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.
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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.
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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
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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).
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ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 6
Enquadramento
Principais alterações ocorridas nas metodologias regulatórias nos últimos anos:
• 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).
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 7
Enquadramento
Principais alterações ocorridas nas metodologias regulatórias nos últimos anos:
• 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).
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
1. REN2. EDP Distribuição3. EDP Serviço Universal4. EDA e EEM
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1. REN2. EDP Distribuição3. EDP Serviço Universal4. EDA e EEM
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REN
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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.
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REN
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 11
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)
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
REN
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 12
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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
REN
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 13
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.
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1. REN2. EDP Distribuição3. EDP Serviço Universal4. EDA e EEM
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Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor ElétricoEDP Distribuição – Atividade de Distribuição de energia elétrica
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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
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EDP Distribuição– Atividade de Distribuição de energia elétrica
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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)
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EDP Distribuição – Atividade de Distribuição de energia elétrica
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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
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UR
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDP Distribuição – Atividade de Distribuição de energia elétrica
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 18
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.
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
1. REN2. EDP Distribuição3. EDP Serviço Universal4. EDA e EEM
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EDP Serviço Universal – Atividade de comercialização de energia elétrica
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EVOLUÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS1
• 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.
Nota: 1Não inclui o efeito do ajustamento
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)
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDP Serviço Universal - Atividade de comercialização de energia elétrica
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 21
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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
1. REN2. EDP Distribuição3. EDP Serviço Universal4. EDA e EEM
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 22
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de AGS
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EVOLUÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS1
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
80
100
120
140
160
180
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
106E
UR
Aquisição de energia + fuelóleo + Gás Natural Opex Capex
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de AGS
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 24
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
120
140
160
180
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)
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de AGS
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 25
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
300
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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de DEE
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 26
EVOLUÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS1
Proveitos permitidos reais - EDA Proveitos permitidos reais – EEM
Nota: 1Não inclui o efeito do ajustamento
• 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
20
25
30
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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de DEE
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 27
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
10
15
20
25
30
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
€/
MW
h
OPEX (€/MWh)
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de DEE
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 28
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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de CEE
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 29
EVOLUÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS1
Proveitos permitidos reais - EDA Proveitos permitidos reais – EEM
Nota: 1Não inclui o efeito do ajustamento
• 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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
EDA e EEM – atividade de CEE
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 30
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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
Principais conclusões - Continente
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 31
• 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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
Principais conclusões - Continente
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 32
• 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
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
Principais conclusões – Regiões Autónomas
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 33
• 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.
Análise de Desempenho Económico das Empresas do Setor Elétrico
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 34
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