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Análise de Desempenho

Económico das Empresas do Setor

Elétrico

Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 2

Enquadramento

• A ERSE define tarifas que recuperam os custos das atividades reguladas da cadeia de valor do Sistema Elétrico

Nacional (SEN).

• As atividades, cujos custos são recuperados pelas tarifas, podem ou não estar associadas a infraestruturas.

• Nas atividades diretamente reguladas, os custos a recuperar através das tarifas definidas pela ERSE

correspondem a proveitos permitidos das empresas para a atividade em causa, definidos tendo em conta os

seguintes procedimentos:

• A ERSE define os proveitos a recuperar anualmente pela tarifa da atividade em causa (ano t), tendo em

conta a metodologia regulatória a aplicar à mesma atividade;

• A tarifa do ano t visa recuperar: i) os proveitos previstos para o ano a que diz respeito a tarifa; ii) o

ajustamento dos proveitos permitidos considerado na tarifa aplicada um ano antes (no ano t-1) e iii) o

ajustamento dos proveitos permitidos considerado na tarifa aplicada dois anos antes (no ano t-2);

• O ajustamento dos proveitos permitidos considerado na tarifa no ano t-2 corresponde à diferença entre os

proveitos permitidos definitivos, calculados com base em dados reais e auditados e os proveitos obtidos fruto da

aplicação das tarifas.



Enquadramento

• É apresentada a evolução de um conjunto de indicadores relacionados com os custos operacionais e com o

nível de investimento;

• A análise incide sobre três períodos regulatórios (2006 a 2008, 2009 a 2011 e 2012 a 2014), incluindo apenas

dados ocorridos e auditados.

• A análise integra as atividades, cujos proveitos são diretamente determinados pelas metodologias

regulatórias, ou seja, as atividades de transporte (TEE), gestão global do sistema (GGS), distribuição (DEE) e

comercialização de energia elétrica (CEE) no caso do Continente e aquisição de energia elétrica e gestão do

sistema (AGS), distribuição (DEE) e comercialização de energia elétrica (CEE), no caso das Regiões

Autónomas.

• Nas figuras constantes da análise, as referências a:

• “proveitos aceites”, dizem respeito aos proveitos definitivos considerados no cálculo dos ajustamentos;

• “proveitos tarifas”, dizem respeito aos proveitos previstos para o ano a que diz respeito as tarifas;

• “proveitos reais”, dizem respeito aos proveitos reais das empresas.



Enquadramento

• A estrutura empresarial das atividades reguladas é:

• Atividade de transporte de energia elétrica (TEE) e atividade de gestão global do sistema (GGS):

� REN

• Atividade de distribuição de energia elétrica (DEE):

� EDP Distribuição

• Atividade de comercialização de energia elétrica (CEE):

� EDP Serviço Universal

• Atividade de aquisição de energia elétrica e gestão do sistema (AGS), distribuição (DEE) e

comercialização de energia elétrica (CEE) dos Açores:

� EDA

• Atividade de aquisição de energia elétrica e gestão do sistema (AGS), distribuição (DEE) e

comercialização de energia elétrica (CEE) da Madeira:

� EEM



Enquadramento

Principais alterações ocorridas nas metodologias regulatórias nos últimos anos:

• Operador da rede de transporte – Na atividade de transporte de energia elétrica, até 2008 (inclusive), aplicou-se uma

metodologia por custos aceites tanto nos custos de exploração (OPEX), como nos custos com capital (CAPEX). A partir

do período regulatório 2009-2011, passou-se para um modelo baseado em incentivos económicos: (I) aplicação de uma

metodologia do tipo price cap nos custos de exploração; (II) incentivo ao investimento eficiente na rede de transporte,

através da utilização de preços de referência na valorização dos novos equipamentos a integrar na rede, cujo maior risco

é compensado por uma taxa de remuneração diferenciada; (III) incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos

da RNT; (IV) incentivo à manutenção em exploração de equipamento em fim de vida útil.

