volta dos 15 /MWh. Desde então, o encargo de energia unitário aumentou nas centrais a carvão, prevendo a REN que estabilize à volta de 23 /MWh, a partir do final de O Quadro 2-8 apresenta os valores da energia eléctrica emitida pelas centrais térmicas do SEP, previstos pela REN. Observa-se uma diminuição na energia eléctrica emitida pelas centrais térmicas entre 2005 e 2006, de cerca de GWh. A REN prevê que esta tendência se mantenha até 2008, ano em que a REN calcula que a energia eléctrica emitida pelas actuais centrais do SEP seja inferior a GWh. A diminuição da energia eléctrica emitida é mais acentuada nas centrais que consomem fuelóleo, cuja produção se aproxima de zero em Em 2002, a central de Setúbal produziu 1854 GWh, prevendose que em 2008 venha a emitir 50 GWh. A central de ciclo combinado da Turbogás também vê diminuir a sua produção ao longo do período analisado. Assim, para 2008, a REN prevê que a energia eléctrica a emitir por esta central seja menos de metade da emitida em Quadro Energia eléctrica emitida pelas centrais térmicas Verificado Estimativa Previsões (1) 2005 (2) Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) (4) Unidade: 10 3 euros Evolução [(4)-(2)]/(2) CPPE % % % Tejo Energia % % % Turbogás % % % Total % % % Nota: Energia emitida líquida da energia eléctrica fornecida pela REN às centrais. Fonte: REN A diminuição das previsões da energia eléctrica emitida pelas centrais reflecte-se, obviamente, no encargo de energia. O Quadro 2-9 mostra que a REN prevê que o encargo de energia real (sem ser corrigido do efeito de hidaulicidade) diminua 25%, entre 2005 e 2006, e que diminua cerca de 44%, entre 2005 e 2008, sendo nesse ano menos de metade do verificado em Recorda-se que a REN prevê que o custo unitário dos combustíveis seja superior em 2008, comparativamente com o verificado em 2003 e em 2004, para todas as principais centrais com excepção da central a carvão da Tejo Energia. Assim, o efeito no 32

41 Portugal continental encargo de energia da diminuição da produção superam, largamente, as consequências do aumento expectável dos custos dos combustíveis. Quadro Encargo de Energia (preços correntes) Verificado Estimativa Previsões (1) 2005 (2) Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) (4) Unidade: 10 3 euros Evolução [(4)-(2)]/(2) CPPE % % % Tejo Energia % % % Turbogás % % % Total % % % Notas: Os custos aqui considerados incluem encargos com serviços auxiliares referidos nos CAE e não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. No caso da Turbogás, incluem o Acordo de Gestão de Consumo. Fonte: REN No Quadro 2-10, os valores do encargo de energia verificado em 2003 e 2004 e estimado para 2005 estão corrigidos da hidraulicidade, isto é, o encargo de energia não está influenciado pelas flutuações verificadas nas afluências hidrológicas. Assim, anulados os efeitos decorrentes de 2004 ter sido um ano mais seco do que o normal e do primeiro trimestre de 2005 ter sido muito seco 4, observa-se que o aumento entre 2003 e 2004 do encargo de energia corrigido da hidraulicidade é ligeiramente menor do que o registado no Quadro 2-9. Quadro Encargo de Energia corrigido da hidraulicidade (preços correntes) Verificado (1) 2005 (2) Unidade: 10 3 EUR Estimativa Evolução [(2)-(1)]/(1) Encargo de Energia líquido da correcção de hidraulicidade % Notas: Os custos aqui considerados incluem encargos com serviços auxiliares referidos nos CAE e não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. No caso da Turbogás, incluem o Acordo de Gestão de Consumo. Fonte: REN O Quadro 2-11 compara as previsões da REN para os encargos de energia por unidade de energia eléctrica emitida pelas centrais com CAE até 2008, com o verificado em 2003 e Observa-se que a REN prevê uma diminuição do encargo de energia unitário entre 2005 e 2008, de quase 12%, e de 1,9%, entre 2005 e Registe-se, contudo, que esta diminuição se deve ao crescimento substancial do peso relativo da produção das centrais a carvão no total da energia eléctrica produzida. De facto, sendo 4 Em 2005, os valores dizem respeito a dados reais até Março de

42 Portugal continental o encargo de energia unitário das centrais a carvão inferior ao das restantes centrais, uma maior utilização destas unidades de produção ocasiona uma descida do valor total do custo unitário de produção. Quadro Encargo de Energia por unidade de energia eléctrica emitida (preços correntes) Verificado Estimativa Previsões (1) 2005 (2) Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) (4) Unidade: /MWh Evolução [(4)-(2)]/(2) CPPE (térmicas) 22,22 25,58 28,28 10,6% 25,55-9,7% 24,18 22,21-21,5% Tejo Energia 16,54 21,40 24,74 15,6% 25,62 3,5% 25,96 23,57-4,8% Turbogás 30,66 31,30 39,92 27,5% 45,76 14,6% 47,02 54,51 36,5% SEP 23,21 26,33 30,85 17,2% 30,27-1,9% 29,27 27,18-11,9% Notas: Os valores dizem respeito a energia eléctrica emitida (considerou-se que a energia fornecida às centrais térmicas da REN é de 45 GWh entre 2005 e 2008). Os encargos aqui considerados incluem os serviços auxiliares referidos nos CAE. Não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. No caso da Turbogás incluem o Acordo de gestão de Consumo. Fonte: REN A Figura 2-16 apresenta-se a evolução anual dos encargos de energia por unidade de energia eléctrica emitida entre 2005 e Esta figura salienta a diminuição prevista nos custos variáveis de produção do conjunto das centrais com CAE, com excepção do segundo trimestre de Salienta-se que os valores apresentados na Figura 2-16 até Março de 2005 correspondem a valores reais. 34

43 Portugal continental Figura Encargos de energia unitários (valores mensais) (preços correntes) /MWh Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Notas: Os valores dizem respeito a energia eléctrica emitida líquida da energia fornecida pela REN às centrais. Incluem encargos com serviços auxiliares referidos nos CAE. Não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. No caso da Turbogás incluem o Acordo de Gestão de Consumo. Fonte: REN AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA NO ESTRANGEIRO E A PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL Para além da aquisição de energia eléctrica aos produtores vinculados, para consumo dos clientes do Comercializador regulado a REN também adquire energia eléctrica no estrangeiro e, sobretudo, aos produtores em regime especial. O Quadro 2-12 ilustra este facto, evidenciando também a diminuição do consumo dos clientes do comercializador regulado verificada e prevista, bem como o importante aumento do consumo dos clientes não vinculados. Este quadro também mostra que a diminuição da produção de energia eléctrica com origem em produtores vinculados é, em grande parte, compensada pelo aumento da produção na PRE. 35

44 Portugal continental Quadro Energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador regulado referido à emissão Verificado (1) 2005 (2) Estimativa Evolução [(2)-(1)]/(1) 2006 (3) Evolução [(3)-(2)]/(2) Previsões (4) Unidade:GWh Evolução [(4)-(2)]/(2) Energia eléctrica emitida térmica (a) % % % Energia eléctrica emitida hídrica líquida de bombagem (a) % % % Produção em regime especial (EDIA a partir de 2004) % % % Importações - exportações de energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador Regulado Parcela Livre % Aquisição de energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador Regulado referido à emissão % % % Aquisição de energia eléctrica para consumo dos clientes não vinculados referido à emissão % % % Nota: (a) Energia eléctrica líquida da energia eléctrica fornecida pela REN às centrais. Fonte: REN Os produtores em regime especial estão, na sua grande maioria, ligados fisicamente à rede de distribuição, contudo o custo com a energia eléctrica adquirida a estes produtores é suportado pela REN. A Figura 2-17 mostra que a aquisição de energia eléctrica aos produtores em regime especial tem aumentado significativamente. Observa-se igualmente que, a partir de 2003, o custo da aquisição aos produtores em regime especial cresceu com mais intensidade do que a respectiva energia eléctrica adquirida a estes produtores, isto é, o seu custo unitário tem aumentado. A REN prevê que esta tendência se mantenha até Este facto deve-se a alterações da metodologia de cálculo da remuneração da energia eléctrica produzida pela PRE e às previsões de evolução de alguns indexantes desta remuneração, nomeadamente do preço do fuelóleo. Desde 2004, a energia eléctrica emitida pela central do Alqueva (EDIA) é obrigatoriamente adquirida pela REN e paga a um preço preestabelecido, o que confere a este aproveitamento um estatuto próximo de um produtor em regime especial. A REN prevê que a produção do Alqueva represente 3,5% da produção dos PRE em A preços correntes, a REN estima que os custos com os PRE cresçam mais de 50% entre 2004 e 2005 e cerca de 105% entre 2005 e

45 Portugal continental Figura Aquisições a Produtores em Regime Especial e a EDIA (preços constantes de 2005) EUR GWh Euros GWh Euros GWh Nota: Os valores dos PRE incluem a EDIA a partir de 2004 Fonte: REN, INE 37

46 Portugal continental A Figura 2-18 apresenta o valor de energia eléctrica adquirida e vendida pela REN através das interligações com Espanha, contabilizado como saldo importador (aquisição de energia eléctrica para consumos dos clientes do Comercializador regulado menos venda de energia eléctrica produzida por centrais com CAE) verificado entre 2000 e 2004, e o estimado para 2005 e previsto até Os saldos importadores de energia eléctrica reflectem principalmente as oportunidades de trocas comerciais com o mercado espanhol. Figura Importação - Exportação de energia eléctrica dos clientes do Comercializador regulado EUR GWh Importações - Exportações (Euros) Importações - exportações (GWh) Fonte: REN A Figura 2-19 sintetiza parte do referido anteriormente ao apresentar a evolução ocorrida e prevista do preço médio 7 da energia eléctrica adquirida pela REN a preços constantes de 2005, bem como a evolução das parcelas que compõem este preço. Após se ter registado um forte aumento de cerca de 11 /MWh entre 2003 e 2005, o preço médio de aquisição de energia eléctrica pela REN deverá evoluir de uma forma mais moderada, passando de 65,9 /MWh, em 2006, para 66,9 /MWh, em Salienta-se igualmente a tendência de afastamento progressiva do preço médio de aquisição de energia eléctrica em relação ao preço médio de aquisição 6 Esta figura não inclui os valores dos ganhos comerciais da REN. 7 Este preço é calculado com base no valor das aquisições de energia eléctrica às centrais de produção de energia eléctrica detentoras de CAE corrigidas da hidraulicidade e à PRE. 38

47 Portugal continental às centrais com contratos de vinculação (CAE), que é provocada pela conjugação do aumento do preço médio de aquisição aos PRE com o aumento do peso da energia eléctrica adquirida às centrais de produção de energia eléctrica em regime especial no conjunto da energia eléctrica adquirida pela REN. 39

48 Portugal continental Figura Preço Médio Unitário de Aquisição de Energia Eléctrica pela REN (preços constantes de 2005) ,6 82,4 82,4 82,7 79,0 78,7 75, ,2 /MWh ,1 57,0 56,7 55,7 54,9 54,0 55,5 50,1 52,8 59,3 55,9 64,2 59,9 65,9 59,9 66,3 60,3 66,9 60, Preço médio de aquisição às centrais detentoras de contratos de aquisição de energia (CAE) corrigido da hidraulicidade Preço médio de aquisição aos PRE Preço médio global de aquisição Fonte: REN 40

49 Portugal continental A Figura 2-20 apresenta a evolução dos custos com aquisição de energia eléctrica repartidos consoante a origem da aquisição. Esta figura realça a diminuição do peso dos custos com aquisição às centrais detentoras de CAE, cujo decréscimo se deve aos encargos de energia. O aumento dos custos com a aquisição aos produtores em regime especial é igualmente realçado nesta figura. 41

50 ,0 0, ,0 1 ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental Figura Custos da Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (preços correntes) ,2 309,1 219,8 199,3 171, EUR ,0 912,9 409,7 922,2 833,0 923,6 830,1 922, , ,8 154,4 192,9 258,7 102,1 111,3-32,6-1,5 251,8 178,3 118,2 145,6 108,5 101,0 108,0 107,4 108,6 157,1 102,7 95,6 106,6 110,7 111,1-34,4 100,2 100,7 148,1 162, CPPE - encargos fixos CPPE- encargos variáveis Tejo Energia - encargos fixos Tejo Energia- encargos Turbogás - encargos fixos Turbogás- encargos variáveis Correcção de Hidraulicidade Produtores Regime Es Sobrecusto Importações e aq. SENV(+)/exportações e vendas SENV (-)* Nota: Os encargos aqui considerados incluem encargos com serviços de sistema referidos nos CAE. Não estão deduzidos dos proveitos com energia eléctrica fornecida aos centros electroprodutores também contemplados nos CAE. Fonte: REN 42

51 Portugal continental RESTANTES CUSTOS OPERACIONAIS Os restantes custos operacionais da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, ocorridos entre 2000 e 2004, assim como os valores estimados para 2005 e previstos até 2008 são apresentados na Figura Verifica-se que a rubrica com maior peso respeita às amortizações do imobilizado em exploração, que se apresentam bastante estáveis. 43

52 Portugal continental Figura Custos operacionais da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica excluindo os custos com a aquisição de energia eléctrica (preços correntes) EUR REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL Restantes custos operacionais Fornecimentos e serviços externos Custos com o pessoal Amortizações do exercício REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN Fonte: REN 44

53 Portugal continental ACTIVIDADE DE GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA Na Figura 2-22 apresentam-se os custos de exploração relacionados com esta actividade, isto é, as funções de Gestor de Sistema, Gestor de Ofertas e Acerto de Contas. 45

54 Portugal continental Figura Custos de exploração da actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes) EUR REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN Restantes custos operacionais Fornecimentos e serviços externos Custos com o pessoal Amortizações do exercício líquido da amortização do imobilizado comparticipado Fonte: REN Para além destes custos, a actividade de Gestão Global do Sistema também inclui, desde 2003, o custo com a convergência tarifária das Regiões Autónomas. A Figura 2-23 mostra que o custo com a 46

55 Portugal continental convergência tarifária das Regiões Autónomas correspondeu a cerca de 68,5 milhões de euros em 2004, sendo os valores previstos a partir de 2005 de cerca de 76 milhões de euros. Figura Custos com a convergência tarifária Eur REAL 2004 REAL 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN A Figura 2-24 apresenta a evolução do valor dos investimentos a custos técnicos imputados à actividade de Gestão Global do Sistema. Regista-se o crescimento significativo dos investimentos em 2004 relacionados com investimentos na rede de telecomunicações de segurança. É de salientar, igualmente, o investimento anormalmente elevado na rubrica Outros estimado pela REN para 2005 nesta actividade, que inclui o valor de milhões de euros correspondente à quota parte (19,5%) do valor da aquisição do edifício sede da REN, imputada a esta actividade. 47

56 Portugal continental Figura Investimentos a custos técnicos na actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes) EUR REAL REAL REAL REAL REAL , REN 1378, REN REN REN Gestor de ofertas Gestor do sistema Outros Telecomunicações Sistema de telecontagem Fonte: REN Na Figura 2-25 é apresentada a evolução recente dos custos transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica para a actividade de Gestão Global do Sistema, relacionados com o sobrecusto de 48

57 Portugal continental aquisição de energia eléctrica aos produtores em regime especial e com custos dos serviços de sistema fornecidos pelos produtores vinculados, nomeadamente com os reguladores das centrais e com a reserva girante. A análise desta figura permite verificar que até 2003, os custos relacionados com a reserva girante são a maior componente da parcela dos custos transferidos da AEE para GGS até A partir de 2004, a parcela do sobrecusto de aquisição à PRE passa a ser a principal parcela dos custos transferidos. Refira-se que em 1999 a parcela do sobrecusto de aquisição à PRE representava apenas 19% do total dos custos transferidos da AEE para GGS e que se estima que em 2005 esta parcela represente quase 64% do total destes custos. O valor do sobrecusto de PRE é, anormalmente, negativo em Este facto decorre do modo como a REN calcula o preço médio da aquisição da energia para consumo dos clientes do Comercializador regulado. O preço médio é calculado com base na soma do custo médio da aquisição de energia eléctrica e do custo médio do uso da rede de transporte. Para 2006, a REN prevê um preço médio de referência muito acima do normal (86,4 /MWh), porque espera recuperar o desvio relativo à remuneração acumulada dos terrenos das centrais, o que não corresponde à realidade na medida em que, de acordo com o Regulamento Tarifário, estes custos são recuperados na actividade de Gestão Global do Sistema e não na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica. Assim, o valor previsto pela REN para o preço médio é de tal modo elevado que torna o sobrecusto erradamente negativo. 49

58 Portugal continental Figura Custos transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica para a actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes) ,1 148,1 162, , EUR 72, ,9 17,5 26, ,3 60,4 59,3 74,7 75,0 71,8 72,3 73,4 75,5 0 10,8 11,1 12,8 11,5 11,5 11,2 11,2 11,3 11,3 4,0 4,0 3,4 4,3 5,6 6,9 7,0 7,1 7, REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN 34, Sobrecusto de aquisição a produtores em regime especial Custo da reserva girante Reguladores das centrais Arranques Fonte: REN 50

59 Portugal continental ACTIVIDADE DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA A Figura 2-26 evidencia a evolução dos custos de exploração da actividade de Transporte de Energia Eléctrica. Da análise desta figura conclui-se que na actividade de Transporte de Energia Eléctrica predominam os custos com as amortizações que, até 2004, representaram cerca de 56% do total destes custos operacionais e cujo peso a REN prevê que aumente, até atingir 60% em O reforço do peso deste custo resulta do aumento dos investimentos previstos na Rede Nacional de Transporte. 51

60 Portugal continental Figura Custos de exploração da actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) EUR REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN Amortizações do exercício Fornecimentos e serviços externos Custos com o pessoal Restantes custos operacionais Fonte: REN Além destes custos, existem custos que são transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, relativos à compensação síncrona. Como evidencia a Figura 2-27, a REN estima que estes 52

61 Portugal continental custos sejam de aproximadamente 697 mil euros, em 2005, prevendo que sejam de 932 milhares de euros em 2006, diminuindo para 719 milhares de euros, em Esta evolução decorre do aumento do custo unitário previsto pela REN na valorização de energia emitida pela Tapada do Outeiro, pertencente à Turbogás. Segundo a REN, embora até Março de 2005 as centrais da Tapada do Outeiro da Turbogás e a de Tunes da CPPE praticamente não tenham funcionado como compensadores síncronos, estima que funcionem até ao final do ano fornecendo esse serviço, valorizando a preços inferiores aos verificados em Para 2006 e 2007, apesar da previsão da energia emitida para a rede seja a mesma do que a estimada para 2005 (40 GWh), a valorização dessa energia sobe, no caso da central da Turbogás, 25% face ao custo verificado em 2004, mantendo-se a previsão da energia produzida em Tunes no valor idêntico ao de Em 2008, a REN prevê que a central de Tunes não funcione como compensador, respeitando o valor apresentado no gráfico exclusivamente à contribuição da central da Turbogás. Figura Custo com compensação síncrona Eur REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 REN 2006 REN 2007 REN 2008 REN A Figura 2-28 apresenta a evolução dos investimentos a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica, desagregando-se os valores estimados para 2005 e previstos para o período , em função do destino desse investimento. A análise da figura permite verificar que a REN pretende continuar a aumentar os investimentos na rede de transporte, sendo de salientar que se prevê que esses aumentos incidirão, sobretudo no reforço da sua rede interna e nas ligações ao distribuidor vinculado. 53

62 Portugal continental Figura Investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) EUR Ligação a novos centros produtores Interligações Ligação a clientes directos Remodelação de protecções, automatismos e controlo Diversos Upgrating Ligação a produtores em regime especial Ligação a distribuidores vinculados Reforço interno da RNT Remodelação e substituição de equipamentos MAT e AT Compensação energia reactiva Fonte: REN 54

63 Portugal continental Na Figura 2-29 pode ser observada a desagregação do investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica pelos principais tipos de equipamentos que a constituem. A análise desta figura revela que a quase totalidade do investimento da REN nesta actividade se destina a linhas e a subestações. 55

64 Portugal continental Figura Detalhe do investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) EUR Imob. n/específico Subestações Linhas Equipamento acessório 1688 Fonte: REN 56

65 Portugal continental Pela sua importância, o investimento previsto na actividade de Transporte de Energia Eléctrica é analisado de seguida em pormenor. ANÁLISE DO INVESTIMENTO O Quadro 2-13 apresenta o detalhe das previsões de investimento para os anos de 2005 e 2006, desagregado de acordo com os principais tipos de obra a que se destinam. 57

66 Portugal continental Quadro Detalhe do Investimento específico a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) Transporte de Energia Eléctrica Unidade: 10 3 EUR Diferença Variação Comentário Ligação a grandes centros produtores 2 286, ,8-310,8-13,6% Ligação a produtores em regime especial , , ,1 +132,4% Reforço da capacidade de interligação 403, , ,8 +312,9% Ligação à distribuição vinculada , , ,8 +13,1% Clientes e modificações para terceiros 34,5 374,9 +340,4 +986,7% Reforço interno da RNT , , ,3 +45,6% Central de Frades e Central a gás, ciclo combinado, no Ribatejo, 2.º grupo Abertura de subestações em Vila Pouca de Aguiar e Penela, ampliação da instalação de Carrapatelo e reforço de transformação em Bodiosa Reforço de interligação na zona do Douro Internacional Criação dos injectores em Trafaria, Portimão e Macedo de Cavaleiros e linha a 400kV Falagueira-Estremoz Electrificação da linha ferroviária da beira baixa (Fundão) Linha Pego-Batalha a 400kV, fecho da malha a 220kV entre Ferro e Castelo Branco, articulações 400/150kV na zona de Pedralva e 400/220kV na zona de Mourica/Mogofores, extensão dos 400kV até ao Algarve e reforço dos 400kV em Alto de Mira 58

67 Portugal continental Uprating de linhas , , ,8-67,7% Compensação de energia reactiva 3 677, ,1-946,3-25,7% Uprating de linhas nas zonas Sul, Setúbal e Alentejo, Douro Internacional e Interior Norte Plano de compensação de reactiva Remodelação de protecções, automatismos e controlo 3 610, , ,6-31,5% Remodelação e substituição de equipamentos MAT e AT 5 818, , ,8 +46,2% Remodelação de protecções, sistemas de controlo e serviços auxiliares Substituição e remodelação de equipamentos em subestações Remodelação de outras infra-estruturas da RNT 2 429, ,7-927,9-38,2% Remodelação de outras infraestruturas Total , , ,7 +18,7% 59

68 Portugal continental As principais parcelas responsáveis pelo aumento do investimento em 2006 são apresentadas de seguida pela sua ordem de importância: Reforço interno da RNT: os projectos associados à construção da linha Pego-Batalha a 400 kv, ao fecho da malha a 220kV entre Ferro e Castelo Branco e às articulações 400/150kV na zona de Pedralva e 400/220kV na zona de Mourica/Mogofores, bem como a primeira fase da extensão dos 400 kv até ao Algarve e o reforço dos 400kV em Alto de Mira justificam o aumento do investimento nesta rubrica. Ligação a produtores em regime especial: nesta rubrica destaca-se a abertura de subestações em Vila Pouca de Aguiar e Penela, a ampliação da instalação de Carrapatelo e o reforço de transformação em Bodiosa. Ligação à distribuição vinculada: o crescimento desta rubrica é explicado essencialmente pela criação de novos injectores em Trafaria, Portimão e Macedo de Cavaleiros e à linha a 400kV Falagueira-Estremoz. Em contrapartida, algumas rubricas contribuem negativamente para o aumento do investimento total afecto à actividade de Transporte de Energia Eléctrica, com destaque para a seguinte rubrica: Uprating de linhas: o decréscimo desta parcela deve-se principalmente ao fim de projectos principalmente nas zonas Sul, Setúbal e Alentejo, Douro Internacional e Interior Norte. 2.3 DISTRIBUIDOR VINCULADO ANÁLISE GLOBAL Apresenta-se de seguida a evolução dos custos e proveitos da distribuição vinculada. Em 2000, os valores apresentados referem-se às actividades de Distribuição e Comercialização de Energia Eléctrica, de acordo com o estipulado no Regulamento Tarifário que esteve em vigor durante o primeiro período de regulação tarifária. De 2001 a 2004, os valores apresentados englobam as actividades de Distribuição de Energia Eléctrica, Comercialização de Redes, Comercialização no SEP e Compra e Venda de Energia Eléctrica, de acordo com o estipulado no Regulamento Tarifário em vigor desde A partir de 2005, a análise é feita aos valores referentes às actividades de Distribuição de Energia Eléctrica, Comercialização de Redes, Comercialização e Compra e Venda de Energia, conforme o novo Regulamento Tarifário, que entrou em vigor no corrente ano. Na Figura 2-30 indicam-se os valores dos custos e proveitos operacionais da EDP Distribuição a preços correntes e em valores percentuais, verificados no período , estimados para o ano de 2005 e previstos até Na Figura 2-31 apresentam-se estes mesmos valores em termos percentuais. É 60

69 Portugal continental possível observar que a maior componente dos custos operacionais do distribuidor vinculado corresponde aos custos com o pessoal, representando cerca de 40% até ao ano de Refira-se que o aumento dos custos com pessoal do distribuidor vinculado no ano de 2004 resultou, nomeadamente, da inclusão dos custos com o Plano de Apoio à Reestruturação (PAR), que têm uma contrapartida na rubrica outros proveitos operacionais, anulando, deste modo, esse aumento. A partir de 2005, estes custos registam um decréscimo de aproximadamente 10%, fixando-se em cerca de 30% dos custos totais até 2008, sendo estas previsões explicadas essencialmente pela redução de trabalhadores no âmbito PAR e incentivo à adesão a reformas dos trabalhadores que se encontravam em situação de pré-reforma. Em contrapartida, os Fornecimentos e Serviços Externos, que até 2004 representavam cerca de 22% dos custos totais do distribuidor, aumentaram na proporção inversa à dos custos acima descritos, atingindo os 30% em 2006, mantendo-se praticamente inalterado até ao final do período analisado. As amortizações são também uma parcela importante, representando em 2000 cerca de 30% dos custos operacionais totais. Apesar do seu valor ir aumentando cerca de 1% ao ano, devido ao investimento na expansão da rede e melhoria da qualidade de serviço, a EDP Distribuição estima que o seu peso se reduza até aos 25% em 2005, prevendo que se mantenha até Registe-se, por outro lado, o aumento significativo das rendas de concessão, que quase duplicam de valor entre 2000 e 2008, resultante da metodologia de cálculo em vigor. Os outros custos operacionais incluem, a partir de 2006, os custos referentes à Caixa Cristiano Magalhães, que passaram a ser aceites para efeitos de regulação. 61

70 Portugal continental Figura Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (preços correntes) EUR REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 EDP Dist 2006 EDP Dist 2007 EDP Dist 2008 EDP Dist Fornecimentos e serviços externos Amortizações líquidas de comparticipações Custos com o pessoal Rendas de concessão Materiais diversos Outros custos operacionais-outros proveitos operacionais Trabalhos para a própria empresa sem encargos financeiros Provisões líquidas Fonte: EDP Distribuição 62

71 Portugal continental Figura Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (em percentagem) 140% 120% 100% 15,3% 2,2% 4,0% 2,7% 15,6% 16,6% 17,6% 0,1% 18,9% 0,8% 0,2% 0,7% 0,5% 18,9% 19,8% 20,3% 21,7% 80% 60% 40% 20% 0% -20% 40,1% 39,2% 40,8% 40,3% 40,4% 31,5% 30,6% 29,6% 29,6% 0,0% 0,6% 30,0% 27,7% 25,5% 25,4% 24,8% 25,0% 27,7% 27,6% 27,9% 11,5% 11,1% 10,5% 10,3% 11,7% 11,5% 8,6% 11,4% 12,6% 22,4% 22,8% 21,7% 21,0% 22,2% 28,8% 30,1% 29,3% 29,7% -2,4% -3,1% -2,7% -1,1% -3,0% -3,2% -16,2% -15,8% -16,6% -17,1% -17,7% -16,5% -15,8% -15,7% -18,9% -0,8% -40% 2000 REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 EDP Dist 2006 EDP Dist 2007 EDP Dist 2008 EDP Dist Fornecimentos e serviços externos Amortizações líquidas de comparticipações Custos com o pessoal Rendas de concessão Materiais diversos Outros custos operacionais-outros proveitos operacionais Trabalhos para a própria empresa sem encargos financeiros Provisões líquidas 63

72 Portugal continental A Figura 2-32 ilustra as mesmas rubricas, mas agora por unidade de energia eléctrica vendida pelo distribuidor, a preços de Pode observar-se que o custo operacional unitário de exploração, isto é, deduzindo o valor unitário dos trabalhos para a própria empresa (sem encargos financeiros) ao do custo operacional, os valores variam sensivelmente entre 24,74 /MWh e 34,95 /MWh, no período de 2000 a Em termos de rubricas é de realçar o seguinte: Estrutura de custos muito similar ao longo dos anos. Custo unitário das despesas com o pessoal contribui entre 30% a 40% para o custo unitário total. Peso dos fornecimentos e serviços externos representam entre 20% e 30% do total do custo unitário. Amortizações líquidas de comparticipações mantêm-se em cerca de 25% de 1995 até ao final do período em análise. As rendas de concessão, que em 2000 representavam 15%, aumentam o seu peso para os 22% em Os trabalhos para a própria empresa atingiram o seu maior peso no custo unitário total, superior a 19%, em

73 Portugal continental Figura Proveitos e custos unitários na distribuição (preços de 2005) 45,00 40,00 35,00 30,00 0,65 4,41 4,58 1,12 4,63 0,80 0,02 5,14 5,50 0,26 0,07 0,24 0,17 5,99 6,35 6,65 7,01 / MWh 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00-5,00 11,56 11,53 8,67 8,16 3,36 3,38 11,38 7,73 11,78 11,74 8,05 7,61 2,40 3,33 3,67 6,45 6,70 6,05 6,14 6,44-0,71-0,91-0,77-0,87-0,94-4,66-4,64-4,64-5,18-5,48-0,24 9,97 9,79 9,70 9,58 0,01 0,18 8,08 8,14 8,13 8,07 3,65 3,55 3,43 3,33 9,11 9,63 9,60 9,59-0,34-0,26-5,41-5,27-5,17-5,07-10, REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 EDP Dist 2006 EDP Dist 2007 EDP Dist 2008 EDP Dist Fornecimentos e serviços externos Materiais diversos Amortizações líquidas de comparticipações Outros custos operacionais-outros proveitos operacionais Custos com o pessoal Trabalhos para a própria empresa sem encargos financeiros Rendas de concessão Provisões líquidas 65