Na atividade de gestão global do sistema até 2014 aplicou-se uma metodologia por custos aceites tanto nos custos de

exploração (OPEX), como nos custos com capital (CAPEX).

Nota: No que se refere aos proveitos permitidos, as metodologias de regulação podem ser agrupadas em regulação por incentivos (regulação que permite que as empresas

aumentem a sua rentabilidade ao diminuírem o seu nível de custos) ou em regulação por custos aceites (onde o desempenho das empresas nesta matéria é neutro para a

rentabilidade das empresas).



Enquadramento


• Operador da rede de distribuição – Até 2012 aplicou-se uma metodologia do tipo price cap nos custos de exploração e

custos de investimento. A partir de 2012 a metodologia regulatória seguida foi de price cap nos custos de exploração e

custos aceites nos custos com investimento. No período regulatório 2012-2014 diferenciou-se o tratamento dos

investimentos em redes consideradas inovadoras e foi igualmente implementado um mecanismo de limitação de

investimento excessivo (investimento ocorrido seja maior do que o inicialmente previsto para o período regulatório), cuja

aplicação pressupõe uma redução da remuneração do ativo. São igualmente aplicados outros incentivos: (I) incentivo à

melhoria da qualidade do serviço e (II) incentivo à redução das perdas.

Nota: No que se refere aos proveitos permitidos, as metodologias de regulação podem ser agrupadas em regulação por incentivos (regulação que permite que as empresas

aumentem a sua rentabilidade ao diminuírem o seu nível de custos) ou em regulação por custos aceites (onde o desempenho das empresas nesta matéria é neutro para a

rentabilidade das empresas).



Enquadramento


• Comercializador de último recurso – Até 2014, a regulação aplicada foi do tipo price cap nos custos exploração, que

incluía, igualmente, a remuneração das necessidades de capital circulante decorrentes do diferencial entre o prazo

médio de pagamento e o prazo médio de recebimento.

• Empresas com as concessões do transporte e da distribuição de energia elétrica das Regiões Autónomas dos

Açores e da Madeira – até ao ano 2008 (inclusivé), a regulação das três atividades foi efetuada por custos aceites e

aplicação de uma taxa de remuneração no investimento; no período regulatório 2009-2011 alargou-se a aplicação de

uma regulação por incentivos económicos: (I) a regulação das atividades de Distribuição e Comercialização de Energia

Elétrica passa a ser efetuada através de uma metodologia de apuramento de proveitos permitidos por price cap; (II)

definição de custos de referência do fuelóleo consumido na produção de energia elétrica na Atividade de Aquisição de

energia Elétrica e Gestão Global do Sistema. A partir de 2012, retirou-se o custo com capital (CAPEX) do âmbito do

price cap nas atividades de Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica, tendo o CAPEX passado a ser

remunerado por custos aceites.

Nota: No que se refere aos proveitos permitidos, as metodologias de regulação podem ser agrupadas em regulação por incentivos (regulação que permite que as

empresas aumentem a sua rentabilidade ao diminuírem o seu nível de custos) ou em regulação por custos aceites (onde o desempenho das empresas nesta matéria é

neutro para a rentabilidade das empresas).


1. REN2. EDP Distribuição3. EDP Serviço Universal4. EDA e EEM



REN


EVOLUÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS

Proveitos permitidos reais1 – atividade de TEE Proveitos permitidos reais1 – atividade de GGS

Nota: 1Não inclui o efeito do ajustamento

• A entrada do mecanismo de valorização dos ativos a custos

de referência, coincide com um crescimento significativo do

CAPEX. Assim, em 2012 verificou-se um acréscimo de cerca

de 36% face ao ano anterior. Contudo, em 2013 observou-se

um decréscimo de 6%, justificado pela descida da taxa de

remuneração dos dois tipos de ativos.

• A evolução do OPEX ao longo do período em análise

registou um decréscimo acentuado a partir de 2007 - até

esse ano, o OPEX inclui os custos com serviços de sistema e

a faturação do agente de mercado. A partir desse ano, o

OPEX estabilizou.


REN


EVOLUÇÃO DO OPEX por drivers de custo

Custos unitários por energia – atividade de TEE(preços constantes 2015)

Custos unitários por km de rede – atividade de TEE(preços constantes 2015)

• A partir de 2010, observa-se uma inversão da tendência dos custos, passando os custos unitários reais, quer por energia

transportada, quer por quilómetros de rede, a ser inferiores aos custos unitários aceites.

• Entre 2011 e 2012, assistiu-se a um aumento substancial nos “outros proveitos” reais que deduzidos à base de custos (custo –

outros proveitos) justificam a diferença observada face a um OPEX que se encontra praticamente inalterado.

• Período de regulação 2009-2011: metas de eficiência no OPEX de 0,5%/ano;

• Período de regulação 2012-2014: metas de eficiência no OPEX de 3,5%/ano;

• Em tarifas 2015 verifica-se um decréscimo significativo do OPEX aceite unitário, quer por energia quer por kms de rede.

300

400

500

600

700

800

900

1 000

1 100

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015T

Un

id:

EU

R/

GW

h

OPEX aceite unitário - energia (€/GWh) OPEX real/estimado unitário - energia (€/GWh)

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

6 000

6 500

7 000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015T

Un

id:

EU

R/

km

OPEX aceite unitário - compr. linhas (€/km) OPEX real/estimado unitário - compr. linhas (€/km)


REN


EVOLUÇÃO DO INVESTIMENTO

Atividade de TEE Atividade de GGS

• Crescimento contínuo do investimento entre 2006 e 2009.

• Decréscimo significativo de investimento a partir de 2009.

• Em 2014 o investimento atinge o ponto mais baixo do período

analisado.

• Desde 2006, o nível de investimento tem vindo a diminuir de

forma descontínua.

• A partir de 2010 verifica-se uma estabilização em valores

próximos dos 4 milhões de euros.

233,3 234,8

254,5

342,9

280,8

250,9

141,5 146,5129,1

259,4 253,9270,9

361,7

294,3

262,3

148,3 150,3

130,8

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

10

6E

UR

Preços correntes Preços constantes

Nota: Preços constantes 2015

6,5

4,2

5,45,1

3,84,0 4,1 4,2

4,0

7,2

4,6

5,85,4

4,04,2 4,3 4,3

4,0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

10

6E

UR

Preços correntes Preços constantes


REN


EVOLUÇÃO DO ATIVO BRUTO E DO ATIVO LÍQUIDO

Atividade de TEE Atividade de GGS

• Acréscimo do imobilizado líquido em exploração (RAB) na atividade de TEE decorrente, sobretudo, dos

novos investimentos valorizados a custos de referência;

• A tendência de alguma estabilidade no imobilizado da atividade de GGS;

• O valor do RAB médio do período na atividade da TEE foi de 1 637 milhões de euros e na atividade de GGS

foi de 41 milhões de euros.

Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor ElétricoEDP Distribuição – Atividade de Distribuição de energia elétrica


EVOLUÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS1

• Com a alteração de metodologia na regulação desta atividade, só a partir de 2012 é possível a desagregação do CAPEX e do

OPEX por nível de tensão;

• Os custos diretamente relacionados com a atividade regulada (OPEX e Plano Reestruturação de Efetivos) representam mais

de 35% dos proveitos totais. Nota: 1Não inclui o efeito do ajustamento

163 158 152

325 312 316

414 423 417 424 429 403

240 228 220

747 752 748

452 466415

217208 206

240 238242

249254 253

18 3621 86 83

75

7063 60

1 197 1 227 1 195 1 212 1 2141 140

1 2621 219 1 206

-100

100

300

500

700

900

1 100

1 300

1 500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

AT/MT - OPEX AT/MT - CAPEX

AT/MT (OPEX+CAPEX) BT - OPEX

BT (OPEX+CAPEX) BT - CAPEX

Rendas de concessão Incentivo à Melhoria da Qualidade de Serviço

Incentivo à redução de perdas Custos com ambiente

Planos de reestruturação de efectivos


EDP Distribuição– Atividade de Distribuição de energia elétrica


OPEX UNITÁRIO POR INDUTOR DE CUSTO

OPEX unitário por energia(preços constantes 2015)