74 Portugal continental A Figura 2-33 ilustra a evolução da margem bruta unitária da distribuição, definida como a diferença entre o valor das vendas de energia eléctrica e o valor das compras de energia eléctrica por cada unidade de energia vendida. Figura Margem bruta unitária da distribuição (preços de 2005) 50,00 45,00 40,00 / MWh 35,00 30,00 25,00 20, REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL Distribuição 41,48 36,79 31,17 33,21 38,00 34,48 34,63 34,87 35, REAL 2005 EDP Dist 2006 EDP Dist 2007 EDP Dist 2008 EDP Dist A preços de 2005, a EDP Distribuição espera que a margem unitária decresça 6,45 /MWh entre 2000 e 2008, o que representa uma diminuição média anual de 2,1%. No primeiro triénio do período em análise, a margem bruta unitária teve um decréscimo de 10,31 /MWh, invertendo-se essa tendência a partir de Este facto deve-se essencialmente à variação da quantidade de energia vendida, que aumentou até 2002, invertendo-se esta tendência até ao fim do período em análise, com a liberalização do mercado de energia eléctrica. Refira-se que o crescimento previsto entre os anos de 2006 e 2008 decorre dos valores das vendas considerados serem os valores de proveitos permitidos previstos pela empresa e não de valores calculados pela ERSE. A evolução do resultado operacional pode ser observada sob o ponto de vista da contribuição do resultado operacional de cada uma das actividades da distribuição para a formação do resultado operacional regulado total. Até 2000, apresentam-se os resultados operacionais da EDP Distribuição desagregados por duas actividades reguladas: a distribuição e a comercialização de energia eléctrica. 66

75 Portugal continental De 2001 a 2004, inclusive, apresentam-se os resultados desagregados em quatro actividades reguladas: a Distribuição de Energia Eléctrica (DEE), a Comercialização de Redes (CR), a Comercialização no SEP (CSEP) e a Compra e Venda de Energia Eléctrica (CVEE). A partir de 2004 as actividades são: a Distribuição de Energia Eléctrica (DEE), a Comercialização de Redes (CR), a Comercialização (C) e a Compra e Venda de Energia Eléctrica (CVEE). Esta evolução é ilustrada na Figura 2-34 onde se apresentam, a preços de 2005, os resultados operacionais separados pelas diferentes actividades, no período Verifica-se até 2005 um descida dos resultados operacionais em quase todas as actividades, prevendo a EDP Distribuição a inversão dessa tendência até ao fim do período analisado. A redução do resultado operacional estimado para a actividade de Comercialização de Redes em 2005, decorre de uma diminuição do valor da vendas de energia eléctrica, bem como do aumento do valor com fornecimentos e serviços externos, cujo aumento ultrapassa a redução dos custos com pessoal. A partir de 2005, a EDP Distribuição prevê que a actividade da Comercialização passe a apresentar resultados operacionais negativos, devido essencialmente ao aumento dos custos com fornecimentos e serviços externos. 67

76 Portugal continental Figura Resultados operacionais da distribuição (preços de 2005) EUR REAL 2000 REAL 2001 REAL 2002 REAL 2003 REAL 2004 REAL 2005 EDP Dist 2006 EDP Dist 2007 EDP Dist 2008 EDP Dist Resultado Operacional da Distribuição Resultado Operacional da Comercialização Resultado Operacional da Comercialização até 2000 Resultado Operacional da Comercialização de Redes Resultado Operacional da Compra e Venda de Energia Eléctrica 68

77 Portugal continental O investimento na distribuição no período de 2000 a 2008 é apresentado na Figura Figura Investimento na Distribuição (preços correntes) EUR Linhas aéreas Cabos subterrâneos Iluminação pública Subestações e postos de seccionamento Outros custos Equip. de contagem e medida Equipamento informático Na generalidade, a série de valores apresenta uma distribuição regular nas diversas sub-rubricas, com excepção dos seguintes valores: Investimento em equipamento informático em 2002, que resulta da incorporação nos activos da EDP-Distribuição de equipamento informático que transitou dos activos da Edinfor, relacionado como os projectos SAP. O aumento dos valores previstos para o investimento em linhas aéreas, cabos subterrâneos e subestações, que traduzem a aplicação do programa delineado para a melhoria da qualidade técnica do serviço, resultante da aprovação e implementação, em 2003, do novo Regulamento da Qualidade de Serviço. Ligeiro aumento do investimento em iluminação pública, resultante de novas condições acordadas com as Autarquias no âmbito dos contratos de concessão. Estes factos são visíveis de forma mais clara no Quadro 2-14, que apresenta os valores de investimento na distribuição. Os valores totais foram deduzidos dos valores do investimento em equipamento informático e em equipamento de contagem e medida. 69

78 Portugal continental Quadro Investimento na Distribuição Unidade: 10 3 EUR Actividades Distribuição de Energia Eléctrica LINHAS AÉREAS CABOS SUBTERRÂNEOS ILUMINAÇÃO PÚBLICA SUBESTAÇÕES POSTOS DE CORTE E SECCIONAMENTO EQUIPAMENTO INFORMÁTICO OUTROS Comercialização de Redes (s/ outros custos) EQUIP. DE CONTAGEM E MEDIDA EQUIPAMENTO INFORMÁTICO OUTROS n.a. n.a Outros custos de Comercialização no SEP e de Comercialização de Redes EQUIPAMENTO INFORMÁTICO TOTAL A CUSTOS TÉCNICOS TOTAL - EQ. INFORMÁTICO TOTAL - EQ. INFORMÁTICO E DE CONTAGEM Fonte: EDP Distribuição Dos valores apresentados é de salientar que o valor total do investimento apresenta uma taxa anual média de crescimento de 4,5%, de 2000 para 2008, e um crescimento no mesmo período de 6%, excluindo o investimento em equipamento informático e de contagem e medida. A evolução dos investimentos a custos técnicos da EDP Distribuição e das comparticipações no período , está representada na Figura A análise da figura permite verificar que o investimento tem apresentado um crescimento sustentado ao longo do período, com excepção do ano 2002 em que, pelas razões já enumeradas, se verificaram investimentos extraordinários. O valor das comparticipações financeiras diminuiu consideravelmente em 2002, prevendo a EDP Distribuição que se venham a situar, a partir desse ano, num valor inferior ao do período de 2000 a 2001, à excepção de 2004, ano em que se verificou um acréscimo de aproximadamente 31% face ao ano anterior, e de 2008, ano em que a EDP Distribuição prevê um aumento de 24% deste tipo de comparticipações. Em 2002 as reduções mais significativas foram referentes a subestações e postos de corte e seccionamento. Também as comparticipações em espécie, que tiveram uma tendência crescente entre 2000 e 2001, diminuíram em 2002, mantendo-se praticamente inalteradas para os anos subsequentes. 70

79 Portugal continental Figura Investimento a custos técnicos e comparticipações do distribuidor vinculado (preços de 2005) EUR ,4% ,1% 12,9% ,3% ,3% % 23% 14% 13% 17% ,9% % ,2% % ,4% % ,6% % TOTAL A CUSTOS TECNICOS COMPARTICIPAÇÕES EM ESPÉCIE COMPARTICIPAÇÕES FINANCEIRAS ANÁLISE DESAGREGADA POR ACTIVIDADES Na Figura 2-37 analisa-se a repartição dos custos operacionais do distribuidor vinculado pelas suas actividades reguladas entre 2001 e Aos custos operacionais de 2004 a 2008 retiraram-se os custos com pessoal e fornecimentos e serviços externos associados ao PAR, aceites como investimento, e adicionou-se a respectiva renda anual. A partir de 2006, passam a ser considerados os custos referentes à Caixa Cristiano Magalhães. A taxa média de crescimento anual dos custos operacionais totais das actividades reguladas da EDP Distribuição é de 2,8%, registando-se uma pequena descida destes custos de 2001 para 2002, inferior a 1%, e aumentos mais significativo de 2002 para 2003, em cerca de 8%, e de 2004 para 2005 (cerca de 5,8%). 71

80 Portugal continental Figura Custos operacionais das actividades reguladas do distribuidor vinculado (preços correntes) EUR Custos Operacionais - DEE Custos Operacionais - CR Custos Operacionais - C Fonte: EDP Distribuição 72

81 Portugal continental ACTIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA A evolução da diferença entre custos operacionais e proveitos operacionais da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica pode ser observada na Figura 2-38, tanto a preços de 2005 como a preços correntes. O distribuidor prevê que o valor desta diferença, em 2006, a preços de 2005, aumente ligeiramente face à verificada em Em 2008, como o crescimento previsto dos custos é inferior ao deflator do PIB que a EDP Distribuição considera, apesar dos custos em termos nominais aumentarem, os custos em termos reais decrescem cerca de 2%, relativamente a Figura Diferença entre custos e proveitos operacionais EUR Preços de 2005 Preços correntes Fonte: EDP Distribuição Na Figura 2-39 apresentam-se de forma desagregada os custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica para o período A actividade de Distribuição de Energia Eléctrica está sujeita a uma regulação por preços máximos, segundo a qual a empresa retém os ganhos de eficiência que vier a alcançar. No entanto, verifica-se que, à excepção do ano de 2002, o distribuidor aumentou os seus custos ao longo do período em análise, não tendo, assim, aproveitado os incentivos que a regulação lhe proporcionou. A descida dos custos operacionais ocorrida em 2002, em cerca de 2%, deveu-se essencialmente à redução dos custos com materiais diversos, fornecimentos e serviços externos e provisões na ordem dos 29%, 12% e 21%, respectivamente. Nos restantes anos do período em análise, verifica-se um 73

82 Portugal continental crescimento dos custos operacionais totais e da maioria das rubricas de custos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica. A variação da rubrica de outros custos e perdas operacionais decorre da inclusão da renda anual do PAR a partir de 2005 inclusive. A partir de 2006, esta rubrica incorpora ainda o valor referente à Caixa Cristiano Magalhães. O maior crescimento dos custos operacionais totais ocorreu em 2003 (cerca de 10%), seguindo-se 2005 com um aumento estimado de cerca de 5%. 74

83 Portugal continental Figura Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes) 10 3 EUR Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o Pessoal Amortizações Provisões Rendas de Concessões Outros Custos e Perdas Operacionais Série8 Fonte: EDP Distribuição 75

84 Portugal continental A estrutura dos custos operacionais da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica é apresentada na Figura Verifica-se que as grandes parcelas dos custos operacionais desta actividade são as amortizações, com um peso de cerca de 30% ao longo do período em análise, os custos com pessoal com cerca de 25% em 2006 mas apresentando uma notória tendência de diminuição de importância desde 2003, ano em que se iniciou a implementação do Plano de Apoio à Reestruturação, e as rendas de concessão, cujo peso a EDP Distribuição prevê que venha a atingir os 23,6% em Cabe ainda referir que a trajectória que o peso dos fornecimentos e serviços externos apresentam é paradigmática da estratégia da empresa de colmatar a saída de pessoal com o recurso, cada vez maior, à prestação de serviços de terceiros, sendo disso expressivo a alteração do peso previsto para 2005 em diante, depois de até 2004 se ter observado uma diminuição desta rubrica na estrutura de custos da DEE. Figura Estrutura dos custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica ,1% 14,1% 24,1% 29,5% 3,7% 23,6% 2,5% ,3% 13,9% 24,2% 29,4% 4,0% 22,1% 3,8% ,7% 14,0% 24,7% 29,8% 4,5% 21,4% 2,6% ,8% 13,8% 25,5% 29,5% 4,8% 20,3% 3,1% ,3% 12,5% 30,0% 30,0% 3,9% 19,6% 0,5% ,3% 12,5% 32,0% 29,9% 4,4% 18,5% 0,3% ,5% 13,5% 33,4% 32,5% 2,6% 18,3% 0,3% ,1% 15,0% 31,3% 31,5% 3,3% 17,0% 0,3% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o Pessoal Amortizações Provisões Rendas de Concessões Outros Custos e Perdas Operacionais ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE REDES Os custos operacionais na actividade de Comercialização de Redes para o período 2001 a 2008 são apresentados na Figura Nesta actividade verifica-se um aumento dos custos operacionais totais ao longo de quase todo o período analisado, sendo o 2003 e 2005 os anos que apresentam maior crescimento dos custos operacionais totais, de 9,6% e 5,9% respectivamente. 76

85 Portugal continental As amortizações, os custos com pessoal e, a partir de 2005, os fornecimentos e serviços externos constituem as maiores parcelas dos custos operacionais totais da actividade de Comercialização de Redes. O aumento total dos custos com pessoal em 2003 e 2004 corresponde não só a um aumento relativo a remunerações, mas também ao aumento do encargo relativo a pensões. A partir de 2005 a EDP Distribuição estima que a situação se estabilize, reduzindo-se em cerca de 44% e mantendo-se praticamente inalterada até ao fim do período analisado. Em contrapartida, os custos com fornecimentos e serviços externos mais que duplicam no mesmo ano, induzidos pela libertação de colaboradores no âmbito do PAR e por factores externos, nomeadamente relacionados, segundo a empresa, com alterações regulamentares. O crescimento do valor das amortizações, nomeadamente de 2002 para 2003, resulta de um aumento no investimento relativo a montagem/substituição de contadores em BTN e à continuação do programa de substituição dos equipamentos de medição de clientes em MT por outros com características que permitam a sua interligação em sistemas de telecontagem. A estrutura de custos mantém-se sensivelmente igual para os vários anos em análise, verificando-se uma diminuição da percentagem relativa dos materiais diversos, de 18% em 2001 para 10,7% em

86 Portugal continental Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização de Redes (preços correntes) EUR Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o Pessoal Amortizações Provisões Outros Custos e Perdas Operacionais Total dos Custos Operacionais Fonte: EDP Distribuição 78

87 Portugal continental ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO A Figura 2-42 apresenta a evolução, no período 2001 a 2008, dos custos operacionais da actividade de Comercialização, desagregados nas suas principais parcelas. Verifica-se que em 2004 o distribuidor vinculado teve custos operacionais totais inferiores aos verificados no ano de 2003, em cerca de 15%. Esta diminuição deveu-se à redução em quase 90% da rubrica de provisões, que em 2003 representava cerca de 27% dos custos, reduzindo-se a 3,7% em Só em 2008 é que o seu peso na estrutura de custos desta actividade aumenta para os 11,5%. Durante o restante período, os custos aumentam, sendo o maior acréscimo o estimado para 2005 face a 2004, na ordem dos 11,4%. Em 2005, apesar da EDP Distribuição estimar uma redução dos custos de pessoal e das amortizações (cerca de 61% e 72%, respectivamente), o aumento dos custos com fornecimentos e serviços externos, em cerca de 47%, foi suficiente para reforçar o aumento dos custos. O aumento destes custos, que passam de milhares de euros, em 2004, para cerca de milhares de euros em cada um dos restantes anos do período de regulação, é consequência da estratégia empreendida pela empresa de recorrer aos serviços da EDP Soluções Comercial, onerando assim esta rubrica de custos. Esta estratégia tem como contrapartida a diminuição dos custos com pessoal, também observável na figura, que detinham um peso de aproximadamente 32% na estrutura de custos em 2001, prevendo-se que não chegue a atingir os 10% no ano de

88 Portugal continental Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização (preços correntes) EUR Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o Pessoal Amortizações Provisões Outros Custos e Perdas Operacionais Total dos Custos Operacionais Fonte: EDP Distribuição 80

89 Região Autónoma dos Açores 3 REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES 3.1 BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA PROCURA DE ELECTRICIDADE O Quadro 3-1 mostra a evolução da procura de energia eléctrica de 1997 a 2008 na Região Autónoma dos Açores (RAA). Os valores de 1997 a 2004 são verificados e os de 2005 a 2008 são os valores propostos pela EDA em Junho de De 1997 a 2004, o consumo referido à emissão cresceu em média 7,8% ao ano. A EDA prevê crescimentos nesta ordem de grandeza para o período Os acréscimos de consumos previstos pela EDA para têm como pressupostos, nomeadamente: Construção de novos empreendimentos hoteleiros. Construção de casinos nas ilhas de S. Miguel, Terceira e Faial. Abastecimento da Base das Lajes, na Terceira, o que implicou um acréscimo de consumos de 7 GWh em 2004 e prevendo-se um consumo de 25 GWh por ano a partir de Construção e instalação de uma central de rastreio de satélites da responsabilidade da Agência Espacial Europeia, em Santa Maria. Nova fábrica de lacticínios da Pronicol, na Graciosa, onde a EDA prevê um acréscimo de consumos na ordem de 1,2 GWh ao ano, a partir de 2005, ano em que a unidade industrial entra em produção cruzeiro. Os fornecimentos ao Sistema Público da RAA têm apresentado uma taxa de crescimento ligeiramente superior ao consumo referido à emissão (8,3%). Tem-se verificado ao longo do período em análise uma redução da taxa de perdas 8, que se reduziu de 13,9% em 1997 para 10,1% em Para o período de 2005 a 2008, a EDA prevê taxas de perdas na ordem dos 11%. 8 Taxa de perdas = perdas / fornecimentos ao SISTEMA PÚBLICO DA RAA. 81

90 Região Autónoma dos Açores Quadro Evolução da procura na RAA RUBRICAS Real Proposta EDA Junho/2005 Unidade: MWh EMISSÃO PARA A REDE DO SISTEMA PÚBLICO DA RAA (Variação média anual) 9,1% 7,7% 6,5% 7,7% 7,8% 6,7% 9,4% 9,9% 7,0% 7,0% 6,7% - Perdas nas redes (perdas/fornecimentos) 13,9% 13,9% 13,6% 12,2% 12,2% 11,5% 11,8% 10,1% 10,7% 10,8% 11,1% 11,1% - Consumos Próprios [1] = FORNECIMENTOS AO SISTEMA PÚBLICO DA RAA (Variação média anual) 9,1% 8,1% 7,8% 7,6% 8,4% 6,4% 11,0% 9,3% 6,8% 6,7% 6,7% BT (Variação média anual) 6,6% 6,3% 7,3% 8,2% 7,2% 9,8% 9,2% 7,4% 6,8% 6,3% 6,6% MT (Variação média anual) 14,0% 11,2% 8,7% 6,7% 10,4% 0,5% 14,2% 12,8% 6,9% 7,4% 6,7% 82

91 Região Autónoma dos Açores A Figura 3-1 permite visualizar a evolução da procura de electricidade e a evolução das perdas nas redes, incluindo consumos próprios, para o período Da análise da figura verifica-se que a estrutura de consumos manteve-se praticamente estável de 1997 a Em 2003 e 2004 devido a uma reclassificação de consumos 9 verifica-se um ligeiro acréscimo no peso dos fornecimentos em BT. Figura Procura de electricidade na RAA GWh Fornecimentos em BT Perdas Distribuição + Consumos Próprios Fornecimentos em MT Emissão para a rede do SEPA Estrutura 100% 90% 80% 70% 12,2% 12,2% 12,0% 10,8% 10,9% 10,4% 10,7% 9,4% 9,9% 9,7% 10,2% 10,2% 29,9% 31,2% 32,2% 32,9% 32,6% 33,4% 31,4% 32,8% 33,7% 33,8% 33,8% 33,8% 60% 50% 40% 30% 57,9% 56,6% 55,8% 56,3% 56,6% 56,3% 57,9% 57,8% 56,5% 56,5% 56,0% 56,0% 20% 10% 0% Fornecimentos em BT Fornecimentos em MT Perdas Distribuição + Consumos Próprios 9 Os consumos de BTE estavam classificados em MT. 83

92 Região Autónoma dos Açores CONSUMOS POR NÍVEL DE TENSÃO A Figura 3-2 e Figura 3-3 mostram a evolução dos consumos por nível de tensão no período , onde se apresentam os valores verificados até 2004 (Real), as previsões efectuadas pela EDA desde 2002 (Previsão Tarifas 2003, Previsão Tarifas 2004, Previsão Tarifas 2005 e Previsão Tarifas 2006), os valores utilizados na fixação das tarifas (Tarifas 2003, Tarifas 2004 e Tarifas 2005), bem como as taxas médias de variação anual entre 1997 e Relativamente aos fornecimentos em BT na RAA verifica-se que a partir de 2007, a EDA prevê uma desaceleração do crescimento dos consumos, estimando uma taxa de crescimento inferior a 6,6% ao ano. Figura Fornecimentos em BT na RAA GWh Real 233,9 249,2 265,0 284,4 307,8 330,0 362,4 395,8 Previsão Tarifas ,1 354,9 Tarifas ,9 Previsão Tarifas ,6 372,0 Tarifas ,0 Previsão Tarifas ,2 426,7 453,9 483,9 Tarifas ,7 Previsão Tarifas ,1 454,7 482,7 514,8 Tx. Média 1998/ / / / / / / / / / /2007 Real 7,8% 6,6% 6,3% 7,3% 8,2% 7,2% 9,8% 9,2% Previsão Tarifas ,2% 7,6% 7,2% Tarifas ,2% 7,2% Previsão Tarifas ,9% 8,1% 4,3% Tarifas ,0% 6,7% Previsão Tarifas ,5% 8,8% 8,3% 6,4% 6,6% Tarifas ,8% 8,3% Previsão Tarifas ,4% 7,4% 7,0% 6,2% 6,6% 84

93 Região Autónoma dos Açores Relativamente aos fornecimentos em MT, a taxa de crescimento prevista para o período 2005 a 2008 reflecte o acréscimo de consumos previsto para algumas ilhas, nomeadamente para a Terceira e para a Graciosa. Figura Fornecimentos em MT na RAA GWh Real 120,8 137,6 153,0 166,3 177,4 195,8 196,8 224,7 Previsão Tarifas ,9 209,4 Tarifas ,4 Previsão Tarifas ,1 236,5 Tarifas ,9 Previsão Tarifas ,3 226,9 244,6 261,2 Tarifas ,9 Previsão Tarifas ,4 272,0 290,8 310,4 Tx. Média 1998/ / / / / / / / / / /2007 Real 8,5% 14,0% 11,2% 8,7% 6,7% 10,4% 0,5% 14,2% Previsão Tarifas ,6% 8,7% 8,6% Tarifas ,6% 8,6% Previsão Tarifas ,1% 6,3% 13,7% Tarifas ,0% 9,7% Previsão Tarifas ,0% 5,3% 9,5% 7,8% 6,8% Tarifas ,2% 9,5% Previsão Tarifas ,0% 12,8% 7,3% 6,9% 6,7% PERDAS A Figura 3-4 permite analisar a evolução das perdas nas redes de transporte e distribuição em relação aos fornecimentos aos clientes do Sistema Público da RAA. Verificou-se uma redução em termos relativos das perdas relativamente aos fornecimentos no Sistema Público da RAA, no período , excepto em A EDA prevê para o período uma taxa de perdas, na ordem de grandeza dos 11%, valor ligeiramente superior ao ocorrido em

94 Região Autónoma dos Açores Figura Perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA GWh Real Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Figura Taxa de perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA (perdas / fornecimentos a clientes do Sistema Público da RAA) x ,5% 14,0% 13,5% 13,0% 12,5% 12,0% 11,5% 11,0% 10,5% 10,0% Real 13,9% 13,9% 13,6% 12,2% 12,2% 11,5% 11,8% 10,1% Previsão Tarifas ,0% 12,2% Tarifas ,2% Previsão Tarifas ,1% 12,1% Tarifas ,5% Previsão Tarifas ,1% 11,9% 12,1% 12,1% Tarifas ,9% Previsão Tarifas ,7% 10,8% 11,1% 11,1% 86

95 Região Autónoma dos Açores 3.2 EDA ANÁLISE GLOBAL Na Figura 3-6 são indicados os valores dos custos e proveitos operacionais da EDA a preços correntes verificados entre 2001 e 2004, estimados para 2005 e previstos pela EDA até Verifica-se um aumento do valor total dos custos operacionais de cerca de 23% de 2002 para 2003, com uma previsão de crescimento médio no período analisado de aproximadamente 11%. É possível observar que a maior componente dos custos operacionais da EDA até 2002 correspondeu aos custos com o pessoal. Representando em 2001 cerca de 35% dos custos totais, desce para um peso abaixo dos 20% no final do período analisado, apesar da EDA prever que o seu valor aumente em termos médios anuais cerca de 2%, entre 2001 e A diminuição do peso relativo desta rubrica devese ao aumento global dos custos ocasionado pelo aumento da rubrica combustíveis, que quase duplica em 2003, aumentando o seu peso relativo para cerca de 30% dos custos totais, quando em 2001 correspondia a cerca de 19%. O aumento do peso dos combustíveis deveu-se essencialmente ao facto do preço do fuelóleo ter deixado de ser subsidiado pelo Governo Regional através do Fundo de Apoio ao Abastecimento, conjugado com o aumento do consumo de energia nesse ano. Da análise da figura, ressalta ainda o aumento progressivo dos custos com a aquisição de energia eléctrica a terceiros, bem como o seu peso na estrutura de custos da EDA, que passa de 8,9% para 9% de 2001 para 2003, prevendo a EDA atingir os 13% em Em 2002, a remuneração (implícita) do activo apresentou uma diminuição de 9,4% face ao ano anterior. Em 2003, ano em que a ERSE estabeleceu tarifas para as Regiões Autónomas, a remuneração do activo quase triplicou, elevando o seu peso no total dos custos para 18%, voltando a reduzir-se cerca de 27% em Entre 2005 e 2007, a EDA prevê um aumento desta remuneração, mas em 2008 é previsto um novo decréscimo em cerca de 12%. A análise detalhada e a justificação da evolução das principais rubricas destes custos são a seguir efectuadas. 87

96 Região Autónoma dos Açores Figura Custos e proveitos operacionais da EDA (preços correntes) EUR Aquisição Energia Eléctrica Materiais Diversos Pessoal Prestações Serviços Provisões líquidas das utilizações do exercício Remuneração do activo Combustíveis FSE Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac. TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Fonte: EDA 88

97 Região Autónoma dos Açores Os custos e proveitos operacionais unitários da EDA, a preços de 2005 e tendo por base a energia fornecida, apresentam-se na Figura 3-7, podendo observar-se uma redução dos custos unitários com o pessoal e com os fornecimentos e serviços externos. Pelo contrário, os custos unitários com combustíveis, bem como com a aquisição de energia eléctrica, registam um aumento durante quase todo o período em análise, enquanto o valor das amortizações não regista grandes variações. 89

98 Região Autónoma dos Açores Figura Custos e proveitos unitários da EDA (preços de 2005) 250,0 / MWh 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0-50,0 17,6 14,3 23,4 0,2 0,4 22,5 0,2 0,3 57,5 51,9 25,1 18,7 13,6 11,1 30,2 33,1 33,9 22,2 0,6 24,6 0,7 42,6 44,6 21,9 30,8 20,7 30,0 24,8 25,0 24,2 0,6 0,6 0,5 41,6 37,6 35,3 26,7 20,9 15,1 15,4 17,4 13,5 11,8 13,2 10,3 11,0 12,0 7,8 54,8 55,0 55,1 57,0 62,3 53,9 18,4 17,4 15,5 23,0 14,3 12,0 14,0 22,1-4,8-3,3-3,6-0,4-2,3-0,8-2,3-2,2-1,1-2,1-0,9-0,8-2,2-17,1-13,3-16,4-15,2-12,2-12,9-11,2-7,3-0, ,2 23,5 0,5 32,8 Aquisição Energia Eléctrica Materiais Diversos Pessoal Prestação de serviços Provisões líquidas das utilizações do exercício Remuneração do activo Combustíveis FSE Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac. TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações 90

99 Região Autónoma dos Açores A Figura 3-8 ilustra a evolução da margem bruta unitária da EDA, entre 2001 e 2008, calculada como sendo a diferença entre o valor das vendas e os custos das mesmas, por unidade de energia eléctrica fornecida. Apesar das variações ao longo do período analisado, prevê-se que em 2008 a margem bruta unitária a preços de 2005 desça aos níveis registados em 2001, devido essencialmente ao aumento da energia fornecida. Figura Margem bruta unitária da EDA (preços de 2005) 180,00 170,00 160,00 150,00 /MWh 140,00 130,00 120,00 110,00 100, Margem Bruta Unitária 146,13 135,32 172,14 160,93 158,73 168,27 156,39 145,88 Na Figura 3-9 analisa-se a repartição dos custos operacionais da EDA pelas actividades de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (AGS), de Distribuição (DEE) e de Comercialização de Energia Eléctrica (CEE) entre 2001 e Os valores previstos indicam um crescimento dos custos na ordem dos 11% ao ano, embora o maior aumento se verifique de 2002 para 2003 (cerca de 23%). Esta evolução é devida essencialmente à actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema, representando um aumento de aproximadamente 35% de 2002 para

100 Região Autónoma dos Açores Figura Custos operacionais das actividades reguladas da EDA (preços correntes) EUR AGS DEE CEE Fonte: EDA 92

101 Região Autónoma dos Açores O investimento da EDA é apresentado de modo desagregado na Figura Em 2004, os investimentos aumentaram cerca de 36%, devido essencialmente ao reforço do sistema electropodutor e substituição de equipamento obsoleto, voltando a diminuir até Em 2008 a EDA prevê um novo aumento em cerca de 27% face a Da análise da figura sobressai o enorme peso do investimento em centros produtores, representando entre 50% e 70% dos investimentos, à excepção de 2006 e Em 2006 a EDA prevê que ocorra um quebra de cerca de 53% neste tipo de investimentos. Figura Investimentos da EDA (preços correntes) EUR Centros produtores Transporte e grande distribuição Pequena distribuição Iluminação pública Outras imobilizações Estudos, projectos e outros Fonte: EDA ANÁLISE DESAGREGADA POR ACTIVIDADES ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E GESTÃO DO SISTEMA Na Figura 3-11 apresentam-se os custos operacionais na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema para o período , a preços correntes. Nesta actividade a EDA prevê um crescimento médio dos custos operacionais de cerca de 13% ao ano, durante o período em análise. 93

102 Região Autónoma dos Açores Verifica-se, em todos os anos do período em análise, um crescimento dos custos operacionais totais, bem como um incremento de praticamente todas as rubricas de custos da actividade Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema, à excepção dos custos com os fornecimentos e serviços externos que apresentam um decréscimo de 44% de 2001 para 2002, mantendo-se relativamente constantes durante o restante período, e dos custos com materiais diversos que diminuem cerca de 33% de 2002 para A EDA registou um maior crescimento dos custos operacionais totais em 2003 (cerca de 35%), ficando este aumento a dever-se sobretudo ao acréscimo dos custos com os combustíveis, que quase duplicam face ao ano anterior, voltando a crescer cerca de 17% em A EDA refere que este aumento se deve sobretudo a razões de exploração ligadas ao aumento do consumo de energia, mas como já anteriormente mencionado, ao facto do fuelóleo ter deixado de ser subsidiado pelo Governo Regional. Outra das rubricas que regista fortes crescimentos no período em análise é a aquisição de energia eléctrica a terceiros, cujas previsões de custos apontam para um acréscimo de 27% e 79% em 2006 e 2007 respectivamente, e com uma taxa média anual de crescimento no período de 2001 a 2008 de 18%. Estes aumentos devem-se às quantidades de energia adquirida, prevendo-se que de 2006 para 2007 haja um incremento das mesmas na ordem dos 75%. 94

103 Região Autónoma dos Açores Figura Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (preços correntes) EUR Aquisição Energia Eléctrica Lubrificantes FSE Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac. TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Combustíveis Materiais Diversos Pessoal Prestações Serviços Provisões líquidas das utilizações do exercício Remuneração do activo Fonte: EDA 95