OPEX unitário por cliente(preços constantes 2015)

• Os custos reais têm registado um decréscimo com exceção de 2012 - a quebra verificada no consumo e no número

de clientes justificam a evolução crescente nestes dois indicadores;

• Em 2013, a redução dos custos motivou a descida do OPEX unitário.

0

20

40

60

80

100

120

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015T

€/

clie

nte

OPEX controlável unitário real

OPEX controlável unitário aceite pela ERSE

OPEX total unitário aceite pela ERSE (sem rendas de concessão)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015T

€/

MW

h

OPEX controlável unitário real

OPEX controlável unitário aceite pela ERSE

OPEX total unitário aceite pela ERSE (sem rendas de concessão)


EDP Distribuição – Atividade de Distribuição de energia elétrica


EVOLUÇÃO DO INVESTIMENTO

• Observa-se uma ligeira diminuição do esforço de investimento ao longo do período em análise.

Investimento a preços

correntes

Investimento a preços

constantes de 2015

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

10

6E

UR


EDP Distribuição – Atividade de Distribuição de energia elétrica


EVOLUÇÃO DO ATIVO BRUTO E DO ATIVO LÍQUIDO

• O ativo líquido a remunerar (RAB) tem-se mantido relativamente estável em torno de 3 mil milhões de euros;

• A diminuição do nível de investimento conduziu a uma diminuição do peso do ativo líquido face ao ativo bruto.


EDP Serviço Universal – Atividade de comercialização de energia elétrica



• No período em análise, os proveitos permitidos têm registado uma tendência decrescente;

• A redução dos proveitos permitidos está relacionada com a introdução de uma regulação por incentivos a partir de

2009 e, principalmente, pela extinção das tarifas e da consequente saída dos consumidores para o mercado.


125120

113108

103

94

80

71

60

0

20

40

60

80

100

120

140

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

10

6e

uro

s

Custos estrutura comercial - OPEX Margem de Reposição do Fundo Maneio (até 2014)


EDP Serviço Universal - Atividade de comercialização de energia elétrica


EVOLUÇÃO DO OPEX unitário

Custos unitários por clientePreços constantes 2015

• Observa-se uma aproximação dos custos unitários reais com os custos unitários implícitos em tarifas. A partir de 2010 assiste-

se mesmo a uma inversão do sinal, com a empresa a ultrapassar as metas de eficiência exigidas.

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015T

€/ c

on

sum

idor

OPEX unitário aceite / cliente OPEX unitário real / cliente


EDA e EEM – atividade de AGS



Proveitos permitidos reais - EDA Proveitos permitidos reais – EEM

• O comportamento dos proveitos permitidos está, principalmente, indexado ao preço dos combustíveis e ao custo da aquisição de

energia;

• Observa-se um incremento sistemático do CAPEX e do OPEX, exceto em 2009, 2013 e 2014:

• o OPEX inclui custos que não são controláveis pela empresa e que, por isso, não são alvo de ganhos de eficiência, como

sejam, entre outros, as manutenções dos grupos produtores e os custos com gasóleo e lubrificantes;

• o CAPEX inclui custos com capital dos centros electroprodutores pertencentes ao sistema público da Regiões Autónomas;

• os custos associados aos centros electroprodutores pertencentes ao sistema independente das Regiões Autónomas estão

integrados nos custos de energia. Nota: 1Não inclui o efeito do ajustamento

55 5770

5869

82 8779 75

18 19

19

21

22

2427

262526 25

31

31

30

35

36

3636

99 101

120

110

122

140

149

141136

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

10

6E

UR

Aquisição de enegia + fuel CAPEX OPEX

62 6687

6479

99113

98 97

14 15

16

15

16

16

18

20 18

1717

17

20

23

24

27

2520

9397

120

99

119

139

158

143134

0

20

40

60

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120

140

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180

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106E

UR

Aquisição de energia + fuelóleo + Gás Natural Opex Capex




EVOLUÇÃO DO TOTEX UNITÁRIO

TOTEX por energia emitida – EDA(preços constantes 2015) TOTEX por energia emitida – EEM

(preços constantes 2015)

• Assiste-se, na generalidade, a um aumento do TOTEX em termos unitários – justificação advém maioritariamente da

inclusão do custo da energia.

• Em 2009, 2013 e em 2014, assiste-se a um decréscimo associado à redução de custos de aquisição de

energia e fuelóleo;

• A partir de 2010 assiste-se a um crescimento mais acentuado decorrente da quebra verificada no consumo (menor

energia emitida).

0

20

40

60

80

100

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140

160

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200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

€/M

Wh

TOTEX em €/MWh

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

€/

MW

h

Totex em (€/MWh)




EVOLUÇÃO DO ATIVO

• Verifica-se um ligeiro aumento do valor do ativo líquido em exploração;

• De registar que os investimentos associados à produção revelam um perfil bastante instável associado ao facto

desses investimentos serem indivisíveis.

EDA EEM

144 148 141 137167 159 172 170 165

88 98 105 122

134 147160 174 18732

30 2826

20 1917

15 14

263276 274

286

322 325349 360 366

0

50

100

150

200

250

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350

400

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

Ativo Líquido em exploração (RAB) Amortização Acumulada Subsídios Líquidos

133 126 131 155 178 170 162 151 143

177 188 200213

227 241 254 267 281

32 33 3026

23 22 19 17 14

343 348 361394

427 433 434 435 438

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

10

6E

UR

Ativo líquido em exploração (RAB) Amortizações acumuladas Subsídios líquidos


EDA e EEM – atividade de DEE





• O acréscimo verificado entre 2008 e 2009 decorre das alterações regulamentares que se traduziram na

transferência de custos, associados à comercialização de redes, da atividade de comercialização para a atividade

de distribuição;

• Em 2012 o aumento registado coincide com o início de mais um período de regulação e com o ajustamento

efetuado à base de custos das empresas.

12,8 13,8 13,015,7 15,3 15,1

17,718,4 20,1

26,124,0 24,2

36,6 36,9 35,5

3532 31

4341 39

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

OPEX CAPEX OPEX + CAPEX

15,9 16,7 17,1 19,6 18,7 18,0

15,017,8

20,7

27,725,3 24,2

45 45 46

3134

38

45 45 4647

4442

0

5

10

15

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35

40

45

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

Opex Capex Opex + Capex + Reposição do desvio de quantidades




EVOLUÇÃO DO OPEX POR ENERGIA

Custos por energia – EDA(preços constantes de 2015)

Custos por energia – EEM(preços constantes de 2015)

• Verifica-se que os custos unitários na EDA sofrem um decréscimo em 2008 mantendo-se estável até 2013 inclusive.

No ano de 2014 existe um ligeiro acréscimo no custo unitário, devido ao aumento dos custos de exploração;

• No que se refere à EEM verifica-se um acréscimo até 2010, estabilizando a partir desse ano. Em 2014 denota-se

um ligeiro decréscimo dos custos unitários devido à diminuição de custos.

0

5

10

15

20

25

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

€/

MW

h

OPEX €/MWh a preços constantes 2015

0

5

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15

20

25

30

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

€/

MW

h

OPEX (€/MWh)




EVOLUÇÃO DO ATIVO

EDA EEM

• O ativo líquido em exploração cresceu continuamente até 2010, o que significa que o investimento transferido para

exploração foi mais expressivo do que as amortizações;

• Registe-se ainda que a manutenção dos valores do RAB nos últimos anos é justificada pela contração do consumo

e consequente quebra ao nível da energia fornecida.