104 Região Autónoma dos Açores CUSTOS COM A AQUISIÇÃO DE COMBUSTÍVEIS PARA PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA NA EDA Como se viu, o peso do custo com os combustíveis na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema é bastante elevado. A Figura 3-12 apresenta a desagregação dos custos com a aquisição dos combustíveis na EDA, desde É possível observar que em 2003 e em 2004 cerca de 77% destes custos dizem respeito à aquisição do fuelóleo, prevendo a EDA que este peso aumente para valores em torno de 85%, já em Observa-se que em 2002 parte do custo com a aquisição do fuelóleo era suportado pelo Fundo Regional de Apoio ao Abastecimento (FRAA). Este apoio terminou em 2003, coincidindo com o alargamento das competências da ERSE às Regiões Autónomas, e com a aplicação que do princípio da convergência tarifária entre estas e Portugal continental. Figura Custos com a aquisição de combustíveis na EDA Previsões Valores verificados Euros Custo fuelóleo EDA Apoio Fundo de garantia de Abastecimento Custo gasóleo Fonte: EDA Em termos de produção de energia eléctrica, o peso do fuelóleo também é bastante importante. A Figura 3-13 apresenta a evolução do peso da produção das centrais a fuelóleo e a gasóleo na RAA na produção total de energia eléctrica, que inclui igualmente produção de energia eléctrica com origem em aproveitamentos hidroeléctricos, em centrais eólicas, bem como em centrais geotérmicas. O peso da produção de energia eléctrica a partir de centrais que utilizam fuelóleo situa-se em torno de 70%, enquanto que o peso da produção a partir de centrais que utilizam gasóleo situa-se a volta de 10%, com tendência para diminuir. A EDA prevê igualmente que, a partir de 2007, a produção das centrais a fuelóleo diminua o seu peso na produção. 96

105 Região Autónoma dos Açores Figura Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais térmicas na produção total 100% 90% 80% Valores verificados Previsões 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Fuelóleo Gasóleo Conjunto produção de origem térmica Fonte: EDA A Figura 3-14 apresenta a evolução do custo unitário do fuelóleo verificada e prevista pela EDA, comparando-a com a evolução do custo de aquisição do fuelóleo utilizado na central de Setúbal em Portugal continental. Esta figura também evidencia a diferença existente em 2002 entre o custo unitário do fuelóleo para a EDA e o custo unitário que teria suportado a EDA, caso o FRAA não existisse. Observa-se que o custo unitário do fuelóleo utilizado nas centrais da EDA é muito superior ao do fuelóleo utilizado em Portugal continental. Contudo, as previsões da EDA relativas ao custo unitário implicam a diminuição desta diferença, passando de cerca de 60% em 2004, para cerca de 35%, entre 2005 e 2006, mas aumentando posteriormente para cerca de 45%, no final do período analisado. 97

106 Região Autónoma dos Açores Figura Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAA e em Portugal continental 350 Valores verificados Previsões Eur/t S.Miguel_Caldeirão Terceira_Belo Jardim Pico_Pico Faial_Santa Bárbara Fuelóleo Setúbal Conjunto EDA Preço Europa (Subsidiado pelo FRAA) Fonte: EDA, REN O menor crescimento previsto para o custo unitário do fuelóleo adquirido pela EDA é patente na Figura Contudo, esta figura também evidencia que a EDA prevê um crescimento do custo unitário do fuelóleo superior ao previsto pela EEM, a sua congénere da Região Autónoma da Madeira. 98

107 Região Autónoma dos Açores Figura Evolução do custo unitário do fuelóleo adquirido pela EDA (ilha de São Miguel), pela EEM (ilha da Madeira) e pela CPPE (central de Setúbal) (2003=100) Valores verificados Previsões Custo do fuelóleo para a EDA na ilha de São Miguel Custo do fuelóleo para a CPPE na central de Setúbal Custo do fuelóleo para a EEM na ilha da Madeira Fonte: EDA, EEM, REN A Figura 3-16 mostra que, ao contrário do caso do fuelóleo, a EDA prevê que o custo unitário do gasóleo, entre 2005 e 2008, se mantenha ao nível do verificado em Esta figura apresenta igualmente o custo unitário do gasóleo consumido nas centrais de Portugal continental em 2003 e em Registe-se que o custo unitário do gasóleo na RAA é muito inferior ao consumido nas centrais de produção de energia eléctrica em Portugal continental, por estar isento de imposto sobre os produtos petrolíferos (ISP). 10 O preço do gasóleo em Portugal continental apenas diz respeito a 2003 e 2004, por o consumo de gasóleo previsto para o período 2005 a 2008, ter pouco significado. 99

108 Região Autónoma dos Açores Figura Evolução do custo unitário do gasóleo em algumas centrais da EDA Eur/kl S. Maria_Aeroporto Terceira_Angra Corvo_Horta Funda Média EDA Média do gasóleo consumido nas centrais em Portugal continental ACTIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Os custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica são apresentados na Figura 3-17, para o período Esta actividade, apresenta um aumento dos custos operacionais totais ao longo do período analisado, com um crescimento médio anual de aproximadamente 6%, não prevendo a EDA que ocorram grandes variações nas suas rubricas. O ano que apresentou um maior aumento dos custos operacionais totais, com cerca de 16,6%, foi Por outro lado, houve nesse ano uma redução na remuneração (implícita) do activo quase para metade, face ao ano anterior, devido não só ao aumento dos custos, mas também à redução do valor das vendas de energia eléctrica. Ao aumento dos custos operacionais totais corresponde também um ligeiro aumento de praticamente todas as parcelas dos referidos custos nos vários anos em análise, sendo o maior aumento registado na parcela dos fornecimentos e serviços externos, que duplicaram de 2002 para A remuneração (implícita) do activo é a rubrica que mais cresce durante o período, aumentando cerca de 180% de 2002 para 2003, correspondendo, como já se disse, ao ano em que a ERSE iniciou a regulação das actividades da EDA, tendo-lhe atribuído uma taxa de remuneração de 9% nominal antes de impostos a aplicar ao imobilizado líquido em exploração, deduzido de comparticipações. Por outro lado, em 2004 houve uma redução nesta rubrica quase para metade, face ao ano anterior, devido não só ao aumento dos custos, mas também à redução do valor das vendas de energia eléctrica. Em 2005, a EDA estima que a remuneração cresça novamente cerca de 184%. 100

109 Região Autónoma dos Açores Os custos com o pessoal, as amortizações e a remuneração do activo constituem as maiores parcelas dos custos operacionais totais desta actividade. 101

110 Região Autónoma dos Açores Figura Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes) EUR Materiais Diversos Pessoal Prestações Serviços Provisões líquidas das utilizações do exercício Remuneração do activo FSE Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac. TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Fonte: EDA 102

111 Região Autónoma dos Açores ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA A Figura 3-18 apresenta a evolução, no período de 2001 a 2008, dos custos operacionais da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica desagregados nas suas principais parcelas. Verifica-se que os custos operacionais da EDA se mantiveram praticamente constantes no primeiro triénio em análise, verificando-se um acréscimo de 18% em 2004 face ao ano anterior, com um aumento de praticamente todas as rubricas. A parcela dos custos operacionais da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica com maior peso corresponde aos custos com pessoal que no entanto diminui de 66% em 2001 para 53% em 2007, seguida pela parcela dos fornecimentos e serviços externos, que varia sensivelmente entre os 32% e os 46% durante o período em análise. A estrutura dos restantes custos não sofre grandes alterações entre 2001 e A remuneração (implícita) do activo aparece negativa em 2004 e 2005, devido essencialmente ao aumento dos custos operacionais, nomeadamente em relação aos materiais diversos e custos com pessoal, que aumentam 35% e 24%, respectivamente. 103

112 Região Autónoma dos Açores Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (preços correntes) EUR Materiais Diversos Pessoal Prestações Serviços Provisões líquidas das utilizações do exercício Remuneração do activo FSE Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac. TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Fonte: EDA 104

113 Região Autónoma da Madeira 4 REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA 4.1 BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA PROCURA DE ELECTRICIDADE No Quadro 4-1 é apresentada a evolução da procura de energia eléctrica na Região Autónoma da Madeira (RAM), entre 1997 e Entre 1997 e 2004, os valores apresentados são os verificados e para o período entre 2005 e 2008, os valores são os propostos pela EEM em Junho do corrente ano. Entre 1997 e 2004, a emissão para a rede do Sistema Eléctrico de serviço Público da Região Autónoma da madeira (Sistema Público da RAM) apresenta um crescimento médio anual verificado de 8,2%, crescimento superior ao apresentado entre 1997 e 2008, em que a taxa média anual apresenta um valor de 7,7%. O crescimento médio anual previsto pela EEM para os fornecimentos ao Sistema Público da RAM entre 2005 e 2008 é de 6,9%, sendo este igualmente o crescimento previsto para igual período para a energia emitida para a rede do Sistema Público da RAM. Entre 1997 e 2004, o crescimento médio anual verificado nos fornecimentos ao Sistema Público da RAM é superior ao estimado pela empresa para os anos entre 2005 e 2008 em 2,1 pontos percentuais e, superior ao crescimento médio anual da emissão para a rede do Sistema Público da RAM para igual período, em 1,3 pontos percentuais. A taxa de perdas 11 verificada para o período compreendido entre 1997e 2004 apresenta uma tendência decrescente, apesar da taxa mais baixa se ter verificado em Para o período entre 2005 e 2008, a EEM prevê a manutenção da taxa de perdas verificada para 2004, ou seja, um taxa de 9,3% anual. 11 Taxa de perdas = perdas / fornecimentos ao SEPM. 105

114 Região Autónoma da Madeira Quadro Evolução da procura na RAM RUBRICAS Real Proposta EEM Junho/2005 Unidade: MWh EMISSÃO PARA A REDE DO SISTEMA PÚBLICO DA RAM (Variação média anual) 8,5% 7,6% 7,9% 12,9% 6,8% 5,6% 7,9% 7,1% 7,1% 7,1% 6,6% - Perdas nas redes (perdas/fornecimentos) 15,3% 11,8% 12,2% 10,5% 11,9% 10,2% 8,0% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% - Consumos Próprios [1] = FORNECIMENTOS A CLIENTES DO SISTEMA PÚBLICO DA RAM (Variação média anual) 11,9% 7,3% 9,5% 11,4% 8,5% 7,7% 6,6% 7,1% 7,1% 7,1% 6,6% BT (Variação média anual) 11,6% 8,3% 8,9% 10,8% 7,5% 7,7% 3,4% 7,1% 7,1% 7,1% 6,6% MT ,1% 2,9% 12,3% 13,5% 12,4% 7,9% 19,1% 7,2% 7,2% 7,2% 6,6% (Variação média anual) Nota: [1] exclui consumos próprios das centrais Na figura seguinte, Figura 4-1, apresenta-se a evolução da procura de electricidade bem como a sua estrutura, entre 1997 e Da análise figura verifica-se que o peso dos fornecimentos em BT tem decrescido ligeiramente, ao longo do período em análise, atingindo em 2008 um peso de 70,7%. Em contrapartida, o peso dos fornecimentos em BT subiu no período , representando em 2008, 20,7% dos fornecimentos de energia eléctrica da EEM. 106

115 Região Autónoma da Madeira Figura Procura de electricidade na RAM GWh Fornecimentos em BT Perdas Distribuição + Consumos Próprios Fornecimentos em MT Emissão para a rede do SEPM ESTRUTURA 100% 90% 80% 70% 13,3% 10,6% 10,8% 9,5% 10,8% 9,3% 7,5% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 16,7% 17,4% 16,6% 17,3% 17,4% 18,3% 18,7% 20,6% 20,6% 20,7% 20,7% 20,7% 60% 50% 40% 30% 70,1% 72,1% 72,6% 73,2% 71,9% 72,4% 73,8% 70,8% 70,7% 70,7% 70,7% 70,7% 20% 10% 0% Fornecimentos em BT Fornecimentos em MT Perdas Distribuição + Consumos Próprios 107

116 Região Autónoma da Madeira CONSUMOS POR NÍVEL DE TENSÃO As figuras seguintes apresentam a evolução dos consumos por nível de tensão no período , onde se apresentam os valores verificados até 2004 (valores reais), as previsões efectuadas pela EEM desde 2002 (Previsão Tarifas 2003, Previsão Tarifas 2004, Previsão Tarifas 2005 e Previsão Tarifas 2006), os valores utilizados na fixação das tarifas (Tarifas 2003, Tarifas 2004 e Tarifas 2005), bem como as respectivas taxas anuais de variação. Pela análise da Figura 4-2 verifica-se que a EEM prevê para o período um crescimento mais moderado nos fornecimentos em BT, quando comparado com o crescimento médio anual verificado entre 1997 e Para o período compreendido entre 2005 e 2008, a EEM prevê taxas de crescimento dos fornecimentos em BT em torno dos 7% enquanto que, nos valores verificados o crescimento médio anual atingiu o valor de 8,3%. Figura Fornecimentos em BT na RAM GWh Real 337,7 377,1 408,5 444,8 493,0 530,1 570,9 590,4 Previsão Tarifas ,3 580,3 Tarifas ,3 Previsão Tarifas ,2 606,9 Tarifas ,9 Previsão Tarifas ,9 650,6 689,7 731,1 Tarifas ,6 Previsão Tarifas ,1 676,8 724,6 772,1 Tx. Média 1998/ / / / / / / / / / /2007 Real 8,3% 11,6% 8,3% 8,9% 10,8% 7,5% 7,7% 3,4% Previsão Tarifas ,4% 9,0% 8,0% Tarifas ,4% 8,0% Previsão Tarifas ,7% 7,0% 7,0% Tarifas ,7% 7,0% Previsão Tarifas ,0% 7,0% 6,5% 6,0% 6,0% Tarifas ,5% 6,5% Previsão Tarifas ,8% 7,1% 7,1% 7,1% 6,6% A taxa de crescimento dos fornecimentos em MT prevista pela EEM para o período apresenta semelhante evolução descrita anteriormente para os fornecimentos em BT. A previsão para Tarifas

117 Região Autónoma da Madeira apresenta taxas de crescimento anuais em torno dos 7% para o período enquanto que, entre 1997 e 2004, a taxa de crescimento média anual verificada foi de 11,5%. A EEM reviu em alta o crescimento previsto para os anos 2005, 2006 e 2007 por comparação entre os valores enviados para o processo de fixação de tarifas para 2006 e os enviados nas tarifas para O crescimento verificado entre 2003 e 2004 (+19,1%) terá contribuído significativamente para o movimento atrás descrito. Figura Fornecimentos em MT na RAM GWh Real 80,3 90,8 93,5 105,0 119,2 134,0 144,5 172,1 Previsão Tarifas ,9 140,3 Tarifas ,3 Previsão Tarifas ,3 154,4 Tarifas ,4 Previsão Tarifas ,6 164,7 174,6 185,0 Tarifas ,7 Previsão Tarifas ,5 197,7 211,8 225,9 Tx. Média 1998/ / / / / / / / / / /2007 Real 11,5% 13,1% 2,9% 12,3% 13,5% 12,4% 7,9% 19,1% Previsão Tarifas ,7% 9,0% 8,0% Tarifas ,7% 8,0% Previsão Tarifas ,8% 7,7% 7,0% Tarifas ,8% 7,0% Previsão Tarifas ,7% 7,0% 6,5% 6,0% 6,0% Tarifas ,4% 6,5% Previsão Tarifas ,9% 7,2% 7,2% 7,2% 6,6% PERDAS A Figura 4-4 permite analisar a evolução das perdas nas redes de transporte e distribuição em relação aos fornecimentos aos clientes do Sistema Público da RAM. A EEM prevê a manutenção da taxa de perdas verificada em 2004 para o período compreendido entre 2005 e 2008, ou seja, uma taxa de perdas em torno dos 9,3%. A previsão apontada pela EEM traduz uma tendência decrescente na taxa de perdas entre 1997 e