138 147 155 158 182 179 181 184 191

9098

110 120131 136 146 158

17139

4245

47

49 5151

5048

266287

310326

361 366 378392 410

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

Ativo Líquido em exploração (RAB) Amortização Acumulada Subsídios Líquidos

101125 143 155 161 160 153 155 148

112120

131149 160 172 183 196 209

10

1010

1110 8 9

8 8

223

255285

315330 340 345

360 364

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

Ativo líquido em exploração (RAB) Amortizações acumuladas Subsídios líquidos


EDA e EEM – atividade de CEE





• O decréscimo verificado entre 2008 e 2009 decorre das alterações regulamentares que se traduziram na

transferência de custos, associados à comercialização de redes, da atividade de comercialização para a atividade

de distribuição;

• Registe-se ainda que no caso particular da EDA, o aumento verificado em 2012 resulta dos proveitos permitidos de

2009 a 2011 não terem recuperado os custos incorridos pela empresa, o que conduziu ao ajustamento da base de

custos definida para o período 2012-2014.

6,1 6,1 6,8

4,4 4,5 4,5

1,6 1,81,9

0,6 0,6 0,5

4,7 4,8 4,7

7,7 7,88,7

4,7 4,8 4,7 5,0 5,0 5,1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

Opex Capex Opex + Capex

5,2 5,1 5,26,0 6,0 6,1

1,0 1,01,6

1,0 0,8 0,7

4,6 4,6 4,6

6,2 6,1

6,8

4,6 4,6 4,6

7,0 6,9 6,7

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

106

EU

R

OPEX CAPEX OPEX + CAPEX


EDA e EEM – atividade de CEE


EVOLUÇÃO DO OPEX POR CLIENTE

Custos por cliente – EDA(preços constantes de 2015)

Custos por cliente – EEM(preços constantes de 2015)

• Na EDA, em 2013 e 2014 denota-se um acréscimo nos custos por cliente derivado ao aumento dos custos da

empresa;

• Na EEM de 2008 para 2009 o custo unitário decresce substancialmente devido à diminuição dos custos da

empresa. A partir desse ano os custos por cliente estabilizam.

0

10

20

30

40

50

60

70

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

€/C

lien

te

OPEX EDA / nº médio de clientes

0

10

20

30

40

50

60

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

€/ c

lient

e

OPEX EEM/ número médio clientes


Principais conclusões - Continente


• Até 2009, o dinamismo do investimento no transporte de energia elétrica foi superior ao da distribuição. Este facto

poderá refletir, entre outros aspetos, as diferentes formas de regulação aplicadas até à data nessas atividades. Após

essa data, o investimento na atividade de distribuição tem estabilizado enquanto que, na atividade de Transporte

apresenta uma tendência de forte desaceleração;

• Atividade de TEE: a regulação tem-se baseado na metodologia de custos aceites e, mais recentemente, na

consideração de custos padrão para o investimento ocorrido posteriormente a 2009, sendo o risco acrescido

compensado por um prémio aplicado à taxa de remuneração dos ativos. De uma forma genérica, este quadro

regulatório garante a recuperação da maior parte dos custos de investimento. Este dinamismo permitiu responder

aos vários desafios destes últimos anos, como sejam a liberalização do mercado grossista de energia elétrica, a

penetração da produção em regime especial e a criação do MIBEL. No entanto e, pese embora a diminuição no

valor de investimento nos últimos dois anos, importa sublinhar que o valor dos seus ativos quase duplicaram entre

2006 e 2014.