118 Região Autónoma da Madeira Figura Perdas nas redes de transporte e distribuição na RAM Fornecimentos a clientes do Sistema Público da RAM GWh Real Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Perdas nas redes de distribuição GWh Real Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Tarifas Previsão Tarifas Taxa de perdas nas redes de distribuição 16,0% 15,0% 14,0% 13,0% 12,0% 11,0% 10,0% 9,0% 8,0% 7,0% Real 15,3% 11,8% 12,2% 10,5% 11,9% 10,2% 8,0% 9,3% Previsão Tarifas ,0% 11,0% Tarifas ,0% Previsão Tarifas ,3% 10,3% Tarifas ,3% Previsão Tarifas ,5% 9,5% 9,5% 9,4% Tarifas ,5% Previsão Tarifas ,3% 9,3% 9,3% 9,3% 110

119 Região Autónoma da Madeira 4.2 EEM ANÁLISE GLOBAL Na Figura 4-5 apresentam-se os valores de custos e proveitos operacionais da EEM a preços correntes verificados entre 2001 e 2004, os estimados para o ano em curso e os previstos pela empresa até No período em análise, os custos com a aquisição de energia eléctrica, os custos das matérias vendidas e consumidas, em particular o custo com os combustíveis, e os fornecimentos e serviços externos são as rubricas de custos que apresentam a maior taxa de crescimento média anual entre 2001 e Em 2004, o custo com combustíveis e lubrificantes apresenta um crescimento de cerca de 23% face a Esta variação é explicada pelo aumento de produção de energia eléctrica na Central Térmica da Vitória por contrapartida de uma menor capacidade de produção de energia eléctrica através de recursos hídricos, tendo em vista a satisfação dos aumentos de consumo de energia eléctrica verificados na região. A rubrica de fornecimento e serviços externos apresenta um crescimento de cerca de 68% entre 2003 e 2004 sendo que, grande parte desta variação é explicada pelo investimento realizado pela EEM em 2004 pois o valor dos fornecimentos e serviços externos de exploração (valor total deduzidos dos trabalhos para a própria empresa) apresentam um crescimento de 10,7% para igual período. A introdução da distribuição postal com recurso aos CTT, medida introduzida pela empresa em Março de 2004, explica em parte o aumento verificado nesta rubrica. Em sequência do aumento de investimento realizado pela EEM em 2004, a rubrica de trabalhos para a própria empresa apresenta um crescimento de 122% entre 2003 e Os custos com a aquisição de energia eléctrica crescem à taxa média anual de 9,8% entre 2001 e Contudo, as grandes oscilações nesta rubrica são verificadas nos primeiros anos, com especial importância o crescimento verificado entre 2002 e 2003 de 43% dado que, a partir de 2005, a EEM prevê que esta rubrica apresente um crescimento de 2,2% em 2006 e 0,5% em 2007 e Os custos das mercadorias vendidas e consumidas, que englobam os custos com combustíveis e materiais diversos, apresentam um crescimento médio anual de 8,3%, entre 2001e A subida do preço do fuel, o aumento da produção de energia eléctrica e o aumento do nível dos investimentos que se reflectem na rubrica de materiais diversos, são os factores que explicam a evolução apresentada. A rubrica de fornecimentos e serviços externos apresenta um crescimento médio anual de 9,9% entre 2001 e O nível de investimentos realizados e previstos pela EEM é responsável pelo crescimento desta rubrica à taxa observada dado que, ao se analisar esta rubrica em termos de exploração, o crescimento entre 2005 e 2008 encontra-se em linha com a inflação prevista pela EEM (para 2005, a EEM considerou uma taxa de inflação de 2,3% e nos anos seguintes um decréscimo de 0,1 pontos percentuais, atingindo em 2008, o valor de 2,0%). Entre 2001 e 2004, os fornecimentos e serviços 111

120 Região Autónoma da Madeira externos de exploração crescem a uma taxa média anual de 9,0% enquanto em termos totais, crescem a uma taxa média anual de 17,7% para igual período. Na rubrica outros custos operacionais (deduzidos dos outros proveitos operacionais) estão incluídos os valores referentes a direitos de passagem para os anos de 2005, 2006, 2007 e Os custos operacionais líquidos dos proveitos operacionais aumentam durante o período em análise, representando um crescimento médio anual de cerca de 7,6%. Os custos e proveitos operacionais unitários da EEM, a preços de 2005 e tendo por base a energia fornecida, apresentam-se na Figura 4-6, podendo observar-se uma redução dos mesmos ao longo do período em análise, com excepção dos anos compreendidos ente 2003 e A partir de 2006, a EEM prevê uma diminuição dos custos e dos proveitos unitários em sequência dum crescimento na energia eléctrica fornecida e de um decréscimo dos custos e dos proveitos unitários. 112

121 Região Autónoma da Madeira Figura Custos e proveitos operacionais da EEM (preços correntes) 10 3 EUR Aquisição de energia eléctrica FSE Outros custos operac. - Outros proveitos operac. TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Custo das mercadorias vendidas e consumidas Pessoal Prestação de serviços Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício Remuneração do activo implícita Fonte: EEM 113

122 Região Autónoma da Madeira Figura Custos e proveitos unitários da EEM (preços de 2005) 200 /MWh ,6 20,3 21,6 25,5 45,8 11,4 49,9 19,3-12,7 0,4 23,7 0,6 3,2 41,8 7,5 20,8 22,3 21,4 25,8 21,4 22,2 18,5 19,4 0,7 18,6 21,1 18,9 0,5 7,8 0,6 0,9 7,6 0,6 19,4 0,4 7,3 0,6 5,0 7,1 41,2 38,2 36,2 39,6 34,0 32,3 12,0 13,6 13,0 11,6 8,8 11,3 37,3 44,3 49,5 48,2 46,7 38,6 45,0 20,6 26,4 24,6 24,2 22,6 20,8 19,2-0,2-5,2-0,1-0,3-0,1-0,1-0,1-0,1-8,7-13,5-17,8-19,5-19,9-16, Aquisição de energia eléctrica FSE Outros custos operac. - Outros proveitos operac. TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Custo das mercadorias vendidas e consumidas Pessoal Prestação de serviços Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício Remuneração do activo implícita 114

123 Região Autónoma da Madeira Na Figura 4-7 é apresentada a evolução da margem bruta unitária da EEM entre 2001 e A preços de 2005, apesar do aumento de 8,8% em 2002, a margem bruta unitária decresceu 22,31 /MWh no período em análise, representando um decréscimo médio anual de 4,7%. Figura Margem Bruta unitária da EEM (preços de 2005) 100,00 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 /MWh 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40, Margem Bruta Unitária 78,42 85,29 78,45 64,74 60,13 58,36 56,98 56,10 Na Figura 4-8 é apresentada a repartição dos custos regulados da EEM entre 2001 e 2008 pelas actividades de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (AGS), de Distribuição de Energia Eléctrica (DEE) e de Comercialização de Energia Eléctrica (CEE). No período em análise, os custos regulados apresentam um crescimento médio anual de 7,6% sendo a DEE, a actividade que apresentou um crescimento médio anual superior (8,3% ao ano, em média). Em 2004, os custos regulados aumentaram 6,5%, tendo sido a actividade de AGS, que representa 68% do total dos custos regulados da EEM, a que mais contribuiu para o crescimento dos custos nesse ano. 115

124 Região Autónoma da Madeira Figura Custos operacionais das actividades reguladas da EEM (preços correntes) EUR AGS DEE CEE Fonte: EEM 116

125 Região Autónoma da Madeira O investimento da EEM é apresentado de modo desagregado na Figura 4-9. As dificuldades financeiras enfrentadas pela EEM entre 2001 e 2003 estiveram na origem da contenção verificada ao nível dos investimentos anuais. Em 2004, os investimentos da EEM apresentam um crescimento de perto de 200% face aos valores verificados em O elevado investimento público efectuado na região durante o ano de 2004, com especial incidência no lançamento de novas vias de comunicação em toda a região, obrigaram o acompanhamento por parte da empresa face a essa nova realidade, reflectindo-se nos níveis de investimento realizados na rede de transporte (especialmente em linhas e cabos) e na rede de distribuição (especialmente em linhas de distribuição em MT). O adiamento da entrada de exploração da Central Hídrica dos Socorridos - inicialmente a sua entrada em exploração estava prevista para o final de 2004 contudo, a empresa projecta que tal só venha a acontecer no decorrer do presente ano - levou à aquisição de uma turbina móvel dual fuel na Central Térmica da Vitória durante o ano de 2004, para fazer face a necessidades de cobertura de pontas do consumo. Nos anos 2005, 2007 e 2008 o sistema de produção é responsável por cerca de 40% do total de investimento a realizar em cada ano. Em 2005, o crescimento de 87,4% nesta rubrica é explicado pelos investimentos efectuados nas diversas centrais hidroeléctricas. A conclusão dos trabalhos de transformação da Central Hidroeléctrica dos Socorridos numa central reversível é responsável por mais de 80% do investimento a realizar em Nos anos seguintes, os investimentos a realizar no sistema de produção resultam essencialmente na construção de uma nova instalação com dois grupos diesel dual fuel cuja entrada em exploração está prevista, segundo a EEM, no Verão de 2007 e de Relativamente à rede de transporte, os investimentos previstos são direccionados essencialmente a obras relacionadas com subestações e linhas. Os investimentos a realizar na rede de distribuição destinam-se essencialmente a aumentar a qualidade de fornecimento de energia eléctrica tendo em vista o cumprimento dos níveis de qualidade presentes no Relatório de Qualidade de Serviço. Assumem particular importância os investimentos em novos postos de transformação e no reforço da redes existentes. Salienta-se igualmente o investimento a realizar pela EEM em informática em 2004 e Os investimentos são relativos à continuação da implementação de varias aplicações, nomeadamente do software SAP, da conclusão de trabalhos técnicos que permitem a existência de um cadastro de toda a rede eléctrica, da renovação do parque informático, da implementação do projecto de Call Center e de gestão documental e arquivo óptico. A rubrica equipamentos de serviços apresenta um elevado crescimento em 2006 com o investimento previsto pela EEM na renovação total da frota automóvel. 117

126 Região Autónoma da Madeira Figura Investimentos da EEM (preços correntes) EUR Fonte: EEM Sistema de Produção Rede de Transporte Rede de Distribuição Outras Obras Informática Equipamentos de Serviços Serviço de Inspecção e Aparelhagem de Medida 118

127 Região Autónoma da Madeira ANÁLISE DESAGREGADA POR ACTIVIDADES ACTIVIDADE DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E GESTÃO DO SISTEMA Na Figura 4-10 apresentam-se os custos operacionais na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema para o período Durante o período em análise os custos operacionais totais crescem à taxa média anual de 7,8%. As rubricas que apresentam o maior crescimento são a aquisição de energia eléctrica (9,8%), combustíveis e lubrificantes (9,4%), provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício (9,0%) e custos com pessoal (5,9%). A rubrica com maior peso na estrutura de custos operacionais da EEM é a de combustíveis e lubrificantes, que perdeu peso entre 2001 e 2003 mas que a EEM estima que volte a apresentar um peso superior a 40% a partir de No último ano em análise, esta rubrica pesa 48,3% do total dos custos operacionais. Para além da aquisição de energia eléctrica, com um peso próximo dos 25% em média, a rubrica de custos com pessoal também apresenta um peso significativo na estrutura de custos desta actividade. 119

128 Região Autónoma da Madeira Figura Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Gestão do Sistema (preços correntes) EUR Aquisição de Energia Eléctrica Materiais Diversos Pessoal TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Prestações Serviços Combustíveis e lubrificantes FSE Outros custos operac. - Outros proveitos operac. Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício Remuneração do Activo Implícita Fonte: EEM 120

129 Região Autónoma da Madeira CUSTOS COM COMBUSTÍVEIS Como se viu, o peso do custo com os combustíveis na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema é bastante elevado. Estes custos são quase integralmente determinados pelos custos com o fuelóleo, como mostra a Figura 4-11, onde se evidencia que os custos respeitantes à aquisição deste combustível representam mais de 95% do custo com a aquisição de combustíveis da EEM, ao longo de todo o período analisado. Figura Custos com combustíveis Valores verificados Previsões Euros Custo Fuelóleo Custo Gasóleo Fonte: REN O peso do fuelóleo é igualmente bastante importante na globalidade da produção de energia eléctrica. A Figura 4-12 apresenta a evolução do peso da produção das centrais a fuelóleo na produção total de energia eléctrica na RAM, que inclui igualmente produção de energia eléctrica a partir de centrais a gasóleo, aproveitamentos hidroeléctricos e centrais eólicas. Observa-se que a EEM prevê um aumento do peso da produção de energia eléctrica com origem no fuelóleo, a partir de Para 2006, a EEM prevê uma ligeiramente diminuição do peso das centrais a fuelóleo na produção de energia eléctrica relativamente ao estimado para 2005 devendo, contudo, a produção nestas centrais representar quase 82%, em

130 Região Autónoma da Madeira Figura Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais a fuelóleo na produção total 100% 95% Valores verificados Previsões 90% 85% 80% 75% 70% Fonte: EEM Pela importância do fuelóleo na produção de energia eléctrica na RAM e pelo carácter residual do outro combustível consumido nesta Região Autónoma, isto é, do gasóleo, a análise focar-se-á nos custos com o fuelóleo. A Figura 4-13 apresenta a evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na produção de energia eléctrica na RAM. Observa-se que a partir de 2005 a EEM prevê a estagnação do custo unitário do fuelóleo. Para 2005, a EEM estima que o custo unitário do fuelóleo aumente cerca de 11% relativamente ao verificado em É igualmente patente a grande diferença entre o custo unitário do fuelóleo adquirido para as centrais térmica da RAM e o das centrais em Portugal continental. Em 2000, a diferença era cerca de 29%, contudo a EEM prevê que esta diferença diminua, sendo que para 2006 as previsões da empresa estreita esta diferença para cerca de 12%. A este facto não está alheio o esforço da EEM na diminuição dos custos com aquisição de fuelóleo, que se materializou no concurso que lançou para fornecimento de combustíveis e, na sequência deste concurso, nas condições que garantiu no contrato que estabeleceu com a Galp para fornecimento de fuelóleo e gasóleo à EEM. 122

131 Região Autónoma da Madeira Figura Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAM e em Portugal continental 300 Valores verificados Previsões EUR/t Fuelóleo Madeira Fuelóleo Porto Santo Fuelóleo Setúbal Fonte: EEM, REN O menor crescimento dos custos unitários de aquisição do fuelóleo na Madeira relativamente a Portugal continental é patente na Figura Entre 2000 e 2008, a EEM prevê que o custo unitário do fuelóleo consumido na Madeira aumente 15%, enquanto que para o mesmo período a REN prevê que o custo unitário do fuelóleo adquirido para a central de Setúbal aumente mais de 27%. 123

132 Região Autónoma da Madeira Figura Evolução do custo do fuelóleo na Madeira e em Portugal continental, base 100, Valores verificados Previsões Fuelóleo Madeira Fuelóleo Setúbal Fonte: EEM, REN 124

133 Região Autónoma da Madeira ACTIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA Os custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica são apresentados na Figura 4-15 para o período Ao longo do período em análise os custos operacionais totais desta actividade crescem à taxa média anual de 8,3%. A rubrica que detém um maior peso na estrutura de custos é a de pessoal, que representa cerca de 60% dos custos no período em análise e apresenta um crescimento médio anual de 4,6%. A rubrica de trabalhos para a própria empresa apresenta um elevado crescimento a partir de 2004, registando uma taxa de crescimento médio anual de cerca de 10%. As rubricas materiais diversos e fornecimentos e serviços externos apresentam um peso semelhante na estrutura de custos desta actividade, em torno dos 20%, e registam crescimentos médios anuais de 0,4% e 11,3% respectivamente, ao longo do período em análise. De salientar que na rubrica de outros custos operacionais deduzidos de outros proveitos operacionais estão incluídos a partir de 2005 valores relativos a direitos de passagem que a EEM prevê pagar às autarquias. Contudo, esse valor carece de suporte comprovativo. Para 2005, encontram-se incluídos nessa rubrica 5,6 milhões de euros sendo que para 2008, a EEM incluiu o valor de 6,7 milhões de euros. A rubrica de amortizações, que se encontram líquidas das amortizações de imobilizado comparticipado apresenta um crescimento médio anual em torno dos 9,1% e um peso médio na estrutura de custos de 28%. 125