• Atividade de DEE: aplicou-se, até 2011, uma metodologia de regulação do tipo price cap sobre o conjunto dos

custos regulados (operacionais e de investimento). Apesar do maior risco regulatório associado a esta metodologia

ter sido compensado por um prémio sobre a taxa de remuneração dos ativos, o valor dos investimentos anuais

nesta atividade diminuiu até 2010, tendo-se mantido relativamente constantes desde então, coincidindo com a

aplicação de ma metodologia por custos aceites a partir de 2012.

Investimento e CAPEX


Principais conclusões - Continente


• Atividade de TEE e DEE: Verifica-se que até 2011 a diminuição dos custos unitários observada na atividade de

distribuição de energia elétrica não se manifestou de uma forma tão vincada na atividade de transporte. A partir

desse ano, os custos operacionais diminuíram de forma mais vincada na atividade de TEE do que na atividade de

DEE. Registe-se que a diminuição dos custos operacionais verificados na atividade de TEE teve reflexo na revisão

em baixo do OPEX a recuperar por aplicação das tarifas.

Custos operacionais


Principais conclusões – Regiões Autónomas


• Nas Regiões Autónomas tem sido aplicado uma regulação mista por custos aceites e por incentivos sendo que nos

últimos anos, foi dada primazia à regulação por incentivos.

• Custos operacionais na Distribuição e na Comercialização: verifica-se de uma forma geral, a tendência de

diminuição dos custos nas empresas insulares nas atividades de rede. Registe-se, no entanto, que as principais

oscilações nos custos decorreram da reafectação de funções entre as atividades de distribuição e de

comercialização de energia elétrica;

• Custo com capital na Distribuição e na Comercialização: A partir de 2012 e, à semelhança do efetuado no

Continente, o custo com capital foi retirado do âmbito do price cap nas atividades de Distribuição e Comercialização

de Energia Elétrica; O ativo líquido em exploração cresceu continuamente até 2010, o que significa que o

investimento transferido para exploração foi mais expressivo do que as amortizações; Verifica-se a manutenção dos

valores do RAB nos últimos anos, facto justificado pela contração do consumo e consequente quebra ao nível da

energia fornecida.

• Atividade de AGS: não é comparável com nenhuma atividade regulada do Continente, na qual a evolução dos

custos depende fortemente da evolução do custo energia primária, designadamente do preço do fuelóleo, tendo a

ERSE implementado um mecanismo para aquisição eficiente de fuelóleo.



SIGLAS E ABREVIATURAS

AGS – Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

CAPEX – Capital Expenditures (despesas de capital)

CEE – Comercialização de Energia Elétrica

CIEG – Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental e deinteresse económico geral

DEE – Distribuição de Energia Elétrica

EDA – Eletricidade dos Açores, SA

EEM – Empresa de Eletricidade da Madeira

GGS – Gestão Global do Sistema

MIBEL – Mercado Ibérico de Eletricidade

OPEX – Operational Expenditure (despesas operacionais)

RAB – Regulatory asset base (Base de Ativos Regulada)

TEE – Transporte de Energia Elétrica

TOTEX – Operational Expenditures + Capital Expenditures

WACC – Weighted Average Cost Of Capital (Custo Médio Ponderado deCapital)

GLOSSÁRIO

Ativo Bruto - Para efeitos desta análise, o ativo bruto não inclui o capitalcirculante, correspondendo assim ao imobilizado bruto

Ativo Líquido = Imobilizado Bruto – Amortizações Acumuladas – SubsídiosLíquidos

CAPEX = Remuneração do RAB + Amortizações do exercício

OPEX = Fornecimentos e Serviços Externos + Custos com Pessoal + OutrosCustos Operacionais Líquidos de Outros Proveitos

RAB = Imobilizado Bruto – Amortizações Acumuladas – Subsídios Líquidos –Imobilizado em Curso

TOTEX = OPEX + CAPEX


ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

Entidade Reguladora dos Serviços EnergéticosRua Dom Cristovão da Gama, n.º1 – 3º1400 – 113 LisboaPortugal

análise de desempenho económico das empresas do setor … · análise de desempenho económico...

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