134 Região Autónoma da Madeira Figura Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes) EUR Materiais Diversos FSE Pessoal Outros custos operac. - Outros proveitos operac. TPE Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Remuneração do Activo Implícita Prestações Serviços Fonte: EEM 126

135 Região Autónoma da Madeira ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA A Figura 4-16 apresenta a evolução no período de 2001 a 2008 dos custos operacionais da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica desagregados nas suas principais parcelas. Para o período em análise, a EEM prevê, tal como nas actividades anteriores, que os custos aumentem, atingindo um crescimento médio anual de 4,1%. A parcela dos custos operacionais totais desta actividade com um peso superior corresponde à rubrica de custos com pessoal que apresenta um crescimento médio anual de 2,5%. Contudo, o peso desta rubrica decresce no período em análise, prevendo a EEM que passe de um peso de 82,3% em 2001 para 73,7% em Contrariamente, as rubricas de materiais diversos e fornecimentos e serviços externos aumentam o seu peso na estrutura dos custos operacionais totais durante o período em análise e apresentam as maiores taxas de crescimento médio anual, 43,5% e 15,4%, respectivamente. A rubrica de trabalhos para a própria empresa apresenta um crescimento considerável entre 2004 e 2005, apresentando uma taxa de crescimento média anual de 136,8%. 127

136 Região Autónoma da Madeira Figura Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (preços correntes) EUR Materiais Diversos Pessoal TPE Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Prestações Serviços FSE Outros custos operac. - Outros proveitos operac. Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício Remuneração do Activo Implícita Fonte: EEM 128

137 Pedido de esclarecimento às empresas 5 PEDIDO DE ESCLARECIMENTO ÀS EMPRESAS Neste capítulo sintetizam-se os pedidos de esclarecimentos às empresas, relativamente aos anos de 2004 a 2008 e respectivas respostas enviadas pelas empresas. 5.1 REN Da análise dos valores enviados pela REN, referentes ao período , surgiram algumas dúvidas cujo esclarecimento foi solicitado. Em particular solicitou-se o esclarecimento dos seguintes aspectos: Aquisições aos produtores em regime especial para efeito de cálculo do sobrecusto. Custos com a promoção da qualidade ambiental. Provisões do exercício AQUISIÇÕES AOS PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL A diversa informação enviada pela REN relativa às aquisições de energia eléctrica a produtores em regime especial (PRE) em 2004, não é coincidente: Documento "Informação adicional 2004" Quadro N Balanço de energia eléctrica Pre Pre não facturada mas incluída nas vendas Pre não facturada mas incluída nos consumos - 17,9 GWh 4 567,7 GWh - 85,9 GWh Quadro N Aquisições a produtores em regime especial 4 464,0 GWh RESPOSTA DA REN Todos os valores acima indicados estão correctos e consistentes. A melhor estimativa de valor de PREs (4567,7-85,9-17,9=4463,9 GWh, ou mais exactamente 4464,0 GWh) foi a incluída no cálculo do consumo. Quadro D - Cálculo do sobrecusto de aquisição aos PRE's 4 558,8 GWh 129

138 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA REN O valor a considerar neste quadro deveria ter sido 4567,7 GWh (energia correspondente ao custo de aquisição a PREs). O valor de 4558,8 GWh correspondia à estimativa de fecho do ano de 2004, constante no sistema contabilístico da REN, que não foi actualizado em consonância com o Balanço Energético. Estatísticas anuais para a ERSE (Divisão comercial) Quadro 3 - Consumo referido à produção líquida 4 564,4 GWh RESPOSTA DA REN Como consta no Quadro 3 do documento referido o valor de 4564,4 GWh corresponde à soma da energia recebida de PREs e incluída no consumo: MWh, com a energia recebida da EDIA (central do Alqueva) de: MWh. Que valor considerar para cálculo do sobrecusto das aquisições aos produtores em regime especial? RESPOSTA DA REN Como já se referiu: 4567,7 GWh, valor consistente com o custo de aquisição a PREs. Além desse valor, a ERSE necessita do custo de aquisição aos produtores em regime especial desagregado por tecnologia. RESPOSTA DA REN Em separado segue folha de cálculo com a desagregação agora solicitada. 130

139 Pedido de esclarecimento às empresas EDIS Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2004 Térmicas Cogeração (euros) , , , , , , , , , , , , ,73 (energia, MWh) , , , , , , , , , , , , ,67 Térmicas Clássicas , , , , , , , , , , , , ,94 (energia) , , , , , , , , , , , , ,47 Hídricas , , , , , , , , , , , , ,35 (energia) , , , , , , , , , , , , ,76 Eólicas , , , , , , , , , , , , ,19 (energia) , , , , , , , , , , , , ,56 Fotovoltaicas 0,00 439,68 253,20 297,24 458,58 383,73 388,67 479,07 308,37 218,75-293,97 910, ,10 (energia) 0,00 0,46 0,64 0,55 0,86 0,72 0,71 0,88 0,56 0,40-0,54 1,49 6,73 TOTAL (Euros) , , , , , , , , , , , , ,31 Energia Total (MWh) , , , , , , , , , , , , ,20 REN Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2 004,00 Térmicas Cogeração , , , , , , , , , , , , ,65 (energia) , , , , , , , , , , , , ,89 Térmicas Clássicas , , , , , , , , , , , , ,97 (energia) , , , , , , , , , , , , ,53 Hídricas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (energia) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Eólicas , , , , , , , , , , , , ,71 (energia) , , , , , , , , , , , , ,30 Fotovoltaicas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (energia) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL (Euros) , , , , , , , , , , , , ,33 Energia Total (MWh) , , , , , , , , , , , , ,72 TOTAL - PREs (euros) , , , , , , , , , , , , ,64 ENERGIA TOTAL - PREs (MWh) , , , , , , , , , , , , ,92 131

140 Pedido de esclarecimento às empresas CUSTOS COM A PROMOÇÃO DA QUALIDADE AMBIENTAL Como se compatibilizam os custos com a promoção da qualidade ambiental enviados no relatório sumário com os custos enviados no relatório de execução do PPQA? Apenas os custos com o desmantelamento de linhas coincidem. Relatório sumário p. 26/26 (v/ refª CA 150/2005) Os custos considerados para efeito do cálculo dos resultados regulados incluem os seguintes custos originados pelo PPQA: milhares de euros Unid: AEE GGS TEE Total Fornec e Serviços Externos Custos Extraordinários ( desm. de linhas) Total Relatório de execução do PPQA p 7 (v/ refª CA 143/2005) 132

141 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA REN Os custos constantes da prestação de contas no Relatório Sumário respeitam a custos externos suportados com o PPQA. Fornecimentos e Serviços Externos 162 Custos extraordinários 646 Total 808 Os valores constantes do quadro de comparação dos custos realizados no PPQA, acrescem ao valor de 808 mil euros, os custos de integração paisagística que em 2004 não foram considerados custos do exercício na contabilidade, por estarem num projecto de investimento, cuja correcção só foi efectuada em 2005 ( 78 mil euros). No âmbito do relatório do PPQA foi ainda incluída uma verba de euros relativa a custos internos Manutenção do SGA Trabalho de 2 licenciados júnior euros Implementação do EMAS Trabalho de 2 licenciados júnior euros Em resumo: Custos apresentados no Relatório Sumário 808 Custos de integração paisagística 78 Custos de licenciado júnior 198 Total PROVISÕES DO EXERCÍCIO Relativamente às provisões do exercício agradecíamos que nos fossem esclarecidos três aspectos: Os montantes de provisões do exercício, por actividade, constantes da demonstração de resultados do Relatório Sumário correspondem apenas ao reforço de provisões para actos médicos. Como se compatibilizam estes valores com os enviados no quadro 10 constante do mesmo documento? 133

142 Pedido de esclarecimento às empresas Na actividade de aquisição de energia eléctrica foi constituída uma provisão de 440 milhares de euros para clientes de cobrança duvidosa. Qual a justificação para esta provisão? Na actividade de Transporte de Energia Eléctrica foi constituída uma provisão no montante de 828 milhares de euros para outros devedores. Qual a justificação para a constituição desta provisão? RESPOSTA DA REN Os movimentos efectuados na Demonstração de Resultados provisões do exercício mil euros, e no Balanço (Provisões conta mil euros e conta mil euros = mil euros) estão correctos. O mapa 10 está incorrectamente preenchido pelo que se envia nova versão corrigida: 134

143 Pedido de esclarecimento às empresas A provisão de 440 milhares de euros constituída na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica respeita ao montante em débito na conta TXU pela venda de energia eléctrica e que face ao processo de falência dada a incerteza no recebimento foi decidida a constituição da provisão. Informa-se que nesta data o valor já foi recebido e anulada a correspondente provisão. 135

144 Pedido de esclarecimento às empresas A constituição da provisão de 828 milhares de euros respeita ao valor da conta do MARL proveniente de desvios de linhas efectuados pela nossa Divisão de Exploração há três anos cujo pagamento vem sendo recusado por aquela empresa, tendo transitado para contencioso. O proveito foi contabilizado nesta actividade quando da emissão da Nota de débito. 136

145 Pedido de esclarecimento às empresas 5.2 EDP DISTRIBUIÇÃO Da análise dos valores enviados pela EDP Distribuição, referentes ao período , 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. O montante de custos com interruptibilidade. A regularização de provisões entre actividades. A regularização de imobilizados e amortizações acumuladas entre actividades. Os movimentos de provisões e saldos no final do ano. Os proveitos do uso das redes de distribuição, por nível de tensão. O saldo da rubrica de Outros proveitos diferidos na actividade de Comercialização no SEP. Os custos do Plano de Apoio à Reestruturação (PAR) relativos a Esclarecimento relativamente à metodologia utilizada na afectação dos custos por actividade e nível de tensão, no âmbito do PAR. Diferença entre os valores constantes da nota 22 do Relatório Sumário e os custos constantes do Relatório de execução do PPQA BALANÇO DE ENERGIA ELÉCTRICA A ERSE necessitava como se repartiam as vendas ao SENV e ao Grupo EDP, desagregadas por nível de tensão, no total de 63,1GWh. 137

146 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO As vendas ao Grupo EDP e ao SENV, no total de 63,1 GWh, são repartidas da seguinte forma: Un: (GWh) MAT AT MT BTE BTN Total Centrais SENV 2,8 1, ,7 Grupo EDP ,1 7,8 2,5 57,4 Totais 2,8 31,9 18,1 7,8 2,5 63, COMPATIBILIZAÇÃO DOS VALORES DOS CUSTOS COM INTERRUPTIBILIDADE Justificação da diferença de valor enviados pela EDP Distribuição, de milhares de euros, e pela REN, que envia um valor de milhares de euros. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO A interruptibilidade é debitada mensalmente por valores estimados, sendo a diferença entre valor real e o estimado regularizada no mês seguinte. Neste caso, a diferença de , 12 foi debitada à REN pelo doc de 21/01/ 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 ERSE queria saber qual a origem destas regularizações e o motivo pelo qual os valores não se anulavam. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Em termos de regularizações de provisões activas (provisões para clientes e para outros devedores, verifica-se o seguinte: Transferência entre actividades - à semelhança do ano anterior foram transferidos valores da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica para as actividades Credes e CSEP, no montante de 0,3 e 4,8 milhões de euros, respectivamente, existindo uma diferença de 0,1 milhões de euros entre o que saiu da DEE e o que entrou nestas actividades. 138

147 Pedido de esclarecimento às empresas Transferência entre níveis de tensão - foram transferidos 95 milhões de euros de MT para AT e para BT, no montante de 3 e 93 milhões de euros, respectivamente. O quadro seguinte apresenta as regularizações das provisões activas, enviadas pela EDP Distribuição, referente ao ano Regularizações nas Provisões activas Unidade: 10 3 EUR AT MT BTE/BTN Total DEE Credes 0 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 Provisão Clientes Cobrança Duvidosa: Imobilizado em Integração Compensado Apresentando um saldo de m na DEE, foi feita nova repartição pelos níveis de tensão em função do Imobilizado em concessão e integração existente, resultando uma repartição de 5% na MT e 95% na BT. Em 2003 a repartição foi de 95% para a MT e 5% para a BT. Dívidas das Autarquias As dívidas das Autarquias com e sem acordo foram consideradas a 100% na BT/IP, na CSEP, indevidamente. A repartição destas dívidas, tal como tem sido prática nos anos anteriores, deverá ser feita do seguinte modo: 95% na MT e 5% na BT/IP, na CSEP. 139

148 Pedido de esclarecimento às empresas Provisão para Outros Devedores: O saldo final foi repartido por Actividade Regulada em função dos proveitos de terceiros, com exclusão dos relacionados com a electricidade. Porque a repartição incidiu sobre o saldo final de 2004, altera a repartição entre actividades e por nível de tensão de ano para ano, afectando também a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2003). 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 CSEP de 6,2 milhões de euros para as actividades DEE e CSEP, nos montantes de 5,0 e 1,0 milhões de euros, respectivamente. Transferência entre níveis de tensão transferência de BTE/BTN de 11,9 milhões de euros para os níveis de AT e MT, nos montantes de 10 e 1,7 milhões de euros, respectivamente. Provisão para outros riscos e encargos Transferência entre actividades transferência das actividades DEE e Credes para a actividade CSEP de 3,5 milhões de euros. Transferência entre níveis de tensão transferência de MT para os restantes níveis de tensão, no montante de 0,6 milhões de euros. O quadro seguinte apresenta as regularizações das provisões activas, enviadas pela EDP Distribuição, referente ao ano

149 Pedido de esclarecimento às empresas 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 Provisão para actos médicos e Provisão para outros riscos e encargos As regularizações anotadas devem-se à actualização da regra geral de recursos humanos, que incidiu sobre os saldos finais de 2004 das provisões em causa, afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2003) RUBRICAS DE IMOBILIZADO As regularizações de imobilizado e de amortizações acumuladas, assim como das transferências para exploração, embora não afectem os ajustamentos de 2004, 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. A ERSE pretendia saber qual a justificação para essas regularizações. 141

150 Pedido de esclarecimento às empresas RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Regularizações de imobilizado entre actividades O seguinte apresenta as regularizações de imobilizado por actividade e nível de tensão. Da análise do quadro verifica-se que no total, o imobilizado das actividades reguladas reduz-se em cerca de 485 milhares de euros. Transferência entre actividades redução dos imobilizados das actividades Credes e CSEP no montante global de 4,3 milhões de euros e aumento do imobilizado da actividade DEE em 3,8 milhões de euros. Transferência entre níveis de tensão redução dos imobilizados afectos à BTE/BTN e MT no montante global de 10,7 milhões de euros e aumento do imobilizado afecto a AT no montantes de 10,2 milhões de euros. As regularizações de imobilizado incorpóreo, corpóreo não específico e em curso não específico identificadas nos quadros seguintes devem-se à actualização da regra geral de recursos humanos, que incidiu sobre os saldos finais de 2004 dos imobilizados em causa, afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2003). 142

151 Pedido de esclarecimento às empresas 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 -1-1 CSEP 0 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 0 0 CSEP 0 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

152 Pedido de esclarecimento às empresas Regularizações das Amortizações Acumuladas Nas regularizações das amortizações acumuladas verifica-se uma situação semelhante à observada em termos das regularizações do imobilizado entre actividades, mas o mesmo já não ocorre entre níveis de tensão: No total, o montante de amortizações acumuladas reduz-se 140 mil 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 BTE/BTN para AT e MT. O quadro seguinte sintetiza as regularizações das amortizações acumuladas. Regularizações entre actividades das amortizações acumuladas Amortização do Imobilizado Incorpóreo Unidade: 10 3 EUR AT MT BTE/BTN Total DEE Credes CSEP Total Amortização do Imobilizado específico Unidade: 10 3 EUR AT MT BTE/BTN Total DEE Credes 0 0 CSEP 0 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

153 Pedido de esclarecimento às empresas As regularizações entre actividades das amortizações acumuladas do imobilizado incorpóreo e corpóreo não específico identificadas nos quadros anteriores devem-se à actualização da regra geral de recursos humanos, que incidiu sobre os saldos finais de 2004 dos imobilizados em causa, afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2003). Relativamente ao imobilizado específico foi contabilizado em Linhas Aéreas de MT o valor de 4,2 M quando deveria ter sido em Linha Aéreas de BT. Em foi feita a regularização contabilística COMPATIBILIZAÇÃO DOS MAPAS DE PROVISÕES COM OS MAPAS DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS No cruzamento de valores dos mapas de provisões com os montantes constantes nas demonstrações de resultados e no passivo detectámos algumas discrepâncias. As variações de provisões no total da EDP Distribuição são coerentes. Contudo o mesmo não ocorre quando se apura por nível de tensão, e actividade, e se cruzam os valores dos mapas de provisões (quadros da Norma 1) com os valores que constam nas demonstrações financeiras por actividade (quadros da Norma 5). A mesma situação ocorre com o saldo de provisões passivas no final de 2004, quando se analisam os valores por tipo de provisão. Neste caso, o montante global por actividade está correcto, no entanto, o mesmo não ocorre quando se apuram saldos por tipo de provisão. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Os quadros seguintes pretendem identificar as diferenças apuradas. Distribuição de Energia Eléctrica (DEE) O quadro seguinte permite comparar os valores constantes dos mapas de provisões (Quadros N1-11x) com os valores constantes na demonstração de resultados (Quadro N5-05). 145

154 Pedido de esclarecimento às empresas DEE AT MT BT Total A Mapas de provisões (exclui PAR) (+) Aumento (-) utilização (=) variação B Mapas de provisões (variação das provisões do PAR) (+) utilizações (mapa de provisões) (E ) (+) regularizações (anulação do saldo de 2003) (=) Total de reduções C Total da Variação (A) - (B) D Demonstração de resultados (+) Provisões (-) Redução de provisões (=) variação Diferença (C - D) Não só se apuram diferenças por nível de tensão como no total da actividade. Comparando os mapas de provisões com o mapa de balanço (quadro N1-02), embora no total os valores se anulem, existem diferenças por tipo de provisão. DEE AT MT BT Total Diferenças Provisões Passivas PAR Actos médicos e outras Valores do balanço Outras Provisão para pensões e actos médicos No balanço, quadro N1-02, em Outras Provisões inclui para além do PAR ( ), a revisão contratação colectiva trabalho (437) e outras provisões para riscos e encargos (235). Nos mapas n1-11x- DEE estas últimas estão incluídas em Outras Provisões para Riscos e Encargos. Comercialização de Redes (CRedes) O quadro seguinte permite comparar os valores constantes dos mapas de provisões (Quadros N1-12x) com os valores constantes na demonstração de resultados (Quadro N5-13). 146

155 Pedido de esclarecimento às empresas Credes NT BTE BTN Total A Mapas de provisões (exclui PAR) (+) Aumento (-) utilização (=) variação B Mapas de provisões (variação das provisões do PAR) (+) utilizações (mapa de provisões) (E ) (+) regularizações (anulação do saldo de 2003) (=) Total de reduções C Total da Variação (A) - (B) D Demonstração de resultados (+) Provisões (-) Redução de provisões (=) variação Diferença (C - D) Não só se apuram diferenças por nível de tensão como no total da actividade. Comparando os mapas de provisões com o mapa de balanço (quadro N1-04), embora no total os valores se anulem, existem diferenças por tipo de provisão. Credes NT BTE BTN Total Diferenças Provisões Passivas PAR Actos médicos e outras Valores do balanço Outras Provisão para pensões e actos médicos No balanço, quadro N1-04, em Outras Provisões inclui para além do PAR (71 429), a revisão contratação colectiva trabalho (82) e outras provisões para riscos e encargos (0). Nos mapas n1-11x- DEE estas últimas estão incluídas em Outras Provisões para Riscos e Encargos. Comercialização no SEP (CSEP) O quadro seguinte permite comparar os valores constantes dos mapas de provisões (Quadros N1-13x) com os valores constantes na demonstração de resultados (Quadro N5-23). 147

156 Pedido de esclarecimento às empresas CSEP NT BTE BTN Total A Mapas de provisões (exclui PAR) (+) Aumento (-) utilização (=) variação B Mapas de provisões (variação das provisões do PAR) (+) utilizações (mapa de provisões) (E ) (+) regularizações (anulação do saldo de 2003) (=) Total de reduções C Total da Variação (A) - (B) D Demonstração de resultados (+) Provisões (-) Redução de provisões (=) variação Diferença (C - D) Não só se apuram diferenças por nível de tensão como no total da actividade. Comparando os mapas de provisões com o mapa de balanço (quadro N1-06), embora no total os valores se anulem, existem diferenças por tipo de provisão que nesta actividade atinge os 5,7 milhões de euros. CSEP NT BTE BTN Total Diferenças Provisões Passivas PAR Actos médicos e outras Valores do balanço Outras Provisão para pensões e actos médicos No balanço, quadro N1-06, em Outras Provisões inclui para além do PAR (42 106), a revisão contratação colectiva trabalho (44), os processos judiciais em curso (5 682) e outras provisões para riscos e encargos (0). Nos mapas n1-11x-dee estas últimas estão incluídas em Outras Provisões para Riscos e Encargos. As regularizações entre actividades das provisões identificadas nos quadros anteriores devem-se sobretudo à actualização da regra geral de recursos humanos, que incidiu sobre os saldos finais de 2004 das provisões em causa, afectando assim a repartição histórica dos saldos iniciais (saldos finais de 2003). Nos mapas N1-11x-DEE; N1-12x-CR e N1-13x-CSEP foi colocado em Aumentos do Exercício e em Reduções do Exercício os saldos do razão no final do ano relacionados com a reclassificação contabilística do PAR. 148

157 Pedido de esclarecimento às empresas Em termos de interferência com a informação prestada nos mapas N5-05-DEE; N5-13-CR e N5-23- CSEP, os valores comunicados em Reduções do Exercício incluem, por actividade e por nível de tensão, os valores das reduções/utilizações do ano, considerados como Proveitos Extraordinários do Exercício, valores esses destacados nos mapas seguintes: DEE AT MT BT Total N1-11x-DEE Aumentos Exercício 0 PAR Reclassific Custo Ano Reduções Exercício PAR Reclassific Proveito Ano CR AT MT BTE BT Total N1-12x-CR Aumentos Exercício 0 PAR Reclassific Custo Ano Reduções Exercício 0 PAR Reclassific Proveito Ano CSEP AT MT BTE BT Total N1-13x-CSEP Aumentos Exercício 0 PAR Reclassific Custo Ano Reduções Exercício 0 PAR Reclassific Proveito Ano PROVEITOS DO USO DAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO, POR NÍVEL DE TENSÃO A ERSE, ao comparar os valores de 2004 com os valores ocorridos em 2003 e os previstos pela EDP Distribuição para 2005 e seguintes, verifica que a facturação teórica em 2004 por nível de tensão podia não estar correcta. 149

158 Pedido de esclarecimento às empresas Unidade: 10 3 EUR Nível de tensão 2003 ERSE 2004 EDP Distribuição (Maio 2005) 2005 EDP Distribuição (Junho 2005 AT MT BT Total RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Na realidade verificou-se um lapso na informação prestada em Maio de 2005 referente aos proveitos do Uso da Rede de Distribuição por nível de Tensão em O valor total de m deve ser repartido por nível de tensão da seguinte forma: URD AT ,7 m URD MT ,7 m URD BT ,0 m OUTROS PROVEITOS DIFERIDOS NA ACTIVIDADE CSEP Necessidade de saber a que se deve o saldo de mil euros de outros proveitos diferidos na actividade CSEP, sendo que em 2003 este saldo era de apenas mil euros. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO O saldo de m está assim repartido: Prestações Conta Certa = m ; outros proveitos diferidos = 12 m. Em 2003 as Prestações Conta Certa, no valor de m, foram incluídos em outros acréscimos e diferimentos CUSTOS DO PLANO DE APOIO À REESTRUTURAÇÃO (PAR) Foram solicitados alguns esclarecimentos relativos à nova forma de contabilização destes custos, assim como a compatibilização dos montantes. 150

159 Pedido de esclarecimento às empresas Uma das dúvidas que surge diz respeito à anulação dos custos com reformas e fornecimentos e serviços externos do ano que são reconhecidos como investimento. Estes valores passam a ser considerados como proveitos extraordinários, no entanto estão a corrigir um custo do ano. Porque é que não se manteve a sua contabilização como proveito operacional, conforme se previa o ano passado? Com a informação que dispomos a partir das demonstrações financeiras, por actividade e nível de tensão, para apuramento dos valores do PAR reconhecidos em 2004, não se consegue compatibilizar estes valores nem com os valores enviados para o total da EDP Distribuição, constantes na página 17 do relatório sumário, nem com os valores enviados na página 84 do documento Informação previsional da EDP Distribuição , os quais também diferem entre si. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO O quadro seguinte permite ilustrar a forma como se obteve os valores do PAR referentes a DEE AT MT BT Total Activo regulatório S.Inicial Reformas e FSE [1] Indemnizações [2] S. final Credes NT BTE BTN Total Activo regulatório S.Inicial Reformas e FSE [1] Indemnizações [2] [3] S. final Notas: CSEP NT BTE BTN Total Activo regulatório S.Inicial Reformas e FSE [1] Indemnizações [2] S. final [1] Apurado como a diferença entre os aumentos do ano (mapa de provisões) e o saldo final de [2] Montante de indemnizações individualizadas nas demonstrações de resultados por actividade. [3] Montante de indemnizações é superior ao valor de proveitos extraordinários nos níveis de tensão NT e MT. Com base na metodologia acima indicada apurou-se o valor do PAR para o total da EDP Distribuição e comparou-se este valor com a informação enviada pela empresa quer no relatório sumário, quer no documento enviado com a informação para , apurando-se as seguintes diferenças. 151

160 Pedido de esclarecimento às empresas Total das actividades reguladas informação previsional relatório sumário Dif. valores DEE Credes CSEP Total p. 84 Dif. p. 17 Dif. EDP Distribuição (1) (2) (3) (4) = (1) +(2)+(3) (5) (6) = (4) - (5) (7) (8) = (4) - (7) (9)=(5) - (7) Activo regulatório S.Inicial Reformas e FSE [1] Indemnizações [2] S. final A forma de contabilização do PAR em 2004 está espelhada na pág 35/46, fig 31, do relatório de execução do PAR em 2004, enviado recentemente à ERSE. As indemnizações por mútuo acordo contabilizadas no Activo Regulatório PAR, que totalizam 20,3 M, difere das indemnizações por mútuo acordo contabilizadas como custo na conta no valor de 18,0 M, devido a regularizações de 2003 de 4,4 M e seguros contratados de 2,1 M, isto é, o valor de 18,0 = 20,3-4,4+2, REGRAS DE REPARTIÇÃO, NO ÂMBITO DA RECUPERAÇÃO DE CUSTOS DO PAR Da análise do relatório de execução do PAR e tendo em conta a explicação da metodologia utilizada na afectação dos custos por actividade e nível de tensão, a ERSE verificou que existe uma subsidiação cruzada entre actividades e níveis de tensão, ie, as regras de repartição utilizadas não permitem que o valor das rendas anuais recuperem os custos do PAR. Por exemplo, a actividade de Distribuição de Energia Eléctrica tem 357 milhões de euros de custos e só vai recuperar 350 milhões de euros, a mesma situação se passa no níveis de MAT/AT/MT os custos anuais são superiores aos proveitos quer irão recuperar em 20 anos. Para ultrapassar esta situação a ERSE recalculou os custos com pessoal a incorrer anualmente (custos com pessoal = redução de provisões) partindo dos valores apresentados nos mapas de detalhe do activo regulatório, retirando os custos com acordos de cessação do contrato e com FSE. Neste sentido foi enviado à EDP Distribuição um ficheiro com valores apurados pela ERSE, tendo sido pedido a opinião da primeira sobre a metodologia utilizada. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO A pequena inconsistência entre as regras de repartição do activo regulatório e as regras utilizadas nos custos e respectiva redução de provisões tem originem no seguinte: 152

161 Pedido de esclarecimento às empresas PAR nas contas reguladas reais de 2003, a repartição do activo regulatório teve como base a regra de recursos humanos global existente no final desse ano. As mudanças na estrutura organizativa da EDP Distribuição resultantes, não só dos programas de racionalização, como também da liberalização do sector, implicaram que as previsões de Junho de 2004 incorporassem uma nova regra de recursos humanos global, como resultado de um estudo exaustivo da estrutura de custos por actividade e nível de tensão então levado a cabo. Assim, nessas previsões utilizou-se o mesmo raciocínio das contas reais de 2003, aplicando-se apenas aos custos com pessoal do PAR 2003 a nova regra de recursos humanos, e mantendo-se a repartição do activo regulatório apresentada nas contas reais de 2003 (valor auditado). Este facto originou pequenas discrepâncias nos valores por actividade e nível de tensão entre as rendas do PAR e os custos com pessoal previstos para os anos seguintes. PAR nas contas reguladas reais de 2004, o activo regulatório referente ao PAR 2004 foi repartido com base nas actividades reguladas que esses colaboradores desenvolviam. No que respeita aos FSE considerou-se então que a regra seria equivalente à dos recursos humanos respectivos. Nas contas previsionais de Junho de 2005, manteve-se a mesma regra do real para os custos com pessoal. Contudo, considerou-se que o aumento de FSE estaria relacionado com os custos de operação e manutenção, aplicando-se assim uma regra que reflecte na actividade de Distribuição praticamente todo este custo. Portanto, é nosso entendimento que a existir algum ajustamento, este deve reflectir-se nas regras de repartição do activo regulatório e não nas regras dos custos com pessoal do PAR. Além disso, a alteração das regras destes custos não teria efeito nos custos operacionais, uma vez que estes são compensados pela respectiva redução de provisões. Em termos líquidos, estes custos já não fazem parte da demonstração de resultados da EDP Distribuição. A diferença de 6,8 milhões de euros entre as actividades corresponde, em termos de renda anual, a cerca de 350 mil euros por ano. Se se pensar que há vários pressupostos que é preciso ir ajustando com os relatórios anuais de execução do PAR, pode-se concluir que estes valores têm uma materialidade relativa. Assim, atendendo também ao facto do PAR 2005 se encontrar ainda em fase de execução, é nossa opinião que será preferível aguardar pela sua conclusão e ajustar nas contas reais de 2005 todas as regras dos activos regulatórios dos PAR 2003, 2004 e 2005, devidamente consistentes com os custos com pessoal e FSE previsionais a concretizar no próximo relatório de execução. 153

162 Pedido de esclarecimento às empresas CUSTOS COM PROMOÇÃO AMBIENTAL Os valores constantes da nota 22 do Relatório Sumário, enviado a 30 de Abril, não coincidem com os custos constantes do Relatório de execução do PPQA, enviado a 26 de Abril, no que se refere aos programas 2 a 6. RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO Efectivamente, o mapa dos custos com o ambiente enviado à ERSE nas contas reguladas de 2004 não incluiam os custos internos. Considerando esses custos internos nos programas P2, P3, P4, P5 e P6 a informação anteriormente prestada já passará a coincidir com a referida no relatório de execução. Deste modo, os custos de exploração e de investimento a considerar no âmbito dos programas da qualidade ambiental serão os seguintes: 154